автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Исследование способов совершенствования энергетических газотурбинных установок и их тепловых схем

На правах рукописи

ПУСТОВАЛОВ ПАВЕЛ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБОВ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК И ИХ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ

Специальность: 05.14.01 - энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 ИЮЛ 2012

Москва-2012

005046445

005046445

Работа выполнена на кафедре «Тепловых электрических станций» федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Национальный исследовательский университет «МЭИ»

Научный руководитель: кандидат технических наук, профессор

кафедры ТЭС ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ»

Цанев Стефан Вичев.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

кафедры ТОТ им. М.П. Вуколовича ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» Охотин Виталий Сергеевич

кандидат технических наук директор по продажам оборудования ТЭС ООО «Сименс» Девянин Вячеслав Алексеевич .

Ведущая организация: ООО "ЭнергоФихтнер", г. Москва

Защита диссертации состоится «13» сентября 2012 г. в 16 час. 00 мин. В аудитории Б-205 ФГБОУВПО «НИУ «МЭИ» на заседании диссертационного совета Д 212.157.14 при Национальном исследовательском университете Московском энергетическом институте по адресу: г. Москва, Красноказарменная ул., 17.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

Автореферат разослан «_»_2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

\_к.т.н., доц. Зверьков В.П.

Общая характеристика работы

Актуальность работы.

В современных условиях развития электроэнергетики в Российской Федерации (переход к рынку электроэнергии и мощности, рост цен на топливо) крайне актуальным является внедрение высокоэкономичных генерирующих установок, созданных на базе прогрессивных технологий.

В соответствии с результатами оптимизации структуры генерирующих мощностей, проведённых при разработке «Сценарных условий развития электроэнергетики на период до 2030 года», предусматриваемыми масштабами развития атомной и гидроэнергетики рекомендуемый суммарный объем вводов на ТЭС в период 2011 - 2030 годы определен в размере 100,8 млн кВт. Приоритет отдан развитию генерации на газе. Объем вводов генерирующих мощностей на газе составляет 83,8 млн кВт (83 % от суммарных вводов на ТЭС).

Значительное наращивание доли газовой генерации требует масштабного внедрения современных технологий - парогазовых и газотурбинных, обеспечивающих повышение среднего КПД ТЭС на газе до уровня не менее 53 %, предусмотренного Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики.

В классе малых и средних мощностей доминирующее положение занимают парогазовые установки с котлами-утилизаторами 2-х давлений. В отдельных случаях используются также ПТУ 1-го давления. КПД таких установок находится на относительно низком уровне (не более 52%). Возможным путём повышения тепловой экономичности и экономической эффективности энергетических установок на базе газотурбинных технологий является отказ от паросиловой части и усложнение технологической схемы газотурбинной установки.

Цель работы

1. Выполнить сравнение газотурбинных установок различных технологических схем по энергетической эффективности и экономическим показателям.

2. Разработать рекомендации по выбору параметров установок наиболее перспективных схем.

3. Провести оценку экономической эффективности строительства установок наиболее перспективных схем исходя из прогнозируемых условий развития электроэнергетики Российской Федерации.

Научная новизна работы

1. Разработана методика и алгоритм расчёта тепловых схем ГТУ с увлажнением рабочей среды путём применения сатураторов.

2. Проведён анализ различных способов повышения показателей тепловой экономичности ГТУ путём усовершенствования их тепловой схемы.

3. Проведена технико-экономическая оптимизация и разработаны рекомендации по выбору параметров ГТУ усовершенствованных тепловых схем.

4. Проведено сравнение экономической эффективности установок различных схем на базе газотурбинных технологий, впервые проведена оценка экономической эффективности ГТУ с увлажнением рабочей среды путём- применения сатураторов в условиях Российской Федерации.

Степень достоверности обеспечивается применением широко используемых методик расчетов элементов тепловых схем газотурбинных установок, апробированных математических методов моделирования и программного обеспечения, а также хорошей сходимостью результатов с публикуемыми результатами других авторов.

Практическая ценность работы.

1. Полученные результаты могут быть использованы производителями газотурбинного оборудования, проектными и инжиниринговыми организациями при создании' высокоэффективных энергоустановок малой и средней мощности.

2. Результаты работы и разработанные компьютерные модели используются в учебном процессе при подготовке специалистов-энергетиков на кафедре Тепловых электрических станций МЭИ (ТУ).

Апробация работы и публикации.

Результаты работы докладывались на XIV международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2008 г., Москва), XV международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2009 г., Москва), XVI международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2010 г., Москва), международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XVI Бернардосовские чтения) (2011 г., Иваново), XVII международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2011 г., Москва), XVIII международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2012 г., Москва), научном семинаре кафедры ТЭС НИУ МЭИ (2011 г., Москва), заседании кафедры ТЭС НИУ МЭИ (2012 г., Москва).

По результатам работы имеется 9 публикаций.

Структура и объём диссертации.

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе, списка использованной литературы. Содержание работы изложено на 132 страницах машинописного текста. Список литературы содержит 57 наименований.

Содержание работы

Во введении рассмотрены перспективы повышения экономичности газотурбинных установок путем совершенствования их тепловых и технологических схем. Сформулированы цели диссертационной работы.

В первой главе проведён анализ основных способов повышения тепловой экономичности газотурбинных установок. Выполнен обзор предлагаемых технологических схем. Выявлено, что в литературе не опубликовано алгоритма расчёта показателей тепловой экономичности газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды при помощи сатуратора.

По результатам первой главы обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы основные задачи исследования.

Во второй главе приводятся основные положения методики расчёта показателей тепловой экономичности газотурбинных установок. Выбрана методика расчёта теплофизических свойств рабочей среды газотурбинных установок со значительным содержанием водяных паров на основе современных программных продуктов.

Проведённые исследования позволили разработать алгоритм расчёта показателей тепловой экономичности газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды при помощи сатуратора. Блок-схема разработанного алгоритма представлена на Рис. 1.

ГТУ с сатуратором

В третьей главе проведён расчетный анализ способов повышения показателей газотурбинных установок путём усовершенствования их тепловой схемы. Были рассмотрены установки с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии, промежуточным подогревом воздуха при расширении, регенерацией теплоты уходящих газов, а также установки с комбинацией вышеупомянутых технических решений.

Было выявлено, что на современном уровне развития газотурбинных технологий применение промохлаждения и промподогрева оказывает слабое влияние на максимально достижимый КПД ГТУ, однако способствуют значительному повышению удельной мощности установки, на 26 - 34%, совместное применение этих решений повышает мощность на 75% (см. Табл. 1). Возрастает также оптимальная с точки зрения удельной мощности степень повышения давления.

Табл. 1 Показатели тепловой экономичности газотурбинных установок простого цикла, с промежуточным охлаждением при сжатии (ПО), промежуточным подогревом (1111) и сочетанием этих решений (ПО+1111)._

Тип цикла % КПД Удельная мощность

Значени е,% 5, % Значение, кДж/кг 5, %

Простой цикл Максимизация К™ 16 37.4% . 375.0

Максимизация кпд 40 41.9% 12.1% 330.3 -11.9%

ПО - 40 41.9% 12.2% 473.8 26.3%

ПП Максимизация Кд 28 39.6% 5.9% 503.4 34.2%

Максимизация кпд 40 41.4% 10.8% 497.0 32.5%

ПП+ПО - 40 41.5% 11.0% 655.9 74.9%

Необходимо отметить, что проведённые автором работы исследования показали, что при повышении совершенства установки (повышение КПД компрессора и турбины, снижение доли воздуха на охлаждение) эффективность ГТУ простого цикла возрастает быстрее, чем эффективность установок с промохлаждением и промподогревом.

Применение регенерации позволяет повысить КПД ГТУ, причем наибольший эффект достигается при невысоких значениях степени повышения давления. При принятых исходных данных максимальная экономичность ГТУ с регенерацией достигается при степени повышения давления як = 10 , КПД ГТУ при этом равен 42,8%. Совместное применение регенерации и промежуточного охлаждения и подогрева благоприятно влияет на показатели установки. Промежуточное охлаждение в схемах ГТУ с регенерацией сильнее воздействует на КПД установки, чем промежуточный подогрев. В Табл. 2 приведено сравнение показателей ГТУ с регенерацией с ГТУ простого цикла. Здесь в качестве базового варианта для сравнения принята установка простого цикла с максимальным КПД (для принятых исходных данных). Из таблицы видно, что регенерация без дополнительного усовершенствования схемы позволяет достичь

относительно небольшого повышения КПД. Относительно небольшой выигрьпп в экономичности в сочетании с невысокой мощностью, потребностью в разработке ГТУ с низкой степенью повышения давления и необходимостью применения теплообменника-регенератора со значительной поверхностью подтверждают нецелесообразность применения регенерации без дополнительного усовершенствования схемы ГТУ.

Табл. 2. Сравнение показателей ГТУ с регенерацией различных схем с ГТУ простого цикла.__

Тип цикла КПД Удельная мощность

Значение, % 5, % Значение, кДж/кг 6, %

Простой цикл Максимизация 16 37.4% -10.8% 375.0 13.6%

Максимизация КПД 40 41.9% 330.3

Регенерация 11 42.8% 2.2% 349.9 5.9%

Регенерация +Промохлаждение 20 46.5% 11.1% 435.0 31.7%

Регенерация +Промподогрев 15 44.2% 5.5% 458.4 38.8%

Регенерация + Промохлаждение + Промподогрев 40 49.3% 17.6% 631.5 91.2%

Промежуточный подогрев позволяет достичь относительного повышения экономичности установки с регенерацией на 5,5% по сравнению с ГТУ простого цикла, удельная мощность возрастает на 40,2%. Однако, регенератор в таких установках работает в условиях весьма высоких температур, температура газов за турбиной в приведённом таблице случае равна Т^. = 766 °С (против Ткт = 634 °С для установки с регенерацией без промподогрева). Столь высокая температура требует применения дорогостоящих материалов для изготовления регенератора и может негативно сказаться на надёжности

его работы. Таким образом, перспективность установок с регенерацией и промподогревом вызывает серьёзные сомнения.

Промежуточное охлаждение воздуха в сочетании с регенерацией позволяет достичь относительного повышения КПД на 11,1%, удельная мощность установки возрастает на 31,7%. Следует отметить, что для ГТУ с регенерацией и промохлаждением оптимальная степень повышения давления достаточно высока, пк = 20. Температура газов за турбиной в этом случае равна Тт — 523 °С, что значительно ниже значения для ГТУ без промохлаждения. Менее высокая температура газов позволяет достичь более высокой надежности регенератора. Кроме этого, более высокая степень повышения давления приводит к уменьшению размеров воздуховодов, позволяет сделать регенератор более компактным. Сложность схемы установок с регенерацией и промохлаждением относительно невысока. Эти факторы позволяют сделать вывод о перспективности газотурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии и регенерацией.

Комбинация промежуточного охлаждения воздуха при сжатии и подогрева при расширении в сочетании с регенерацией теплоты уходящих газов позволяет достичь повышения КПД на 17,6%, удельная мощность возрастает почти вдвое, на 91,2%. Температура газов за турбиной Гцт = 623 "С несколько ниже, чем в установках с регенерацией без дополнительных усовершенствований тепловой схемы. Оптимальная степень повышения давления лк = 40 . Столь высокое значение лк может вызвать проблемы при создании установок невысокой мощности вследствие чрезвычайно малых высот лопаток компрессора высокого давления.

В четвёртой главе рассмотрены установки с увлажнением рабочей среды, выбранные для исследований по результатам анализа опубликованных данных.

Выявлено, что установки с впрыском воды в сжатый воздух перед регенератором (схема МЛ) не обладают достаточными преимуществами перед установками с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии и регенерацией. Применение установок схемы МИ. не представляется целесообразным.

Были подробно рассмотрены газотурбинные установки с увлажнением рабочей среды в увлажняющих колоннах (сатураторах). Тепловая схема простейшей ГТУ с сатуратором приведена на Рис. 2, а её показатели тепловой экономичности в зависимости от степени

повышения давления в компрессоре - на Рис. 3.

охладитель сжатого воздуха, Сат - сатуратор, Р - регенератор, КС - камера сгорания, ГТ - газовая турбина, ЭК - экономайзер

давления

Как видно из вышеприведённого рисунка, максимальный КПД установки равен 50,15% и достигается при степени повышения давления в компрессоре лк = 20 н- 22. При дальнейшем увеличении величины пк экономичность установки снижается, однако её мощность монотонно возрастает (при постоянном расходе воздуха через компрессор).

Был проведён анализ влияния параметров ГТУ с сатуратором на показатели тепловой экономичности. Было выявлено, что снижение температуры воздуха за ОСВ благоприятно влияет на показатели тепловой экономичности установки. При изменении данной величины в диапазоне Тв°зд" = 90 + 130 °С наибольший КПД установки достигался при пк = 20 и был равен г]э = 50,15 % при Гв°|®" = 90 °С и щ = 49,83 % при Г°™" = 130 °С, таким образом увеличение температуры воздуха за ОСВ на 40 °С снижает максимальный КПД установки на 0,32 %. Необходимо также отметить, что при увеличении Гв°зд её влияние на эффективность установки несколько снижается. Так, при увеличении Гв°зд" с 90 до 100 °С максимальный КПД снижается на 0,1 %, а при увеличении Т°°{" с 120 до 130 °С КПД снижается только на 0,06 %. Зависимости электрического КПД ГТУ с сатуратором от степени повышения давления для различных температур воздуха за ОСВ приведены на Рис. 4.

Рис. 4. Зависимость электрического КПД ГТУ с сатуратором от степени повышения давления для различных температур воздуха за ОСВ

Помимо КПД температура воздуха за ОСВ также оказывает влияние на мощность установки. Степень влияния температуры воздуха за ОСВ на мощность установки имеет те же тенденции, что и у КПД, то есть усиливается с увеличением степени повышения давления и уменьшается с повышением При увеличении д" с 90 до 100

°С мощность установки снижается на 0,5 - 1,0 МВт (0,64% - 0,98% от мощности), а при увеличении с 120 до 130 °С мощность

снижается на 0,3 - 0,7 МВт (0,44% - 0,74%) в зависимости от степени повышения давления. При пк = 20, что соответствует максимальному КПД, снижение мощности при повышении с 90 до 130 °С

составляет 2,2 МВт, что составляет 2,5% от мощности установки.

Изменение температуры воды за ОСВ и экономайзером при сохранении температуры воды перед сатуратором неизменной не влияет на показатели тепловой экономичности установки. Их изменение приводит к перераспределению потоков воды между экономайзером и ОСВ, что приводит к изменению температурных напоров в них, соответственно меняются их площади. Таким образом, выбор этих параметров производится при технико-экономической оптимизации.

Проведённые оценки показали, что конденсация воды из уходящих газов и возврат её в цикл установки не представляют технических затруднений. Установка с сатуратором может работать в замкнутом по воде цикле при температуре охлаждающей воды, не превышающей 30 -35 °С. Дополнительное сопротивление на тракте уходящих газов несколько снижает эффективность установки, её максимальный КПД снижается на 0,66%.

Анализ способов совершенствования тепловой схемы ГТУ с сатуратором показал, что применение впрыска воды в воздух перед компрессором позволяет повысить КПД установки на 2,79% и снизить расход воды на 20% за счёт незначительного снижения мощности установки. Оптимальная степень повышения давления при этом незначительно повышается = 22).

Применение промежуточного охлаждения воздуха при сжатии в компрессоре значительно повышает оптимальную степень повышения давления (7г£р' = 44), электрический КПД установки при этом равен 54,67 %. Высокая степень повышения давления при высокой удельной мощности установки (соответственно, низком расходе воздуха) ставят под сомнение перспективность создания установок небольшой мощности ввиду чрезвычайно малых высот последних лопаток компрессора высокого давления. Для мощных установок высокая удельная мощность и высокий КПД являются серьёзными преимуществами.

Автором предложено усовершенствование тепловой схемы ГТУ с сатураторами. В представленных в литературе схемах подпиточная вода подводится перед охладителем сжатого воздуха. Автором работы предлагается подводить подпиточную воду перед экономайзером. Снижение температуры воды перед экономайзером позволит утилизировать большее количество теплоты из уходящих газов, что

повышает экономичность установки. Предлагаемое усовершенствование позволяет повысить КПД установки на 0,55 % (абсолютных).

В пятой главе проведена оценка экономической эффективности строительства ГТУ с промежуточным охлаждением и регенерацией, ГТУ с сатуратором, впрыском воды перед компрессором и системой конденсации воды из уходящих газов (схема АНАТ) в сравнении с парогазовой установкой с котлом-утилизатором 2-х давлений.

Проведена технико-экономическая оптимизация ГТУ с промежуточным охлаждением и регенерацией, ГТУ с сатуратором, впрыском воды перед компрессором и системой конденсации воды из уходящих газов. Найденные оптимальные значения параметров ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии и регенерацией приведены в Табл. 3, оптимальные значения параметров ГТУ сатуратором и впрыском воды перед компрессором - в табл. 4.

Табл. 3. Оптимальные значения параметров ГТУ с промохлаждением и регенерацией_

Степень повышения давления в компрессоре низкого давления 4,19

Степень повышения давления в компрессоре высокого давления 4,94

Температура воздуха перед компрессором высокого давления 50

Степень регенерации 0,85

Табл. 4. Оптимальные значения параметров ГТУ с сатуратором п впрыском воды перед компрессором___

Степень повышения давления в компрессоре 20,5

Степень регенерации 0,85

Температура воздуха за ОСВ 125

Температура воды за ОСВ 160

Температура воды перед сатуратором 164

Основные показатели тепловой экономичности установок приведены в Табл. 5 и Табл. 6.

Табл. 5. Показатели тепловой экономичности ГТУ с промохлаждением и регенерацией (условия ISO) __

Мощность брутто 54,4 МВт

нетто 53,7 МВт

кпд брутто 46,43 %

нетто 45,81 %

Табл. 6. Показатели тепловой экономичности ГТУ схемы АНАТ (условия ISO)

Мощность брутто 88,1 МВт

нетто 86.3 МВт

КПД брутто 53,91%

нетто 52,75%

Стоимость оборудования ГТУ с промохлаждением и регенерацией составила 31,24 миллиона долларов, или 593 долл/кВт установленной мощности, что значительно ниже затрат на традиционные ПГУ с • котлами-утилизаторами. Удельная стоимость ГТУ схемы АНАТ достигает 761 долл/кВт установленной мощности.

Для корректного сравнения экономической эффективности рассматриваемых установок сравниваемые варианты схем были приведены к одинаковому энергетическому эффекту - мощности брутто. В качестве базовой была принята мощность парогазовой установки с котлом-утилизатором. Капитальные затраты пересчитывались через удельные значения. Исходные данные для сравнения экономической эффективности приведены в Табл. 7.

Табл. 7. Исходные данные для сравнения экономической эффективности энергоустановок____

ПГУ ГТУ с промохлаждением и регенрацией ГТУ схемы АНАТ

Мощность брутто, МВт 64,7 64,7 64,7

КПД брутто, % 52.20% 46.43% 53.91%

Эсн, °/о 3.7% 1.4% 2.1%

Мощность нетто, МВт 62.3 63.8 63.3

Удельные затраты на оборудование, доллУкВт 700 593 761

Затраты на оборудование, тыс. руб. 1 358 700 1 154 895 1 475 160

Суммарные кап. затраты, тыс. руб. 2 717 400 2 194 300 2 876 562

Результаты расчетов для базового варианта стоимостей при

различном числе часов использования установленной мощности приведены в Табл. 8.

Табл. 8. Результаты оценки экономической эффективности энергоустановок различных схем_

Ьуст = 4000

ПГУ РЕГ+ПО АНАТ

Дисконтированный срок окупаемости, лет 10.19 8.73 10.22

ЧДЦ, тыс. руб. 1 795 604' 1 996 095 1 903 347

IRR, % 17.66% 20.09% 17.61%

hyCT = 6000

ПГУ РЕГ+ПО АНАТ

Дисконтированный срок окупаемости, лет 9.62 8.42 9.58

ЧДЦ, тыс. руб. 2 093 343 2 186 817 2 260 725

IRR, % 18.68% 20.82% 18.75%

hyCT = 8000

ПГУ РЕГ+ПО АНАТ

Дисконтированный срок окупаемости, лет 8.99 8.05 8.88

ЧДЦ, тыс. руб. 2 490 330 2 440 591 2 737 228

IRR, % 19.96% 21.75% 20.19%

Из Табл. 8 видно, что ГТУ с промохлаждением и регенерацией позволяют получить более высокий доход (на 11% по сравнению с ПТУ) при низком числе часов использования установленной мощности. В этом случае наибольшую роль играют низкие удельные капитальные затраты. Установки схемы АНАТ даже при низком числе часов использования установленной мощности являются экономически более эффективными (доход на 6% выше чем для ПТУ). При Ьуег, равном 6000 часов в год преимущество ГТУ с промохлаждением и регенерацией перед ПГУ снижается до 4%. При Ьут равном 8000 часов в год, наибольший доход позволяют получить установки схемы АНАТ (на 10% выше по сравнению с ПГУ). Следует отметить, что установки АНАТ позволяют получить более высокий по сравнению с ПГУ доход независимо от числа часов использования установленной мощности, это преимущество увеличивается с ростом числа часов использования установленной мощности.

Анализ чувствительности экономической эффективности показал, что преимущество ГТУ с промохлаждением и регенерацией по сравнению с ПГУ с котлами-утилизаторами повышается при снижении

цены на топливо и снижается при одновременном росте цен на топливо и электроэнергию. Экономическая эффективность ГТУ схемы АНАТ имеет обратную тенденцию, преимущество таких установок увеличивается при одновременном росте цен на сырье и отпускаемую продукцию.

ВЫВОДЫ:

1. Разработана методика и алгоритм расчёта показателей тепловой экономичности энергетических газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды путем применения сатураторов. Методика была адаптирована для использования в программном продукте «ТЬегтоАех».

2. Проведён сравнительный анализ способов совершенствования энергетических газотурбинных установок, их тепловых и технологических схем.

3. Проведена оценка капитальных затрат на газотурбинные установки с регенерацией и промежуточным охлаждением воздуха при сжатии и газотурбинных установок с сатуратором.

4. Проведена технико-экономическая оптимизация параметров газотурбинных установок с регенерацией теплоты уходящих газов и промежуточным охлаждением воздуха в компрессоре и установок с регенерацией, увлажняющей колонной и впрыском воды в воздух перед компрессором (схема АНАТ).

5. Впервые проведён анализ экономической эффективности энергетических газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды путем применения сатураторов в условиях Российской Федерации.

6. Среди установок, в которых не используется увлажнение рабочей среды, наиболее перспективной является установка с промохлаждением и регенерацией. Подобные установки экономически более эффективны по сравнению с парогазовыми установками, их преимущество очевидно при невысоком числе часов использования

установленной мощности или при низких ценах на топливо. Это позволяет рекомендовать установки данной схемы для использования в качестве пиковых источников электроэнергии.

7. Газотурбинные установки с сатуратором, регенерацией и впрыском воды перед компрессором (схема АНАТ) экономически более эффективны по сравнению с парогазовыми установками 2-х давлений во всех рассмотренных сценариях. В экономической ситуации в соответствии со «Сценарными условия развития электроэнергетики на период до 2030 года» данные установки позволяют получить на 10 % больший доход по сравнению с ПТУ 2-х давлений. Представляется целесообразным разработка и внедрение подобных энергоустановок.

8. Для газотурбинных установок с сатуратором, регенерацией и впрыском воды перед компрессором (схема АНАТ) оптимальным является следующее сочетание параметров: степень повышения давления в компрессоре пк = 20,5 , степень регенерации а = 0,85 , температура воздуха за ОСВ Гв°™" = 125°С, температура воды за ОСВ ГГ" = 160°С, температура воды перед сатуратором Т^' = 165°С.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. К вопросу о карнотизации цикла Брайтона энергетических газотурбинных установок / Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. // Энергосбережение и водоподготовка, 2010, №6. с. 2 - 6.

2. Энергетические характеристики ГТУ с влажной регенерацией / Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. // Вестник МЭИ, 2009, №2. с. 11-15.

3. Способы дожигания топлива в тепловых схемах энергетических ГТУ / Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. // Вестник МЭИ, 2009, №3. с. 12 - 16.

4. Применение энергетических ГТУ с регенерацией в тепловых схемах парогазовых установок./ Пустовалов П.А., Цанев C.B. // Тез. докл. XIV Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2008. с. 201202.

5. Оценка эффективности газотурбинных установок с «влажной» регенерацией. / Пустовалов П.А., Цанев C.B. // Тез. докл. XV Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2009 с. 164-165.

6. Анализ схем ГТУ с регенерацией, использующих в качестве рабочего тела влажный воздух. / Пустовалов П.А., Цанев C.B. // Тез. докл. XVI Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2010 с. 207209.

7. Совершенствование энергетических ГТУ путём карнотизации цикла Брайтона / Пустовалов П.А., Цанев C.B., Буров В.Д. // Сбоник научных трудов Межд. науч.-техн. конф. «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XVI Бернардосовские чтения). Иваново, 2011с. 8-11.

8. Карнотизация цикла Брайтона энергетических газотурбинных установок / Пустовалов П.А., Цанев C.B. // Тез. докл. XVTI Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2011 с. 186-188.

9. Оптимизация схем и параметров газотурбинных установок с

сатуратором / Пустовалов П.А., Цанев C.B. // Тез. докл. XVIII Межд.

науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника,

электротехника и энергетика». МЭИ, 2012 с. 189.

Подписано в печать Тир. ЮО П.л. /, 4А

Полиграфический центр МЭИ Красноказарменная ул.,д.13

Список использованных сокращений.

Введение.

Глава 1. Анализ технических решений по повышению экономичности газотурбинных установок.

1.1. Способы повышения экономичности газотурбинных установок путём усложнения тепловой схемы.

1.1.1. Влияние промежуточного охлаждения и промежуточного подогрева на термический КПД и удельную работу идеального цикла Брайтона

1.1.2. Влияние регенерации теплоты уходящих газов на термический КПД цикла Брайтона.

1.1.3. Регенерация и промежуточное охлаждение/подогрев в идеальном цикле Брайтона.

1.2. Применение увлажнения рабочей среды для повышения показателей энергетических ГТУ.

1.2.1. Способы увлажнения рабочей среды установки путём впрыска воды

1.2.2. Впрыск пара для увлажнения рабочей среды ГТУ.

1.2.3. Разработки ОИВТ РАН по созданию высокоэкономичной парогазовой установки контактного типа для совместного производства электроэнергии и тепла.

1.2.4. Применение увлажняющих колонн для увлажнения рабочей среды энергетических ГТУ.

1.3. Постановка задачи и цели исследования.

Глава 2. Методологические основы расчёта показателей энергетических газотурбинных установок.

2.1. Алгоритм расчёта тепловых схем энергетических ГТУ без увлажнения рабочей среды.

2.1.1. Расчёт свойств рабочей среды энергетических ГТУ.

2.1.2. Способы оценки совершенства проточной части компрессора и газовой турбины при ресчёте тепловых схем энергетических ГТУ.

2.1.3. Расчёт процессов расширения и сжатия.

2.1.4. Расчёт регенератора.

2.1.5. Расчёт расхода топлива и состава продуктов сгорания.

2.1.6. Определение показателей тепловой экономичности установки

2.2. Особенности расчёта ГТУ с сатуратором.

2.3. Описание расчетной модели в программе «ТЬегтойех» и оценка точности моделирования.

2.3.1. Применение программного комплекса «ТЬегтойех» для моделирования тепловых схем энергетических газотурбинных установок.

2.3.2. Моделирование установок с промежуточным охлаждением воздуха, промежуточным подогревом газов и регенерацией.

2.3.3. Моделирование газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды при помощи сатураторов.

2.4. Выбор алгоритма многомерной оптимизации.

2.5. Выводы по главе 2.

Глава 3. Анализ способов повышения экономичности газотурбинных установок путём усовершенствования тепловой схемы.

3.1. Влияние промежуточного охлаждения воздуха и промежуточного подогрева газов на показатели ГТУ при отсутствии регенерации.

3.2. Применение регенерации теплоты уходящих газов в сочетании с промежуточным охлаждением воздуха и промежуточным подогревом газов

3.3. Выводы по главе 3.

Глава 4. Увлажнение воздуха в циклах энергетических газотурбинных установок

4.1. Показатели газотурбинных установок с впрыском воды в сжатый воздух и регенерацией теплоты уходящих газов (схема WIR).

4.2. Установки с увлажняющими колоннами.

4.2.1. Показатели энергетической эффективности ГТУ с сатуратором.

4.2.2. Анализ влияния параметров газотурбинной установки с сатуратором на показатели тепловой экономичности.

4.3. Оценка возможности возврата воды из уходящих газов энергетических ГТУ с сатуратором.

4.4. Усложнение тепловой схемы для повышения показателей ГТУ с сатуратором.

4.4.1. Влияние применения впрыска воды в воздух перед компрессором на показатели ГТУ с сатуратором.

4.4.2. Влияние промежуточного охлаждения воздуха при сжатии на показатели ГТУ с сатуратором.

4.5. Выбор точки подвода подпиточной воды в тепловых схемах ГТУ с сатуратором.

4.6. Выводы по главе 4.

Глава 5. Оценка экономической эффективности вариантов ГТУ усовершенствованных технологических схем.

5.1. Описание экономического окружения.

5.1. Оценка эксплуатационных затрат.

5.2. Стоимость отпускаемой продукции.

5.3. Оценка капитальных затрат.

5.3.1. Общие положения.

5.3.2. Оценка капитальных затрат на ПГУ с котлом-утилизатором

5.3.3. Оценка капитальных затрат на ГТУ с промохлаждением и регенерацией и ГТУ с сатуратором.

5.4. Технико-экономическая оптимизация параметров газотурбинных установок усовершенствованных схем.

5.5. Сравнение экономической эффективности ГТУ усовершенствованных технологических схем.

5.6. Выводы по главе 5.

Выводы по диссертации.

В современных условиях развития электроэнергетики в Российской Федерации (переход к рынку электроэнергии и мощности, рост цен на топливо) крайне актуальным является внедрение высокоэкономичных генерирующих установок, созданных на базе прогрессивных технологий.

В соответствии с результатами оптимизации структуры генерирующих мощностей, проведённых при разработке «сценарных условия развития электроэнергетики на период до 2030 года», предусматриваемыми масштабами развития атомной и гидроэнергетики рекомендуемый суммарный объем вводов на ТЭС в период 2011 - 2030 годы определен в размере 100,8 млн кВт. Приоритет отдан развитию генерации на газе. Объем вводов генерирующих мощностей на газе составляет 83,8 млн кВт (83 % от суммарных вводов на ТЭС).

Значительное наращивание доли газовой генерации требует масштабного внедрения современных технологий - парогазовых и газотурбинных, обеспечивающих повышение среднего КПД ТЭС на газе до уровня не менее 53 %, предусмотренного Генеральной схемой размещения энергетических объектов.

В настоящее время наиболее эффективным промышленно внедрённым способом генерации электроэнергии являются парогазовые установки с котлами-утилизаторами трёх давлений с промежуточным перегревом пара. КПД таких установок может превышать 60%. Подобные установки имеют большую мощность, более 400 МВт, в то время как создание подобных установок меньшей мощности экономически нецелесообразно. Предлагаемые гибридные установки на базе топливных элементов позволяют достичь КПД до 70% и более, однако в настоящее время эти технологии не доведены до уровня промышленной реализации. Максимальная единичная мощность гибридных установок не превышает 5-10 МВт.

В классе малых и средних мощностей доминирующее положение занимают парогазовые установки с котлами-утилизаторами 2-х давлений. В некоторых случаях используются также ПГУ 1-го давления. КПД таких установок находится на относительно низком уровне (не более 52%).

Работа в рыночных условиях требует не только высокой эффективности, но также и сохранение капитальных затрат на приемлемом уровне. В парогазовых установках комбинированного цикла Брайтона-Ренкина значительная часть капитальных затрат приходится на паротурбинную часть, в то время как мощность паровой турбины составляет порядка 1/3 от суммарной мощности ПГУ.

Одним из возможных путей повышения тепловой экономичности и экономической эффективности энергетических установок на базе газотурбинных технологий является отказ от паросиловой части и усложнение технологической схемы газотурбинной установки.

На ранних этапах развития газотурбинных технологий для повышения экономичности энергетических ГТУ достаточно широко предлагались установки с регенерацией теплоты уходящих газов. Однако развитие авиационных двигателей и конверсионных ГТУ на их основе привело к вытеснению установок с регенерацией с рынка. Конверсионные ГТУ имеют высокую степень повышения давления в компрессоре, что способствует улучшению массогабаритных характеристик, однако делает невозможным применение регенерации теплоты уходящих газов для повышения экономичности. Вместе с тем известно, что применение промежуточного охлаждения воздуха при сжатии и промежуточного подогрева газов при расширении (двукратный подвод теплоты) позволяют применить регенерацию теплоты уходящих газов в установках с высокой степенью повышения давления. В настоящее время не проводится исследований по оценке целесообразности применения данных мероприятий.

Достаточно широко рассматриваются способы повешения показателей газотурбинных установок путём увлажнения рабочей среды. Для этого применяется впрыск воды перед компрессором, в компрессор при сжатии, впрыск пара в камеру сгорания и в продукты сгорания перед турбиной. Впрыск воды перед компрессором или между ступенями компрессора, как правило, применяется для повышения мощности установки при высоких температурах наружного воздуха. Впрыск пара, генерируемого в котле-утилизаторе, повышает мощность и экономичность установки. Относительно новым и весьма перспективным способом увлажнения рабочей среды газотурбинных установок является применение увлажняющих колонн (сатураторов). Данные установки находятся на стадии исследований и разработки. Отсутствуют опубликованные материалы по оптимизации параметров подобных установок, нет чётких рекомендаций по расчёту подобных схем.

Данная работа посвящена анализу способов повышения тепловой экономичности энергетических газотурбинных установок путём совершенствования их тепловых и технологических схем, выбору и оптимизации наиболее перспективным схем.

Работа выполнена под руководством профессора кафедры «Тепловых электрических станций» Национального исследовательского университета Московского энергетического института, кандидата технических наук Цанева Стефана Вичева, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает признательность заведующему кафедрой ТЭС НИУ МЭИ Бурову Валерию Дмитриевичу за ценные замечания, советы и рекомендации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при написании работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС НИУ МЭИ за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.

Выводы по диссертации

Проведённые исследования позволяют сделать следующие выводы по диссертационной работе:

1. Разработана методика и алгоритм расчёта показателей тепловой экономичности энергетических газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды путем применения сатураторов. Методика была адаптирована для использования в программном продукте «ТЪегтойех».

2. Проведён сравнительный анализ способов совершенствования энергетических газотурбинных, их тепловых и технологических схем.

3. Проведена оценка капитальных затрат на газотурбинные установки с регенерацией и промежуточным охлаждением воздуха при сжатии и газотурбинных установок с сатуратором.

4. Проведена технико-экономическая оптимизация параметров газотурбинных установок с регенерацией теплоты уходящих газов и промежуточным охлаждением воздуха в компрессоре и установок с регенерацией, увлажняющей колонной и впрыском воды в воздух перед компрессором (схема АНАТ).

5. Впервые проведён анализ экономической эффективности энергетических газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды путем применения сатураторов в условиях Российской Федерации.

6. Среди установок, в которых не используется увлажнение рабочей среды, наиболее перспективной является установка с промохлаждением и регенерацией. Подобные установки экономически более эффективны по сравнению с парогазовыми установками, их преимущество очевидно при невысоком числе часов использования установленной мощности или при низких ценах на топливо. Это позволяет рекомендовать установки данной схемы для использования в качестве пиковых источников электроэнергии.

7. Газотурбинные установки с сатуратором, регенерацией и впрыском воды перед компрессором (схема АНАТ) экономически более эффективны по сравнению с парогазовыми установками 2-х давлений во всех рассмотренных сценариях. В экономической ситуации в соответствии со «Сценарными условия развития электроэнергетики на период до 2030 года» данные установки позволяют получить на 10 % больший доход по сравнению с ГТГУ 2-х давлений. Представляется целесообразным разработка и широкое внедрение подобных энергоустановок.

8. Для газотурбинных установок с сатуратором, регенерацией и впрыском воды перед компрессором (схема АНАТ) оптимальным является следующее сочетание параметров: степень повышения давления в компрессоре лк = 20,5, степень регенерации о = 0,85, температура воздуха за ОСВ = 125°С , температура воды за ОСВ = 160°С , температура воды перед сатуратором Гвс0дТ = 165°С.

1. Цанев C.B. и др. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 579 с.

2. Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие для вузов / C.B. Цанев, В.Д. Буров, A.C. Земцов, A.C. Осыка М.: Издательский дом МЭИ, 2011.-428 с.

3. Костюк А.Г., Шестерюк А.Н., Газотурбинные установки. М.: Высшая школа, 1979

4. Кириллин В.А. и др. Техническая термодинамика / В.А. Кириллин, В.В. Сычев, А.Е. Шейдлин М.: Энергия, 1968.

5. Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. К вопросу о карнотизации цикла Брайтона энергетических газотурбинных установок // Энергосбережение и водоподготовка. 2010. - №6. - С. 2-6.

6. Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. Энергетические характеристики ГТУ с влажной регенерацией // Вестник МЭИ. 2009. - №2. -С. 11-15.

7. Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. Способы дожигания топлива в тепловых схемах энергетических ГТУ // Вестник МЭИ. 2009. -№3. - С. 12-16.

8. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Применение энергетических ГТУ с регенерацией в тепловых схемах парогазовых установок // XIV Межд. науч. -техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. М., 2008. - С. 201-202.

9. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Оценка эффективности газотурбинных установок с «влажной» регенерацией // XV Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. М., 2009. - С. 164-165.

10. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Анализ схем ГТУ с регенерацией, использующих в качестве рабочего тела влажный воздух // XVI Межд. науч. -техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. М., 2010. - С. 207-209.

11. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Карнотизация цикла Брайтона энергетических газотурбинных установок // XVIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. -М., 2011. -С. 189.

12. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Оптимизация схем и параметров газотурбинных установок с сатуратором // XVIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл.-М., 2012.-С. 189

13. Пат. 2179248 РФ, МПК F 01 к 23/06. Способ регенерации тепла в парогазовом цикле и ПГУ для его осуществления / Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Кашфразиев Ю.А., Лавров В.С, Цалко Э.А., Шадек Е.Г., Штеренберг В.Я. Заявлено 25.04.2001.

14. Пат. 2211343 РФ, МПК F 01 к 23/06. Способ утилизации тепла в парогазовой установке контактного типа и установка для его осуществления /

15. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Кашфразиев Ю.А., Цалко Э.А., Шадек Е.Г., Штеренберг В.Я., Ики Н. Заявлено 04.10.2002.

16. Масленников В.М., Штеренберг В.Я. Высокоэкономичная парогазовая установка типа для совместного производства электроэнергии и тепла // Теплофизика высоких температур. 2011. - Т. 49. - № 5. - С. 777781.

17. Орлов К.А. Исследование схем парогазовых установок на основе разработанных прикладных программ по свойствам рабочих тел: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 2004. - 323 с.

18. Бурцев С.И., Цветков Ю.Н. Влажный воздух. Состав и свойства. -СПб.: СПбГАХПТ, 1998. 146 с.

19. Фаворский О.Н., Полищук B.JI. Выбор тепловой схемы и профиля отечественной мощной энергетической ГТУ нового поколения и ПТУ на её основе // Теплоэнергетика. 2010. - №2. - С. 2-6.

20. Фаворский О.Н., Цанев C.B. Технические схемы и показатели ПТУ с впрыском пара в газовый тракт ГТУ // Теплоэнергетика. 2005. - №4.

21. Фрейз, Кинни. Влияние впуска пара на характеристики газотурбинных циклов // Энергетические машины. 1979. - Т. 101. - №2. -С. 5-17

22. Meherwan Р. Воусе. Gas Turbine Engineering Handbook: Gulf Professional Publishing, 2006. 799 c.

23. Gohen H., Rogers G.F.C., Saravanamuttoo H.I.H. Gas turbine theory: Longman Scientific & Technical, 1987. 407 c.

24. Юн A.A. Исследование газопаротурбинной энергетической установки сдвукратным подводом тепла в камерах сгорания и регенерациейтепла в газожидкостном теплообменнике: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 2003. - 146 с.

25. Скворцов A.B. Повышение параметров газотурбинных установок путём впрыска воды в проточную часть и оптимизация рабочего процесса в компрессоре: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. СПб, 2010. - 173 с.

26. Кривохижа К.В. Повышение эффективности работы компрессорных станций применением газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Тюмень, 2003. - 129 с.

27. Захаренков Е.А. Исследование и оптимизация схем и параметров гибридных электростанций на основе топливных элементов и газотурбинных установок: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 2009. - 120 с.

28. Елисеев Ю.С., Беляев В.Е., Косой А.С., Синкевич М.В., Соколов Ю.Н., Зейгарник Ю.А., Шехтер Ю.Л. ПГУ смешения: проблемы и перспективы // Газотурбинные технологии. Март 2006. - С. 18-20.

29. A Feasibility and Assessment Study for FT 4000 Humid Air Tirbine (HAT). Electric Power Research Institute (EPRI), 2000.

30. Combustion Turbine Experience andlntelligence Reports: 2004. Electric Power Research Institute (EPRI), 2005.

31. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. Министерство энергетики Российской Федерации. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Москва, 2011.

32. Takashi Т., Koda Е., Mimaki Т. A systematic analisys of the effect of air humidification on gas turbine systems // JSME International Journal, Series B. -Vol. 45. №3. - 2002. - C. 530-535.

33. Hatamiya S., Araki H., Katagiri Y., Marushima S. An Experimental and Analytical Study on the Advanced Humid Air Turbine System // International Conference on Power Engineering-2007. Hangzhou, China. - October 23-27, 2007.

34. Takashi Т., Nakao Y., Koda E. Analysis and Evaluation about Advanced Humid AirTurbine System // International Conference on Power Engineering-2007. Hangzhou, China. - October 23-27, 2007.

35. Wang Y., Li Y., Weng S., Wang Y. Thermodynamic performance experiment and cooling numbercalculation of a counter-flow spray humidifier in the HAT cycle. Front. Energy Power Eng. China 2008. - 2(1). - C. 43^17.

36. Mathioudakis K. Analysis of the Effects of Water Injection on the Performance of a Gas Turbine // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. July 2002. - Vol. 124.

37. Johnson M., Yan J. Humidified gas turbines—a review of proposed and implemented cycles // Energy. Vol. 30. - Issue 7. - June 2005, - C. 1013— 1078.

38. Advanced Power Cycles with Mixtures as the Working Fluid. Johnson M. Doctoral Thesis. Department of Chemical Engineering and Technology, Energy Processes. Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweden, 2003.

39. Horlock J.H. Advanced Gas Turbine Cycles. Whittle Laboratory, Cambridge, U.K. Elsevier Science Ltd, 2003.

40. Waldyr L. R. Gallo. A Comparison Between the HAT Cycle and Other Gas-Turbine Based Cycles: Efficiency, Specific Power and Water Consumption. Energy Conversion Management. 1997. - Vol. 38. - No. 15-17. - C. 1595-1604.

41. Developing Humidified Gas Turbine Cycles. Bartlett M. Doctoral Thesis. Department of Chemical Engineering and Technology, Energy Processes. Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweden, 2002.

42. Higuchi S., Hatamiya S., Seiki N., Matushima S. A Study of Performance on Advanced Humid Air Turbine Systems. Proceedings of the International Gas Turbine Congress 2003 Tokyo, November 2-7, 2003.

43. Jong Jun Lee, Mu Sung Jeon, Tong Seop Kim. The influence of water and steam injection on the performance of a recuperatedcycle microturbine for combined heat and power application // Applied Energy 87 (2010). C. 13071316.

44. Ronald L. Klaus. Water-Augmented Gas Turbine Power Cycles. Encyclopedia of Energy Engineering and Technology. 2007. - 1. - C. 15741586.

45. Humidification in Evaporative Power Cycles. Dalili F. Doctoral Thesis. Department of Chemical Engineering and Technology, Energy Processes. Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweden, 2003.

46. Mohammad Ameri, Saeed Seif Mohammadi, Heidar Roohi. The Installation and Testing of the Fog Inlet Air Cooling System for the Yazd Combined Cycle Power Plant. International Conference on Power Engineering-2007. Hangzhou, China. - October 23-27, 2007.

47. Охотин B.C. Учебное пособие по курсу «Техническая термодинамика»: Циклы газотурбинных и парогазовых установок. М.: Изд-во МЭИ, 1984.-52 с.

48. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. 3-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 352 с.

49. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Под ред. В.Я. Гиршфельда 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

50. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина, A.C. Седлова, C.B. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2005. - 454 с.

51. Матвеенко В.Т., Очеретяный В.А., Андриец А.Г. Перспективы повышения эффективности ГТД с регенерацией теплоты усложнением цикла // В1сник СевНТУ. Вип. 106: Механша, енергетика, еколопя: зб. наук. пр. — Севастополь: Вид-во СевНТУ. 2010.

52. Экономика энергетики: учеб. пособие для вузов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д. Рогалёва М.: Изд-во МЭИ, 2005.-288 с.

53. Андрющенко А.И., Лапшов В.Н., Парогазовые установки электростанций

54. Гельфенбейн Л.Г. Определение оптимальных параметров регенераторов газотурбинных установок: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Харьков, 1958. - 225 с.

55. Френкель Л.Л. Исследование схем, параметров и конструкций энергетических газотурбинных установок: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Ленинград, 1967. - 189 с.