автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Режимы работы основных типов комбинированных парогазотурбинных установок

На правах рукописи

О и У* • ^—

Рыжков денис Витальевич 2 О АВГ 2ддд

режимы работы основных типов комбинированных парогазотурбинных установок

Специальность 05.14.14. - «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты»

автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань-2009

003475300

Работа выполнена на кафедре Энергообеспечение предприятий агропромышленного комплекса Казанского государственного энергетического университета.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Ильин Владимир Кузьмич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Таничев Александр Валерьевич

кандидат технических наук, профессор Костюк Ростислав Иванович

Ведущая организация

ОАО «Самарский научно-технический комплекс им. Н. Д. Кузнецова»

Зашита диссертации состоится «17» сентября 2009 года в 14:00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.082.02 при Казанском государственном энергетическом университете по адресу: 420066, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Красносельская, д. 51.

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет, с авторефератом - на сайте http://wvvw.kgeu.ru.

2009 года

Учёный секретарь диссертационного сов* д.т.н., проф.

К.Х. Гильфанов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы работы. Выпускаемые в настоящее время газотурбинные установки сложных и простых тепловых схем, получили широкое применение, как в автономном режиме, так и в составе парогазотурбинных установок.

Из-за существенного различия параметров рабочих тел ГТУ невозможно объективно оценить, какими термодинамическими преимуществами обладают сложные тепловые схемы перед простейшими. В связи с этим, актуальной задачей исследования является термодинамический анализ определения в общем виде, параметров сложных тепловых схем, и их влияние на КПД и удельную мощность, которые принимаются в качестве целевых функций.

Цель работы. Целью диссертационной работы является:

- термодинамический анализ тепловых схем ГТУ и ПГУ;

- анализ простых и сложных циклов ГТУ;

- определение энергетических характеристик различных тепловых схем ПГУ;

- определение условий применения дожигания дополнительного топлива в котле-утилизаторе (КУ) с учётом температуры уходящих газов из КУ;

- методика расчёта режима работы ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- проведён термодинамический анализ наиболее перспективных схем ПГУ с котлом-утилизатором и низконапорным парогенератором в общем виде;

- на базе энтропийного метода представлен расчёт тепловой схемы ГТУ ГТ-100-750 и ПТУ К-300-300; .

- определено рациональное значение коэффициента степени сжатия в компрессоре при работе ГТУ в составе ПГУ-КУ;

- определено соотношение между мощностью ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ-КУ;

усовершенствована математическая модель, учитывающая балансы энергообмена элементов модели между собой и окружающей средой, на базе тепловой схемы ПГУ-КУ, позволяющая определить основные показатели ПГУ-КУ.

Практическая ценность работы состоит в том, что полученные результаты могут быть использованы при проектировании ПГУ и их элементов, в инженерных расчетах режимных параметров, при эксплуатации ПГУ, а также в учебном процессе.

Достоверность результатов. В работе использовались фундаментальные положения технической термодинамики и теплообмена, методика системных исследований в энергетике, анализ теплотехнических установок и схем. Математическое моделирование ГТУ и ПГУ основано на балансах энергообмена,

которое неоднократно проверялось другими авторами. Результаты расчётов не противоречат ранее проведённым исследованиям.

Автор защищает:

- методику термодинамического анализа наиболее перспективных схем ПГУ в общем виде;

- результаты расчёта тепловой схемы ГТУ и ПТУ энтропийным методом;

- методику выбора степени сжатия в компрессоре при работе ГТУ в составе ПГУ-

КУ;

- методику определения соотношения мощностей ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ-КУ.

Личный вклад автора. Все основные результаты получены лично автором под руководством профессора, доктора технических наук Ильина В. К.

Апробация работы. Результаты работы были представлены на Международном круглом столе «Парогазотурбинные установки и нетрадиционные источники энергии» (г. Казань, ноябрь 2007 г.), III молодёжной международной научной конференции «Тинчуринские чтения» посвященной 40-летию КГЭУ (г. Казань, апрель 2008 г.), Международном симпозиуме «Надёжность и качество 2008» (г. Пенза, май-июнь 2008 г.), LV научно-технической сессии Российской Академии Наук по проблемам газовых турбин (г. Рыбинск, сентябрь 2008 г.), Международной научно-технической конференции «Энергетика - 2008: инновации, решения, перспективы» (г. Казань, сентябрь 2008 г.), 21-й Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Электромеханические и внутрикамерные процессы, в энергетических установках, струйная акустика и диагностика, приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов, и изделий» (г. Казань, май 2009 г.), IV - молодёжной международной научной конференции «Тинчуринские чтения» (г. Казань, апрель 2009)

Публикации. Основное содержание выполненных исследований опубликовано в 10 работах, в том числе в журнальных статьях, тезисах и докладах на конференциях. Подана заявка на изобретение №2009118238 от 13.05.2009.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованных источников. Работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 42 рисунок, 9 таблиц. Список использованных источников состоит из 115 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, определены цели и задачи, научная новизна и практическая ценность диссертационной работы.

В первой главе даны аналитические методы расчёта калорических параметров состояния, изопараметрических и политропных процессов, из которых состоят обратимые циклы практически всех теплбвых машин, рабочие тела которых по своим свойствам близки к идеальным. . •

Во второй главе проведён термодинамический анализ основных циклов й рабочих процессов газотурбинных установок (ГТУ). Приведены соотношения между статическими.параметрами и параметрами торможения.

Внутренний КПД реального цикла зависит не только от степени повышения давления, но и от отношения температур на входе в турбину и компрессор, что является существенным отличием этого КПД от идеального. Внутренний КПД реального цикла значительно ниже КПД идеального цикла.

При промежуточном охлаждении (ПО) в процессе сжатия температура Т2 на входе в камеру сгорания снижается, в связи с чем увеличение работы цикла сопровождается повышением количества подводимой теплоты. Работа цикла в этом случае может быть представлена уравнением

/ , N

1-Л

/

klj

.m i.

-k-i)

со

где T3 - температура на входе в турбину; xrtL - суммарная степень повышения давления; л\., - степень повышения давления в компрессоре высокого давления. Откуда видно, что работа цикла является функцией трёх независимых параметров: Г,/Г,, лкЪ, пк2 (считаем, что начальная температура Т/ задана).

G увеличением Г3/Т\ работа цикла непрерывно возрастает. Частный максимум работы по лк при цкг = const определяем, приравнивая нулю частную-

производную по ж". Откуда следует, что степень повышения давления равна жк, = • согласно выражения лкг = Р2/Р\ = (/"2/Р]) = , где якУ - степень повышения давления компрессора низкого давления.

Частный максимум /™ соответствует равенству степени повышения давлений в компрессоре низкого и высокого давлений, то есть = = фг^.

При увеличении температуры Т3 перед турбиной различие в термодинамических показателях идеального и реального циклов уменьшается. Это объясняется тем, что"с ростом подводимой теплоты в работе цикла уменьшается относительная величина и влияние гидравлических потерь.

При рассмотрении цикла с промежуточным охлаждением в процессе сжатия показано, что результаты реальных циклов в качественном отношении хорошо

согласуются с расчётами идеальных циклов. Количественные различия состоят в том, что при наличии промежуточного охлаждения работа и КПД возрастают на 25-30 % и на 15-20 % соответственно. В реальных циклах уменьшается диапазон рациональных значений степени сжатия. >

Циклы с промежуточным тегатоподводом (ПТ) при расширении практически реализовать при оптимальных параметрах гораздо сложнее, чем цикл с промежуточным охлаждением. Это обусловлено большими значениями степени сжатия в одном компрессоре. При малых значениях цикл с промежуточным теплоподводом весьма не экономичен. Это является основной причиной того, что цикл с промежуточным теплоподводом в наземной энергетике не получил распространения. В авиационных воздушно-реактивных двигателях особенно при сверхзвуковых скоростях полёта, этот цикл успешно применяется благодаря очень высокой общей степени повышения давления за счёт скоростного напора.

Соотношения термодинамических показателей у реальных циклов с промежуточным Теплоподводом сохраняются примерно такими же, как у реальных газов, но работа и КПД существенно уменьшаются, значительно снижаются и необходимые степени повышения давления.

Термодинамический цикл с промежуточным охлаждением в процессе сжатия и промежуточным теплоподводом в процессе расширения значительно уступает по экономичности циклу Карно, но зато тепловая схема вполне реализуема и по ней была разработана отечественная газотурбинная установка типа ГТ-100 ЛМЗ, которая была установлена на Краснодарской и других ТЭЦ.

Из. дальнейшего анализа идеального .цикла схемы ГТ-100 ЛМЗ представлено выражение определяющее работу цикла в функции трёх. независимых параметров

(2)

Из приведённого анализа следует, что:

- при оптимальной работе все циклы обладают примерно одинаковыми КПД. У циклов Брайтона и ПО+ПТ они равны, у циклов ПО несколько выше, а у цикла ПТ -ниже на 2-3 %;

- термодинамические преимущества цикла ПО+ПТ перед другими циклами можно использовать по разному - в направлениях преимущественного увеличения либо работы, либо КПД. Так, при равных КПД циклов Брайтона и ПО+ПТ работа последнего вдвое больше. Если же работу цикла принять например в 1,5 раза больше максимальной работы цикла Брайтона, то КПД цикла ПО+ПТ превзойдёт КПД цикла

»ПО,ПТ гр

1 —

1—

п.

Ж,

-1

Брайтона на 22-28% (относительных). Таким образом, применение цикла ПО+ПТ позволяет существенно повысить термодинамические показатели.

Проведён расчёт тепловой схемы с промежуточным охлаждением при сжатии и теплоподводом при расширении ГТУ мощностью 25 МВт. Для сравнения технико-экономических показателей ГТУ и ПТУ проведён анализ энтропийным методом. Для сравнения приняты ГТ-100-750 ЛМЗ и К-300-300. В результате удельный перерасход условного топлива для ГТ-100-750 на 11,49 мкг/Дж больше, чем у ПТУ. Это объясняется тем, что отношение работы сжатия к работе расширения в ГТУ значительно выше, чем в ПТУ. У ПТУ меньше эксергетических потерь, чем у ГТУ при передаче тепла в окружающую среду, так как у ГТУ отвод тепла в окружающую среду осуществляется обязательно при переменной температуре.

В третьей главе проведён анализ тепловых схем комбинированных парогазовых установок в составе газотурбинной установки, парогенератора и паровой турбины.

Одной из таких установок является ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ). Парогенератор, совмещён с камерой сгорания ГТУ в области высокого давления цикла, что позволяет сократить в несколько раз поверхности теплообмена и размеры парогенератора. Данная схема ПГУ с ВПГ имеет ряд недостатков: одним из. существенных недостатков является большой расход топлива, значительные материальные затраты на разработку и изготовление ПГУ с ВПГ, эрозионный износ лопаточных венцов турбины, твёрдыми частицами тугоплавких окислов металла. Таким образом, создание ПГУ с ВПГ не целесообразно.

Наибольшее распространение получили ПГУ с низконапорным парогенератором (НПГ), благодаря их высокой экономичности и эксплуатационной надёжности. В дальнейшем представлен термодинамический анализ ПГУ с НПГ.

Полезная работа ПГУ с НПГ определяется работой двух контуров

= (3)

При анализе основных показателей ПГУ с НПГ' из всего комбинированного цикла выделена бинарная часть и часть парового контура

/ (4).

Работа бинарной части выражена через параметры газового контура

+ (1+<Осртг3 [1 - (1 - п;т< )т,„ - ^'кп

Работа газового контура определена за счёт сгорания топлива.

Внутренний КПД ПГУ определяется выражением

Обозначив Р - С1™п + <7"оп^) > после несложных преобразований получаем выражение для определения КПД ПГУ в следующем виде

у. '/пгу - ['/1К + 0 - +0 - Д>/п (7)

где КПД утилизации - ТЬ)1{ТА - Т{):

Таким образом, при заданных параметрах газа работа ПГУ тем больше, чем больше работа пара, полученного за счёт сгорания топлива. Поскольку работа парового контура зависит только от параметров пароводяного тела, то максимальная полезная работа ПГУ определяется теми же условиями определяющими максимальную работу ГТУ: На основании проведённого анализа получено выражение коэффициента степени повышения давления ГТУ при работе в составе ПГУ, величина которого меньше оптимальной величины для получения максимального КПД газотурбинной установки. Их соотношение определяется выражением

Параметры парового контура при расчёте этих зависимостей показывают, что оптимальная степень повышения давления для ГТУ при работе в составе ПГУ почти в два раза меньше, чем для газотурбинной установки в автономном режиме.

Бесспорным Достоинством ПГУ с котлом-утилизатором является повышение удельной работы и КПД по сравнению с любой ПГУ при любых параметрах пара. Полезная работа определяется выражением 1пту-1г*+1^, откуда, следует, что чем больше расход пара, тем больше экономический эффект даёт ПГУ. Так как работа парового контура определяется теплотой утилизации (дкс-/гк-)^ут. то удельную работу ПГУ можно выразить /гау=/гк+9кс(1-'/гк)7уг'?пк- Из приведённой зависимости видно, что чем ниже КПД газового контура и выше степень утилизации отходящей теплоты, тем больше повышение удельной полезной работы обеспечивает комбинированный цикл с котлом-утилизатором.

В бинарных ПГУ получить низкую температуру на выходе из котла обычно не удаётся, поскольку расход пара имеет соотношение с/ < Ср^С^. Для получения минимальной технической теплоты требуется выполнение условия <1 ~ Срг/Сво3. Дополнительный расход пара за счёт дожигания составит Ас^Ср^Т^-Т^У^л-'ъ), а понижение температуры уходящих газов может быть определено из выражения Д75=Дф'ь-*аУСрГ. При неизменных параметрах пара введение дожигания дКД повышает расход пара на Дс1 и уменьшает температуру уходящих газов Т5 на Д7"5. Повышение <1 будет иметь место до тех пор, пока не будет выполнено условие с? < Ср,/Свт. Понижение температуры уходящих газов 7"5 возможно до некоторого минимального

значения Г5мии, которому соответствует критическое значение коэффициента характеризующего долю дожигания топлива у9кр. При Т5 = const дальнейшее увеличение дожигания несколько замедляет рост d.

Дожигание топлива перед КУ сильно влияет на термическую эффективность установки. При /? < /?кр дожигание топлива повышает КПД установки, за исключением низких параметров пара (Р„ < б МПа) при которых КПД может даже падать (при 73 > 1323 К). При большем дожигании топлива /? > КПД установки при всех параметрах пара падает. В тоже время за счет роста расхода пара при большем дожигании обеспечивается повышение мощности ПГУ.

Разработана методика расчёта ПГУ двух давлений. Для увеличения мощности ПГУ с КУ и КПД установки в схему включается дополнительный контур регенерации пара, утилизирующего теплоту отходящих газов. Расход топлива в этом случае не изменяется, а введение контура низкого давления повышает эффективность установки. Приведены технико-экономические показатели двухконтурной ПГУ-КУ. КПД ПГУ двух давлений можно определить из выражения ^ + или чеРез

параметры первого цикла

Су=-

L I

1+LA+W

н^

пгу

(9)

Рис. I Принципиальная схема ПГУ: I - экономайзер низкого давления (НД); И - испаритель НД; Ш - пароперегреватель НД; IV - экономайзер высокого давления (ВД); V - испаритель ВД; VI - пароперегреватель ВД.

Приведённые уравнения показывают, что показатели ПГУ зависят от расходов пара с1 и </', которые определяются работой КУ. Конструкция котла-утилизатора зависит от принятой структуры паровой турбины, определяемой параметрами пара. При низших параметрах пара до 10 12 МПа промперегрев не применяется, поэтому конструкция котла-0 утилизатора более простая. Паровая турбина в этом случае выполняется одно- или двухцилиндровой. По принятым начальным параметрам пара выполняется расчёт процесса расширения, определяется

целесообразность промперегрева, параметров контура низкого давления.

• На рис. 1 представлена ЛГУ с двумя давлениями пара без промежуточного перегрева. В газовом контуре используется ГТУ простой тепловой схемы. В качестве исходных величин приняты параметры основного пара и газа, контура низкого давления. Расхбды основного пара и контура низкого давления d и cf определяются на основании уравнений теплового : баланса отдельных участков котла-утилизатора. Исходя из уравнения теплового баланса I участка, определяется температура уходящих газов Tj. Если в результате расчета 1\ окажется неприемлемой, то расчёт необходимо повторить прй новых значениях Р" и 7'Ц. Приведённый порядок расчёта может быть применён для более сложных схем парового контура.

На основании выведенных уравнений выполнен расчет показателей различных

режимов работы Г1ГУ. Расчет выполнен при следующих параметрах: начальная температура газа Г3 = 1500 К; степень повышения давления ж = 16; параметры пара основного контура рп= 13 МПаи/ = 510°С.

Результаты расчета приведены на рис. 2, где показано изменение показателей ПГУ от давления пара (Низкого давления ри). Установка с одним уровнем давления имеет высокий КПД 51,7 %, но температура выходных газов котла составляет 182° С, т.е. имеется возможность за счет введения дожигания перед КОТЛОМ; повысить КПД и понизить температуру уходящих газов из котла. Так при дожигании топлива в количестве ß = ОД б , температура уходящих газов из котла понижается до 115° С, а КПД повышается до 52,4 % . Более эффективным повышением КПД является введение второго давления. При давлении пара ри = 0,6 МПа, КПД возрастает до 53,3% при возрастании мощности установки.

Рассмотрена ПГУ при работе на переменных режимах мощностью 280 МВт. В состав установки входят: газотурбинная установка, с температурой выхлопных газов 560°С, котел-утилизатор с тремя контурами регенерации пара и паротурбинная установка. Компоновка установки одновальная, паровая и газовая турбины работают на один общий генератор, соединенный с ПТУ через сцепленную синхронизирующую

Рис. 2 Характеристики ПГУ при Т: - 1500 Т; ^ = 16; 1\ = 13 МПа; /„ = 510 °С; //„л, /г1у, /ггкс1 и - характеристики ПГУ с одним уровнем давления; /Л,,. /' , /.,(! и /"5 - характеристики ПГУ с дожиганием топлива; ^^ и (*'> - характеристики ПГУ

с двумя давлениями паоа.

муфту. Энергетические показатели ПГУ на переменных режимах работы зависят от программы управления мощностью газовой турбины. Принято, что при положительных температурах ГТУ работает с полностью открытым входным направляющим аппаратом (ВНА), а при отрицательных температурах ВНА прикрывают так, чтобы поддерживалась постоянная температура газов во входном сечении КУ (t\r4 = const). В результате в первом диапазоне расход продуктов сгорания, мощность турбины и КПД увеличиваются и достигают максимальных значений при понижении температуры наружного воздуха, а температура продуктов сгорания уменьшается до заданного значения. ■

Во втором диапазоне происходит снижение мощности и КПД ПГУ, но незначительно, потому что программа /',гку = const позволяет поддержать на высоком уровне величины температур пара высокого, среднего и низкого давлений, что обеспечивает высокий КПД паросиловой части. Результаты расчетов тепловой схемы

энергоблока представлены на рис. 3 с учетом изменения параметров продуктов сгорания за газовой турбиной в зависимости от ее мощности при расчетной температуре наружного воздуха. При уменьшении мощности температура продуктов сгорания за газовой турбиной поддерживается постоянной за счет прикрытия ВНА.

Минимальная мощность газовой турбины соответствующая полному углу прикрытия ВНА зависит от значения температуры наружного воздуха. В диапазоне мощностей, в котором действует ВНА, происходит снижение расхода газов и КПД ГТУ. Постоянная температура газов за газовой турбиной в этом диапазоне обеспечивает небольшое повышение температуры пара высокого давления за КУ при снижении мощности ПГУ и, как следствие, высокий КПД паросиловой части на режимах частичных нагрузок. Этому способствует программа скользящего давления пара в контурах КУ на данных режимах. В результате изменение КПД ПГУ в диапазоне действия ВНА (изменение относительной мощности от 1,0 до 0,6) при расчетной температуре наружного воздуха составил до 3,1%.

Рис. 3 Характеристики ПГУ-280 при изменении мощности n„ (а) и температуры tKli (6).

В четвёртой главе составлена математическая модель тепловой схемы ПГУ-КУ без дожигания топлива, которая при некоторых изменениях может быть использована и для других типов ПГУ. Существует множество'методов составления математической модели. В данном случае разработана математическая модель на базе энергетического баланса тепловой и электрической энергий. Балансы Знергообмена базируются на первом законе термодинамики. Энергетический баланс любой тепловой схемы ГТУ состоит в том, что разность подводимой {(21,-) и отводимой (<22г) теплоты в процессе термодинамического цикла определяет внутреннюю механическую мощность (Л^), на валу ГТУ. ' '

' - ! йг-йг^ ........ , , ■ ' (Ю)

КПД котла - утилизатора представляется в виде

Электрический КПД паротурбинной установки

Лг

77"*"'"° =-■ (12)

Получены точные и приближённые уравнения, для определения КПД ПГУ. Общий КПД ПГУ может быть определён уравнением ■•!••■

г7„£=1-{}-Ч3,гЬ-Пг,п77ку) С')

из которого следует, что для повышения КПД г]ъа г необходимо увеличение всех коэффициентов. Эти коэффициенты в большинстве случаев взаимосвязаны, и изменение одних приводит к противоположному изменению других: Так при увеличении степени повышения давления в компрессоре начиная от Паспортных

малых значений, КПД ГТУ т/эл ген вырастет до ^ иах. В тоже время при этом снижается температура Т4 уходящего газа из - за увеличения степени расширения газа в цикле. Таким образом, в (13) с излишним 7гк одновременно изменяются три коэффициента: ЧэягЛ^я'Чку причём г].пг и произведение 71зл„г]ку - в противоположных направлениях.

Вышеприведённые уравнения дополняются граничными условиями:

температурами газа перед турбиной Т3 (Т3тах=1500 "С) и вьруюпа Т4 ('¡\т1П=6Ю °С) :

{

1-

7'4 = 7'3

1 _ и

т >"

V 71

(14)

Получено выражение для определения соотношения мощностей ГТУ и ПТУ в составе ПГУ-КУ ^ ^ А; !-' .

'/элп'/клО-^лг)

Результаты расчётов для ПГУ-КУ с различными типами газотурбинных установок, российского и зарубежного производства сведены в таблицу I.

Таблица 1

Соотношения мощностей между ГТУ и ПТУ в составе ПГУ-КУ

Фирма, страна- Общий КПД КПД ГТУ Произведение Отношение

производитель ПГУ-КУ '/элп^кт мощностей

ГТУ к ПТУ К

ABB I3E2 (Германия) 55,5 35.6 31 1,28

JEMS 9001 FA (США) 54 35.7 28,7 1.9

KWU V94.2 (Германия) 52,4 34 28 1,8

W/M 701F (США) 53,3 36 27 2,08

АВВ13Е (PEJUS - 12) 51,7 33 29 1,7

ГТЭ- 150 (ОАО ЛМЗ) 50 32 26 1,8

В пятой главе проведен расчёт оптимальных параметров рабочего процесса ПГУ-КУ. Парогазотурбинная установка с котлом-утилизатором без внешнего теплоподвода разрабатывается и внедряется различными фирмами в Европе и США. Это обуславливается тем, что рабочий процесс данной тепловой схемы близок к бинарному циклу и обладает наибольшим КПД среди других типов ПГУ. Выпускаемые заводами ГТУ являются унифицированными, поэтому они могут быть использованы как автономные, так и в составе ПГУ. В результате этого появляется необходимость рассмотрения энергетических параметров автономных ГТУ и отдельно параметров ГТУ в составе ПГУ, а также ПГУ-КУ на базе ГТУ. В данной тепловой схеме энергетических показателей два — температура газа перед турбиной Т3 и степень повышения давления в компрессоре л = Р2!Р\■ Используя метод адиабатического

КПД для реального цикла, удельная работа определяется выражением

СГ/7Г

1--

К-Г<

•1

Лк

(16)

Из приведённого выражения видно, что при любой степени повышения давления ггк = const, при повышении Т3 возрастает удельная мощность. Газотурбостроительные фирмы стремятся повысить температуру Т3 при сохранении надёжности и сохранения рабочего ресурса. Это достигается за счёт использования жаропрочных и жаростойких

- 1280 К(1007 С)

-1зеок<1Ю?с!

1480 К (1207 С>

материалов для высокотемпературных элементов, а так же выполнением эффективных и экономичных систем охлаждения. Таким образом, в термодинамическом отношении оптимальной температуры Тз не существует. Для определения коэффициента степени сжатия выполнен расчёт зависимости температуры выхлопа турбины Т4 от л\. при заданных постоянных температурах Т, перед турбиной (14). По выполненным расчётам построены графики указанной зависимости, и учитывая температуру пара на выходе из КУ 540/540 °С без дополнительного теплоподвода (рис. 4).

Температура Т4 принята в пределах 600-610 °С с учётом температурного напора газ-пар 60-70 °С. Точки пересечения кривых изменения Т4 = /(к) с прямой Т4 = 883 К (610 °С) определяют минимальное значение коэффициента степени сжатия в компрессоре. Так при Г,- = 1480 К минимальный коэффициент согласно графику равен 13. С учётом зависимости между

коэффициентом сжатия при автономной работе ГТУ и его значением при работе ГТУ в составе ПГУ (8), коэффициент снизился до 6,09. Снижение степени повышения давления в ГТУ приводит к снижению общей удельной мощности ПГУ-КУ, поэтому для выбора рационального значения л„рац необходимо выполнить технико-экономический анализ.

'/ III III: Г- (-1 15 и- 17 18 |'> 20 2

: и 27:* Л Рис. 4 График изменения I, в зависимости от <т, при различных температурах Т,

ВЫВОДЫ

I. Выполнен аналитическим • мето'дом: расчёт йзопараметрических и политропных процессов в газах. >

.2. Из термодинамического анализа простой тепловой схемы ГТУ с подводом теплоты при постоянном давлении следует, что внутренний КПД в отличие от термического КПД идеального цикла зависит не только от степени сжатия лк, но и от отношения температур Г3/7"|. Анализ схемы ГТУ с промежуточным охлаждением показывает, что частный максимум внутренней работы соответствует равенству

степени повышения давления в КНД и КВД. Оптимальная (по работе) суммарная степень повышения давления КНД и КВД значительно ниже (= 30%) оптимальной степени повышения давления Брайтона, что является преимуществом цикла с промежуточным охлаждением при создании компрессора.

3. Энтропийный метод расчёта К-300-300 и ГТ-100-750 показал, что удельный расход топлива на покрытие эксергетических потерь у турбины ГТ-100-750 выше на 11,49 мкг/Дж по сравнению с турбиной К-ЗОО-ЗОО, хотя начальная температура паровой турбины ниже, чем у газовой.

4. Представлена методика обоснования определения расхода дополнительного топлива в котле-утилизаторе в зависимости от температуры выхлопных газов из котла. На основании предложенной методики выполнен расчёт тепловой схемы ПГУ-КУ двух давлений без промперегрева.

5. Предложена математическая модель на базе ПГУ-КУ без дожигания дополнительного топлива, которая с некоторыми изменениями может быть использована для других схем. На основании математической модели выполнен расчёт отношения мощностей ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ-КУ. Откуда следует, что мощность ГТУ должна быть в два раза больше, чем мощность ПТУ. Предложена методика определения рационального коэффициента сжатия при работе ГТУ в составе ПГУ-КУ.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ИЗЛОЖЕНО В СЛЕДУЮЩИХ

ПУБЛИКАЦИЯХ

1. Рыжков Д.В. Переходные процессы в парогазотурбинных установках // И -молодёжная международная научная конференция «Тинчуринские чтения»: Материалы докладов. - Казань: КГЭУ, 2007. С. 128-129

2. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Динамика регулирования парогазотурбинных установок // XI Аспирантско - магистерский семинар КГЭУ, посвященный «Дню энергетика» по направлению «Теплоэнергетика»: Материалы докладов. - Казань: КГЭУ, ноябрь 2007.

3. Рыжков Д.В. Энергетическая установка с «частичным окислением» на базе авиационного двигателя // Международный круглый стол «Парогазотурбинные установки и нетрадиционные источники энергии»: Пленарные доклады. - Казань: КГЭУ, ноябрь 2007. С. 24-29 ' -у:-.-

4. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Термодинамический анализ парогазотурбинной установки с низконапорным парогенератором // III - молодёжная

международная научная конференция «Тинчуринские чтения» посвященная 40-летию КГЭУ: Материалы докладов. - Казань: КГЭУ, апрель 2008. С. 147-148

5. Рыжков Д.В., Марченко Г.Н., Учарова А.У., Дружинин Г.И. Повышение технической безопасности за счёт внедрения парогазотурбинных установок на тепловых электрических станциях // Международный симпозиум «НАДЁЖНОСТЬ И КАЧЕСТВО 2008»: Труды международного симпозиума. - Пенза, май-июнь 2008. С.

6. Рыжков Д. В., Ильин В. К., Дружинин Г. И. Методика расчёта тепловой схемы газотурбинной установки с охлаждением при сжатии и теплоподводом при , расширении .// LV научно-техническая сессия РАН по проблемам газовых турбин «Перенос передовых авиационных разработок в конструкции наземных и морских ГТУ»: Тезисы докладов. - Рыбинск, сентябрь 2008. С. 69

. 7. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Термодинамический анализ . парогазотурбинной установки с котлом - утилизатором // Международная научно-техническая конференция «Энергетика - 2008: инновации, решения, перспективы»: Материалы докладов. - Казань: КГЭУ, сентябрь 2008. С. 204-208 ; ; 8,, Рыжков Д.В., Ильин В.К. Использование альтернативных возобновляемых источников топлива для, получения тепловой и электрической энергии // 21-я Всероссийская межвузовская научно-техническая конференция «Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика и диагностика, приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий». - Казань, май 2009. С. 11.9-120

9. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Газотурбинные воздушно-аккумулирующие энергоустановки II IV - молодёжная международная научная конференция «Тинчуринские чтения»: Материалы докладов. - Казань: КГЭУ, апрель 2009. С. 172-173

10. Рыжков Д.В. Определение коэффициента сжатия и расширения ГТУ при работе в составе ПГУ с котлом-утилизатором // Известия ВУЗов «Проблемы энергетики». - 2009. №. 5-6. С. 142-143

177-179

Подписано к печати Гарнитура «Times» Физ. печ. л. 1.0 Тираж 100 экз.

07.08.2009 г. Вид печати РОМ Усл. печ.л. 0.94

Формат 60 х 84 /16 Бумага офсетная Уч.-изд. л. 1.0

Заказ №35**$"" . Типография КГЭУ 420066, Казань, Красносельская, 51

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА I ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ЦИКЛОВ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.

1.1 Основные положения технической термодинамики, касающиеся рассматриваемых режимов работы газотурбинных установок.

1.1Л Внутренняя энергия и энтальпия.

1Л .2 Теплоёмкость и энтропия.

1.2 Изопараметрические процессы.

1.2.1 Изохорный процесс.

1.2.2 Изобарный процесс.

1.2.3 Изотермный процесс.

1.2.4 Обратимый адиабатный или изоэнтропный процесс.

1.3 Политропические процессы.

1.4 Выводы по первой главе.

ГЛАВА II РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.

2.1 Режим работы и цикл ГТУ простой тепловой схемы с подводом теплоты при постоянном давлении.

2.2 Режим работы ГТУ с промежуточным охлаждением в процессе сжатия.

2.3 Режим работы ГТУ с промежуточным теплоподводом в процессе расширения.

2.4 Режим работы ГТУ с промежуточным охлаждением в процессе сжатия и промежуточным теплоподводом в процессе расширения.

2.5 Расчет сложной тепловой схемы ГТУ.

2.6 Анализ газотурбинной установки посредством энтропийного метода.

2.7 Выводы по второй главе.

ГЛАВА III ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ОСНОВНЫХ ТИПОВ

ПАРОГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК И РЕЖИМЫ ИХ РАБОТЫ.

3.1 Режим работы парогазотурбинной установки с высоконапорным парогенератором.

3.2 Режим работы парогазотурбинной установки с низконапорным парогенератором.

3.3 Режим работы парогазотурбинной установки с котлом-утилизатором.

3.4 Режим работы парогазотурбинной установки с котлом-утилизатором и дожиганием топлива.

3.5 Режим работы парогазотурбинной установки с котлом-утилизатором двух и трёх давлений.

3.6 Режим работы парогазотурбинной установки с газификацией топлива.

3.7 Режим работы парогазотурбинной установки с «частичным окислением»

3.8 Выводы по третьей главе.

ГЛАВА IV МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПТУ.

4.1 Энергетические балансы основных элементов ПГУ - КУ.

4.2 Коэффициент полезного действия парогазотурбинной установки с котлом -утилизатором.

4.3 Режим работы газотурбинной установки в составе ПГУ - КУ.

4.4 Выводы по четвёртой главе.

ГЛАВА V ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОЧЕГО ПРОЦЕССА ПГУ-КУ.

Выводы по пятой главе.

Актуальность работы. Комбинированные парогазовые установки (ПГУ) обладают высокой топливной экономичностью среди другого теплоэнергетического оборудования (паро- и газотурбинных установок). В настоящее время, примерно 80% энергообеспечения всех отраслей экономики страны в форме электрической и тепловой энергии, осуществляется теплосиловыми установками, КПД которых за счёт высокой степени совершенства и высоких начальных параметров пара достигает 42-^44 %. Дальнейшее повышение экономичности' ПТУ проблематично. Такое положение сохранится на международном уровне в обозримом будущем, несмотря на развитие использования возобновляемых источников энергии, поэтому актуальной задачей является обеспечение существенной экономии дорогостоящего топлива, что возможно достичь за счёт внедрения в энергетику комбинированных парогазовых установок. Особенно интенсивно ПГУ развивались в последние два десятилетия и к концу XX столетия КПД лучших ПГУ приблизился к 60%, а единичная мощность выше 750 МВт. Поэтому ПГУ признаны наиболее перспективными тепловыми энергетическими установками для электростанций начала XXI века.

По уровню эффективности ГТУ могут быть разделены на четыре класса:

- класс Е. Установки, разработанные в середине 80-х годов, обладающие высокой надёжностью, длительностью межремонтного периода и требующие сравнительно небольших расходов на сервисное обслуживание. Температура на входе в турбину 1100 °С, степень повышения давления в компрессоре 10 12, КПД ГТУ - 33 - 35 % (ПГУ - 52 - 53 %);

- класс F. Разработки в первой половине 90-х годов, характеризующий современный серийный технический уровень. На рынок поставляются в основном в конце 90-х годов. Температура на входе в турбину 1250 1350 °С, степень повышения давления в компрессоре 15 + 17, КПД ГТУ -35-^-36 % (ГТГУ -54-^-55 %);

- класс FA. Газотурбинные установки с КПД — 36 + 38,5 % (ПГУ — 56-^-58 %). Спроектированные во второй половине 90-х годов прошлого столетия, завоёвывающие рынок в настоящее время;

- класс G(H). Передовые образцы сверхмощных ГТУ с КПД 39-^-40 % (ПГУ -58-^-60 %),температурой перед турбиной 1400 1500 °С, степенью повышения давления в компрессоре более 20.

В Российской федерации введены в строй комбинированные ПГУ: ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ (Санкт-Петербург) с ГТУ типа V 94.3 (Сименс-Интертурбо), введённой в эксплуатацию 22 декабря 2000 г.; ПГУ-39 Сочинская ТЭЦ с ГТУ GT10C [Сименс (ранее Альстром)] в декабре 2004 г.; Калининградская ТЭЦ-2 - в конце 2005 г.

Для дальнейшего увеличения экономичности ГТУ и ПГУ необходимо-провести термодинамический анализ влияния параметров рабочего процесса ГТУ на КПД и удельную мощность. Это даёт возможность обоснованно выбирать оптимальное сочетание параметров в определённых областях конкурирующих изменений КПД и удельной мощности, определять их максимальное значение, объективно сравнивать различные тепловые схемы по их энергетическим показателям, оценивать целесообразность применения ГТУ в составе ПГУ, что является весьма актуальной задачей.

Цель работы. Целью диссертационной работы является:

- термодинамический анализ тепловых схем ГТУ и ПГУ:

- анализ простых и сложных циклов ГТУ;

- определение энергетических характеристик различных тепловых схем

ПГУ;

- определение условий применения дожигания дополнительного топлива в котле-утилизаторе (КУ) с учётом температуры уходящих газов из КУ;

- методика расчёта режима работы ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- проведён термодинамический анализ наиболее перспективных схем ПГУ с котлом-утилизатором и низконапорным парогенератором в общем виде;

- на базе энтропийного метода представлен расчёт тепловой схемы ГТУ ГТ-100-750 и ПТУ К-300-300;

- определено рациональное значение коэффициента степени сжатия в компрессоре при работе ГТУ в составе ПГУ-КУ;

- определено соотношение между мощностью ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ-КУ;

- усовершенствована математическая модель, учитывающая балансы энергообмена элементов модели между собой и окружающей средой, на базе тепловой схемы ПГУ-КУ, позволяющая определить основные показатели ПГУ-КУ.

Практическая ценность работы состоит в том, что полученные результаты могут быть использованы при проектировании ПГУ и их элементов, в инженерных расчетах режимных параметров, при эксплуатации ПГУ, а также в учебном процессе.

Достоверность результатов. В работе использовались фундаментальные положения технической термодинамики и теплообмена, методика системных исследований в энергетике, анализ теплотехнических установок и схем. Математическое моделирование ГТУ и ПГУ основано на балансах энергообмена, которое неоднократно проверялось другими авторами. Результаты расчётов не противоречат ранее проведённым исследованиям.

Автор защищает:

- методику термодинамического анализа наиболее перспективных схем ПГУ в общем виде;

- результаты расчёта тепловой схемы ГТУ и ПТУ энтропийным методом;

- методику выбора степени сжатия в компрессоре при работе ГТУ в составе ПГУ-КУ;

- методику определения соотношения мощностей ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ-КУ.

Личный вклад автора. Все основные результаты получены лично автором под руководством профессора, доктора технических наук Ильина В. К.

Апробация работы. Результаты работы были представлены на Международном круглом столе «Парогазотурбинпые установки и нетрадиционные источники энергии» (г. Казань, ноябрь 2007 г.), III молодёжной международной научной конференции «Тинчуринские чтения» посвящённой 40-летию КГЭУ (г. Казань, апрель 2008 г.), Международном симпозиуме «Надёжность и качество 2008» (г. Пенза, май-июнь 2008 г.), LV научно-технической сессии Российской Академии Наук по проблемам газовых турбин (г. Рыбинск, сентябрь 2008 г.), Международной научно-технической конференции «Энергетика - 2008: инновации, решения, перспективы» (г. Казань, сентябрь 2008 г.), 21-й Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика и диагностика, приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий» (г. Казань, май 2009 г.), IV — молодёжной международной научной конференции «Тинчуринские чтения» (г. Казань, апрель 2009 г.)

Публикации. Основное содержание выполненных исследований опубликовано в 10 работах, в том числе в журнальных статьях, тезисах и докладах на конференциях. Подана заявка на изобретение №2009118238 от 13.05.2009.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованных источников. Работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 42 рисунков, 9 таблиц. Список использованных источников состоит из 115 наименований.

Выводы по пятой главе

На основании проведённого расчёта зависимости температуры на выходе из ГТУ и на её входе от коэффициента степени расширения ГТУ построены кривые для различных значений коэффициента расширения при постоянных температурах на входе в турбину. Выполненный анализ даёт возможность определить оптимальную величину рационального значения коэффициента расширения в турбине и коэффициента степени сжатия в компрессоре. В данном случае диапазон рационального оптимального значения коэффициента сжатия составляет от 6,09 до 13.

161

Заключение

1. Рассмотрены термодинамические свойства и процессы идеальных газов. Все процессы рассмотрены в одинаковой последовательности. Из приведённых четырёх изопараметрических процессов состоят обратимые (идеальные) циклы всех тепловых машин, рабочие тела которых по своим свойствам близки к идеальным газам. Аналитические методы расчёта этих процессов дают возможность аналитически определять термодинамические показатели обратимых циклов — термический КПД и работу цикла.

2. Из анализа простой тепловой схемы ГТУ с подводом теплоты при постоянном давлении следует, что внутренний КПД в отличие от термического КПД идеального цикла зависит не только от степени сжатия 7гк, но и от отношения температур Т3/Т\, в чём и состоит отличие этих КПД.

3. Анализ схемы ГТУ с промежуточным охлаждением показывает, что частный максимум внутренней работы соответствует равенству степени повышения давления в КНД и КВД.

4. Оптимальная (по работе) суммарная степень повышения давления КНД и КВД значительно ниже оптимальной степени повышения давления Брайтона, что является преимуществом цикла с промежуточным охлаждением при создании компрессора.

5. Энтропийный метод расчёта К-300-300 и ГТ-100-750 показал, что удельный расход топлива на покрытие эксергетических потерь у турбины ГТ-100-750 выше на 11,49 мкг/Дж по сравнению с турбиной К-300-300, хотя начальная температура паровой турбины ниже, чем у газовой.

6. Из термодинамического анализа ПГУ следует, что наиболее эффективной является тепловая схема ПГУ-КУ трёх давлений с промежуточным пароперегревом.

7. Показана взаимосвязь между повышением расхода пара КУ с дожиганием топлива и температурой выхлопных газов из котла. Приведена методика расчёта тепловой схемы ПГУ-КУ двух давлений без промперегрева.

8. Дана математическая модель па базе ПГУ-КУ без дожигания дополнительного топлива, которая с некоторыми изменениями может быть использована для других схем.

9. Приведены соотношения мощностей ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ.

10. Дана методика определения рационального коэффициента сжатия при работе ГТУ в составе ПГУ.

1. Куландип А. А., Толмачёв В.В., Гольдберг Л., Бодров А.И. Термодинамический анализ циклов газотурбинных установок: Учебное пособие. СПб.: Изд-во Санкт-Петербургского института машиностроения, 2003.-92 е.: ил.-34.

2. Базаров И. П. Термодинамика: Учебник для вузов 4-е изд. перераб. и доп. — М.: Высшая школа, 1991. - 367 е.: ил.

3. Арсеньев Г. В. Энергетические установки: Учебник для вузов по спец. «Электроснабжение» М.: Высшая школа, 1991. - 336 е.: ил.

4. Безлепкин В.П. и др. Результаты освоения опытно-промышленной ПГУ со сбросом газов в топку парогенератора // Энергомашиностроение. 1973. №2. -С. 2-10.

5. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные электростанции. СПб.: СПбГТУ, 1997.

6. Безлепкин Б.П. Парогазовые установки со сбросом газа в котел. Л.: Машиностроение, 1962. 186 с.

7. Арсеньев Л.В. Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982. 246 с.

8. Елисеев Ю.С., Манушин Э.А. Михальцев В.Е. и др. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок: Учебник для вузов. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000. - 640 с.

9. Елисеев Ю.С., Беляев В.Е., Косой А.С. и др. ПГУ смешения: проблемы и перспективы // Газотурбинные технологии. 2006. март. — С. 18-20.

10. Жуковский Г.В. и др. Тепловые расчёты паровых и газовых турбин с помощью ЭВМ. Л.: Машиностроение, 1983. - 255 с.

11. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. М.: Госэнергоиздат, 1962. - 182 с.

12. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1986. — 248 е.: ил.

13. Технология «частичного окисления» применительно к существующим конверсионным авиационным двигателям. Институт высоких температур Российской Академии наук.

14. Арсеньев Л.В., Рис B.C., Черников В.А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. Из-во СПбГТУ, 1996. — 124 с.

15. Комаров О.В., Ревзин Б.С., Бродов Ю.М. Эффективность применения регулируемых силовых турбин в газотурбинных установках и двигателях регенеративного и простого циклов // Теплоэнергетика. — 2006. №2. — С. 7377.

16. Кособокова Э.М. Условия использования жидкого нефтяного топлива в ГТУ и ПГУ // Энергетик. 2006. №6. - С. 22-25.

17. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки: Учебное пособие для вузов. М.: Высш. школа, 1979. - 254 е., ил.

18. Кириллов И.И. Автоматическое регулирование паровых турбин и газотурбинных установок. 1988. — 447 с.

19. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. 1983.

20. Нишневич В.И., Словиковский Г.Б. Проектирование энергоблока ПГУ 190/220 для Тюменской ТЭЦ 1 // Теплоэнергетика. - 2005. № 6.

21. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. М.: Энергоатомиздат, 1985. — 304 с.

22. Ольховский Г.Г., Буров И.С. и др. Опыт проектирования, наладки и промышленного освоения газотурбинных установок типа ГТ-100-750. М.: НИИ ИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1978. 51 с.

23. Ольховский Г.Г., Буров И.С., Кирим А.К. Опыт эксплуатации газотурбинных установок типа ГТ-100 на электростанциях Минэнерго СССР // Промышленная энергетика. Вып.2. 1980. №6. — С. 108-116.

24. Переходные процессы в газотурбинных установках / Под ред. И.В. Котляра. — Л.: Машиностроение, 1973. 250 с.

25. Полетавкин П.Г. Парогазотурбинные установки. М.: Наука, 1980 - 141 с.

26. Полищук В.Л., Ефимов B.C. Пути создания перспективных мощных энергетических ГТУ нового поколения усложнённой тепловой схемы и высокоэффективных ПГУ на их основе // Теплоэнергетика. 1996. №6. - С. 23-27.

27. Соколова М.А. Исследование структуры и режимов эксплуатации парогазовых установок с параллельной схемой работы на доктрических параметрах пара: Дис. . канд. техн. наук: Москва. 2003.

28. Стационарные газотурбинные установки / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов и др. / Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989. — 543 е.: ил.

29. Стырикович М.А., Фаворский О.Н., Батенин В.М. и др. Парогазовая установка с впрыском пара: возможности и оптимизация параметров цикла // Теплоэнергетика. 1995. №10. - С. 52-57.

30. Трухний А.Д. Исседование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч. 1. Объект и методика проведения исследований // Теплоэнергетика. 1999. №1. - С. 27-31.

31. Трухний А.Д. Исседование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч. 2. Объект и методика проведения исследований // Теплоэнергетика. 1999. №7. - С. 54-59.

32. Трухний А.Д., Петрунин С.В. Расчёт тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: Методическое пособие по курсу «Энергетические установки». М.: Издательство МЭИ, 2001. - 24 с.

33. Цанев С.В., Буров В.Д., Торжков В.Е. Дожигание топлива в тепловой схеме конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами одного давления: Учебное пособие. М.: Издательство МЭИ, 2004. - 48 с.

34. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С.В. Цанева М.: Издательство МЭИ, 2002. - 584 е.: ил.

35. Швец И.Т., Фёдоров В.И. Динамика тепловых процессов стационарных газотурбинных установок (элементы анализа и расчёта). — Киев, 1972.

36. Щегляев А.В., Смельницкий С.Г. Регулирование паровых турбин. M-JL: Госэнергоиздат, 1962. - 256 с.

37. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. Для вузов: В 2 кн. Кн. 2. 6-е изд., перераб., доп. и подгот. К печати Б.М. Трояновским. — М.: Энергоатомиздат, 1993. - 416 е.: ил.

38. Эскандары М.Ф. Исследование переменного режима работы парогазовых установок утилизационного типа: Дис. . канд. техн. наук. М., 1997.

39. Богов И.А., Парина И.В., Фомин В.А., Фомин Д.В. Анализ режимов работы бинарной парогазовой установки.

40. Ольховский Г.Г., Разработка перспективных энергетических ГТУ // Теплоэнергетика 1996. №4. - С. 66-75

41. Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт. Серебрянников Н.И., Лебедев А.С., Сулимов Д.Д. и др. // Теплоэнергетика — 2001. №5 С. 8-11

42. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ // Теплоэнергетика. 2001. №5. - С. 18-30

43. Куландин А.А., Богов И.А., Бодров И.С. Анализ термодинамической эффективности комбинированных парогазовых установок.

44. Юн А.А. Исследование газопаротурбинной энергетической установки с двукратным подводом тепла в камерах сгорания и регенерацией тепла в газожиткостном теплообменнике: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 2003. -25 с.

45. Яблоков Л.Д., Логинов И.Г. Паровые и газовые турбоустановки. 1988. — 350 с.

46. Буров В.Д., Сигидов Я.Ю. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем, конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами трёх давлений // Энергосбережение и водоподготовка. 2006. №1. — С. 31-36

47. Ольховский Г.Г. Отечественное оборудование для развития газотурбинной энергетики. // Теплоэнергетика — 2008. №6.

48. Бекнев B.C., Иванов В.Л. Возможный способ повышения мощности и экономичности стационарных комбинированных энергетических установок с газовыми турбинами // Теплоэнергетика. 2005. №6. — С. 43-47

49. Фаворский О.Н., Цанев С.В., Буров В.Д., Карташев Д.В. Технологические схемы и показатели экономичности ПГУ с впрыском пара в газовый тракт // Теплоэнергетика. 2005. №4. - С. 28-34

50. Сазонов Б.В., Налобин JI.B. Расчёт тепловой схемы газотурбинной установки.

51. Арсеньев Л.В. Комбинированные установки электростанций: Учебное пособие. Изд.СПбГТУ, 1993. 92 с.

52. Корсов Ю.Г., Михальцев В.Е., Моляков В.Д. и др. Исследование термодинамической эффективности тепловых схем газотурбинных воздушно-аккумулирующих электростанций // Теплоэнергетика — 1980. №3.

53. Андрющенко А.И., Лапшов В.Е. Парогазовые установки электростанций. МЛ.: Энергия, 1969. 246 с.

54. Дудко А.П. Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 2000. 20 с.

55. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Термодинамический анализ ' парогазотурбинной установки с низконапорным парогенератором.

56. Материалы докладов 111 молодёжной Международной научной конференции «Тинчуринские чтения» посвящённой 40-летию КГЭУ / Под общ. ред. д-ра физ.-мат. наук, проф. 10. Я. Петрушенко. В 4 т.; Т. 2. Казань: КГЭУ, 2008. — 164 с.

57. Гольдштейн А.Д., Комисарчик Т.Н., Корсов Ю.Г. Результаты анализа различных вариантов тепловой схемы одновальной ПГУ-170 // Теплоэнергетика. 2003. №6. - С. 49-54

58. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Газотурбинные воздушно-аккумулирующие энергоустановки. Материалы докладов IV молодёжной

59. Международной научной конференции «Тинчуринские чтения» / Под общ.ред. д-ра физ.-мат. наук, проф. Ю. Я. Петрушенко. Казань: КГЭУ, 2009

60. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Динамика регулирования парогазотурбинных установок. XI Аспирантско — магистерский семинар КГЭУ, посвященный «Дню энергетика» по направлению «Теплоэнергетика». Казань, ноябрь 2007 г.

61. Рыжков Д.В. Определение коэффициента сжатия и расширения ГТУ при работе в составе ПГУ с котлом-утилизатором // Проблемы энергетики 2009. №5-6.-С. 142-143

62. Современное турбостроение: Сб. научн. тр.- Вып. 5 / Под общ. ред. И.А. Богова, СПб: Международная Академия Наук Высшей школы. Санкт-Перербургский институт машиностроения (ВТУЗ-ЛМЗ). 2003 113 с.

63. Современное турбостроение: Сб. научн. тр.- Вып. 2 / Под общ. ред. И.А. Богова, СПб: Международная Академия Наук Высшей школы. Санкт-Перербургский институт машиностроения (ВТУЗ-ЛМЗ). 1999 122 с.

64. Гохштейн Д.П. Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. М.: Энергия, 1969. 308 е.: ил.

65. Технический проект «Юго-Западная отопительная котельная с установкой ПГУ — 40, в г. Владимире».

66. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоиздат, 1987. -328 е.: ил.

67. Ривкин C.JI. Термодинамические свойства газов. — М.: Энергия, 1973.

68. Девочкин М.А., Мошкарин А.В. Технологические основы проектирования ТЭС: Учебное пособие / МЭИ, 1982.

69. Девочкин М.А. Учебное пособие по курсовому проектированию ТЭС. Иваново, 1975.

70. Мошкарин А.В., Чухин И.М. Расчет тепловых схем ТЭЦ. Иваново, 1985.

71. Методика расчета проектной себестоимости электрической и тепловой энергии для вновь строящихся, расширяемых и реконструируемых ТЭС. -М.:ТЭП, 1992.

72. Клименко А.В., Зорин В.М. Тепловые и атомные электростанции. Справочник 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Издательство МЭИ, 2003.

73. Грязнов Н.Д., Епифанов В.М., Иванов В.А., Манушин Э.А. Теплообменные устройства газотурбинных и комбинированных установок. М.: Машиностроение, 1985. - 360 с. с ил.

74. Богданов В.И. ГТУ со сгоранием топлива при постоянном объёме. Новые концепции создания // Газотурбинные технологии 2002. №2.

75. Дорофеев В.М., Маслов В. Г., Первышин И.В., Сватенко С.А., Фишбейн Б.Д. Термогазодинамический расчёт газотурбинных силовых установок. М.: Машиностроение, 1973. - 144 с.

76. Русецкий Ю.А., Ермолаев В.В. Некоторые аспекты создания энергетических ГТУ средней мощности // Газотурбинные технологии 2008. №2. - С. 10-16.

77. Моисеев Г.И. Конструкции стационарных газотурбинных установок. 1962. -200 с.

78. Романов А.А. Первая парогазовая установка. 1967. 192 с.

79. Сидельковский J1.H. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты. 1989.-272 с.

80. Григорьева В.А. Теплоэнергетика и теплотехника. 1983. — 552 с.

81. Иванов В.М. Парогазовые процессы и их применение в народном хозяйстве. 1970.-327 с.

82. Канаев А.А. Парогазовые установки. Конструкции и расчеты. 1974. 240 с.

83. Таблицы термодинамических функций: Справочник / Рыжов Б.М. 1982. — 288 с.

84. Поршаков Б.П. Основы термодинамики и теплопередачи. 2002. 132 с.

85. Горюнов И.Т., Цанев С.В., Буров В.Д., Долин Р.Ю. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива // Электрические станции. 1997. № 2.

86. Эскандары М.Ф., Трухний А.Д. Моделирование на ПЭВМ переменного режима одноконтурной парогазовой установки и исследование режимов ее работы при скользящем давлении // Вестник МЭИ. 1996. № 4.

87. Попырин JT.C., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок для ТЭС // Электрические станции. 1997. № 7.

88. Дьяков А.Ф., Попырин JI.C., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России // Теплоэнергетика. 1997. № 2.

89. Дорофеев С.Н. Исследование и оптимизация применения газотурбинных ТЭЦ в энергетике. Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1998.

90. Чернецкий Н. С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором // Теплоэнергетика. 1986. № 3. С. 14-18.

91. Теплообменники-утилизаторы на тепловых трубах / Л.П. Васильев, В.Г. Киселев, Ю.Н. Матвеев и др. // АН БССР, Институт теплообмена. 1987.

92. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1989.

93. Новый газотурбинный двигатель мощностью 110 МВт для стационарных энергетических установок / В.И. Романов, С. В. Рудометов, О. Г. Жирицкий и др. // Теплоэнергетика. 1992. № 9.

94. Зейгарник Ю.А., Мостинский И.Л., Цалко Э.А., Штеренберг В .Я. Некоторые проблемы использования воды и во до подготовки на ПГУ с впрыском пара // Теплоэнергетика. 1995. № 12. С. 53-60.

95. Фаворский О.Н., Батенин В.М., Зейгарник Ю.А. и др. Комплексная парогазовая установка с впрыском пара и теплонасосной установкой (ПГУ МЭС-60) для АО «Мосэнерго» // Теплоэнергетика. 2001. № 9. С. 50-58.

96. Регулирование электрической мощности теплофикационной ПГУ-КУ СевероЗападной ТЭЦ// Электрические станции. 1996. №12. С. 9-16.

97. Осередько Ю.С., Юращик И.Л. Оптимизация параметров парогазовых турбоустановок без сжигания топлива в котле-утилизаторе // Транспорт и хранение газа. -М.: ВНИИЭгазпром 1977. Вып.6. С. 18-26.

98. Галлиулин З.Т., Леонтьев Е.В., Щуровский В.А. Технико-экономический анализ эффективности газотурбинного привода в транспорте природного газа // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1987. № 3. С. 139-144.

99. Мошкарип А.В., Девочкин М.А., Шелыгин Б.Л., Рабенко B.C. Анализ перспектив развития отечественной теплоэнергетики; Под ред. А.В. Мошкарина / Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 2002. - 256 с.

100. Котляр И.В. Переменный режим работы газотурбинных установок / Под ред. д.т.н., проф. Я.И. Шнеэ. -М.: МАШГИЗ, 1961.

101. Weber О. The Huntorf air storage gas turbine power station // Elec. Rev. (Cr. Brit). 1978, 292. - №13. - P. 52-55.

102. Kleinschmidt R.V. Value of wet-compression in gas-turbine cycles. Mech. Eng., 1947, 69, №9.

103. Wu Chung-Hud. General Theory of Three Dimensional Flow in Subsonic and Supersonic Tyrbomachines of Axial, Radial and Mixed flow Types - Trans. Of the ASME. - 1952. - V.74. - №8.

104. Zachary, Justin et al. Next Generation Gas Turbine An EPC Contractor's Experience. Presented at Power-Gen International, Las Vegas, Nevada, U.S.A., December 2003.

105. Chrusciel, A. et al. Design of High Load Cycle Operation for Combined Cycle Plants. Presented at Power-Gen International, Las Vegas, Nevada, U.S.A., December 2001.

106. Hale D. Compressor station modernization: The key to cutting fuel consts // Pipeline and Gas Journal. 1984. Vol.211.№ 6. P. 17-20.

107. Rice I.G. The Combined Reheat Gas Turbine // Steam Turbine Cycle. Part L. Trans, of the ASME. Journal of Engineering for Power. 1980. Vol. 102. № 1.

108. Quantensprung bei Gasturbinen Spart Energie // VDI Nachricten 24, September1993. P. 36.

109. Nanhoff H., Troren K. GT 24 u GT 26 gas turbine sequential combustion the rey to high efficiencies // ABB Review. 1994. № 2.

110. Turbines for the turn of the century / R.L. Bannister a. o. // Mechnical Engineering.1994. Vol. 116. №6. P. 68-75.