Парогазовая установка с котлом утилизатором

/

1. Тепловые схемы и показатели ПГУ с котлом утилизатором

Парогазовая установка с котлом утилизатором (ПГУ с КУ) - наиболее перспективная и широко распространённая в энергетике парогазовая установка, отличающаяся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Эти ПТУ - единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме отпускают потребителям электроэнергию с КПД 55 - 60%.

Эксплуатационные издержки мощной современной ПГУ вдвое ниже по сравнению с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ПГУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других видов.

Одной из главных причин перспективности ПГУ является использование природного газа - топлива, мировые запасы которого очень велики. Газ - это лучшее топливо для энергетических ГТУ - основного элемента установки. Природный газ хорошо транспортируется на дальни расстояния по магистральным газопроводам. Его можно поставлять и в жидком виде, как сжиженный газ. Таким топливом, например, пользуются для ПГУ в Японии и Южной Кореи.

Парогазовые установки могут также работать при использовании в ГТУ тяжёлого нефтяного топлива, сырой нефти, побочных продуктов переработки нефти, синтетического газа, получаемого при газификации углей.

2. Простейшая тепловая схема ПГУ с КУ

Простейшая тепловая схема ПГУ представлена на рис. 1, а термодинамический цикл Брайтона - Ренкина изображён на рис. 2. Выходные газы энергетической ГТУ поступают в КУ, где большая часть их теплоты передаётся пароводяному рабочему телу. Генерируемый в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПГУ), где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конденсируется в конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подаётся в КУ.

Тепловая схема генерации пара в КУ с использованием теплового потенциала выходных газов ГТУ представлена на рис. 3 вместе с Q, T - диаграммой передачи теплоты от газов к пароводяному рабочему телу. Для КУ принимают минимальные значения температурного напора И (pinch point - «пинч поинт») на холодном конце испарителя, используют в качестве поверхностей нагрева трубы с наружным оребрением и обеспечивают глубокое охлаждение выходных газов ГТУ до уровня 80-130°С, что значительно повышает экономичность ПГУ. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ приведена на рис. 4, где выделены отдельные её элементы и существующие технологические связи.

парогазовый установка теплообмен утилизатор

Рис. 1. Простейшая тепловая схема ПГУ с КУ: ЭГ - электрогенератор, К - компрессор, ГТ - газовая турбина; КС - камера сгорания; ПТ - паровая турбина; КУ - котел-утилизатор; К-р - конденсатор; Н - насос

3. Термодинамический цикл

Рис. 2. Термодинамический цикл Брайтона-Реикина парогазовой установки с КУ

4. Q, Т-диаграмма теплообмена в котле-утилизаторе

Рис. 3. Q, Т-диаграмма теплообмена в котле-утилизаторе: ПЕ - пароперегреватель; И - испаритель; ЭК - экономайзер, Б - барабан

5. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ

Рис. 4. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ

- теплота сжигаемого в ГТУ топлива; - полезная тепловая нагрузка КУ; - теплота выходных газов ГТУ , , - потери теплоты соответственно в ГТУ, в КУ. в ПТУ.

Анализ термодинамического цикла Брайтона - Ренкина позволяет получить выражение для внутреннего КПД ПГУ с КУ.

,

где - внутренняя мощность ГТУ; - теплота сжигаемого в КС ГТУ топлива; - теплота пара КУ, поступающего в ПТУ; абсолютные и относительные суммарные потери теплоты в ПГУ. Следовательно,

,

Здесь - внутренняя мощность газовой и паровой установок; соответственно внутренние КПД газовой и паровой ступеней ПГУ.

Данным выражением с некоторыми вариациями предлагается в работах различных авторов. Это подтверждает общепринятое представление об особенностях технологических процессов в ПГУ с КУ

Если предположить (рис. 2), , т.е. что вся теплота пара КУ поступает в ПТУ, то справедливо выражение

,

Где - расход соответственно выходных газов ГТУ и генерируемого в КУ пара, кг/с; - удельные расходы теплоты газов ГТУ и генерируемого пара, кДж/кг; - соответственно температура газов и пароводяного рабочего тела.

Относительный расход генерируемого в КУ пара невелик из-за небольшой теплоты выходных газов ГТУ:

Коэффициент полезного действия КУ по прямому балансу определяется как отношение теплоты выходных газов, использованной для генерации пара, к ее максимально возможному значению при (рис. 3):

Можно использовать понятие «степень бинарности» ПГУ с КУ. Значение степени бинарности приближается к единице, когда удается почти полностью использовать теплоту выходных газов ГТУ для генерации пара в паровой ступени установки. В бинарной ПГУ потерн теплоты и КПД ПГУ:

В реальной ПТУ потери всегда есть и степень бинарности:

В действительности, степень бинарности ПГУ с одноконтурным КУ составляет около 0,90, так как в такой установке не удается охладить выходные газы ГТУ до температуры ниже 150°С. Относительно невелики и количества генерируемого пара и вырабатываемой в ПТУ электроэнергии.

На рис. 5 приведена тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ, а на рис. 6 - соответствующая - диаграмма теплообмена между выходными газами ГТУ и пароводяным рабочим телом. Газовый подогреватель конденсата (ГПК) заменяет отсутствующие в ПТУ подогреватели низкого давления. Нагрев основного конденсата в нем вызывает понижение температуры газов до конечного значения . В схеме предусмотрен деаэратор питательной воды, питаемый отборным паром паровой турбины. Парогенерирующий контур одного давления состоит из экономайзера, испарителя и пароперегревателя. Минимальный температурный напор имеет место на конце испарительных поверхностей нагрева: И=°С, а соответствующая разница температур - на горячем конце пароперегревателя И_ПЕ=°С. Во избежание коррозионного износа температуру конденсата на входе в КУ поддерживают на уровне 50-60°С при сжигании природного газа и не ниже 110°С при переходе на жидкое газотурбинное топливо в ГТУ.

В качестве иллюстрации рассмотрим пример ПГУ (рис. 5), в которой в качестве ГТУ принята установка типа V64.2 (Siemens). Ее основные технические данные приведены в таблице 1 и 2.

6. Тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ

Рис. 5. Тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ

ГПК - газовый подогреватель конденсата, Д - деаэратор, ПН, КН - питательный и конденсатный насосы, температура газов, ЭГ - электрогенератор, К - компрессор, ГТ - газовая турбина, КС - камера сгорания, ПТ - паровая турбина, КУ - котёл утилизатор, К-р - конденсатор.

7. Q, T - диаграмма теплообмена в КУ ПГУ

Рис. 6 - диаграмма теплообмена в КУ ПГУ

8. Технические данные энергетической ГТУ

Таблица 1. Технические данные энергетической ГТУ

Дополнительные технические данные:

1. Топливо - метан 100%, кДж/кг;

2. КПД КС;

3. Механический КПД компрессора

4. Механический КПД ГТ

5. Изоэнтропный КПД компрессора

6. Изоэнтропный КПД ТГ

На 1 кг/с массового расхода рабочего тела получены:

1. Мощность потребляемая компрессоромкВт;

2. Мощность ГТ кВт;

3. Мощность электрогенератора ГТУ кВт;

4. Теплота, подводимая с топливом в КС кВт;

5. КПД производства электроэнергии ;

9. Технические данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ одного давления)

Таблица 2. Технические данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ одного давления)

Дополнительные данные:

1.D_n/B - расход пара / воды; G_K - расход воздуха в компрессоре;

2. температурный капор на холодном конце испарителя И = 10°С;

3. параметры газов по тракту КУ

х₃= 289°С; h₃ = 302,8 кДж/кг

х₄ = 192°С; h₄ = 201,9 кДж/кг;

х₅ = х_ух= 162°C; h_s = h_ух= 170 кДж/кг;

4. мощность электрогенератора ПТУ = 153,601 кВт/(кг/с);

5. электрическая мощность ПГУ = 448,175 кВт/(кг/с);

6. КПД производства электроэнергии ПГУ = 49,95%.

Данные таблиц показывают, что в рассматриваемой ПГУ с одноконтурным КУ удается охладить выходные газы ГТУ до температуры 162°С и получить невысокое значение КПД производства электроэнергии. Вместе с тем тепловая схема такой установки проста в эксплуатации и характеризуется низкими удельными капиталовложениями. Выбор данного типа ПГУ экономически обоснован в тех случаях, когда применяется дешевое топливо, а электростанция рассчитана на работу с пиковыми нагрузками или когда применяется топливо с высоким содержанием серы. На рис. 7 приведена схема ПГУ с тремя блоками ГТУ-КУ, одной ПТУ и котлами-утилизаторами одного давления.

Дальнейшее повышение экономичности ПГУ с КУ возможно при более глубоком охлаждении выходных газов ГТУ. Тепловая схема КУ усложняется из-за увеличения числа контуров генерации пара (до двух-трех) и введения промежуточного перегрева пара, для чего используются ГТУ с улучшенными энергетическими характеристиками. Для них характерна большая начальная температура газа перед ГТ - на уровне 1200-1350°С и более.

На рис. 8 и 9 приведены варианты схем ПГУ с двухконтурным КУ, а на рис. 10 соответствующая Q, T-диаграмма теплообмена. В тепловых схемах имеются некоторые различия. Экономайзер контура ВД выполняют одно- или двухступенчатым в зависимости от конструктивных особенностей котла. Для питания водой контуров НД и ВД предусмотрены два самостоятельных питательных насоса. В некоторых ПГУ устанавливают один насос с отбором воды НД из его промежуточной ступени. В тепловую схему КУ может быть.

10. Принципиальная тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ и не картельным контуром питания деаэратора

Рис. 7. Принципиальная тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ и не картельным контуром питания деаэратора: 1 - ГТУ; 2 - котел-утилизатор; 3 - паротурбинная установка; 4 - компрессор; 5 - камера сгорания; 6 - газовая турбина; 7 - электрогенератор ГТУ; 5 - байпасная заслонка; 9 - к байпасной дымовой трубе; 10 - деаэратор; 11 - питательный насос контура деаэратора; 12 - испарительный контур деаэратора; 13 - питательный насос; 14 - экономайзер; 15 - барабан; 16 - насос рециркуляции; 17 - испаритель; 18 - пароперегреватель; 19 - автоматический стопорный клапан паровой турбины, 20 - паровая турбина; 21 - электрогенератор ПТУ; 22 - конденсатор; 23 - охлаждающая вода; 24 - конденсатный насос; 25 - сброс пара из деаэратора; 26 - сброс пара из паровой магистрали котлов-утилизаторов

11. Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ

Рис. 8. Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ: ПЕ ВД, ПЕ НД - пароперегреватели высокого и низкого давления, И ВД, И НД - испарительные поверхности высокого и низкого давления, ЭК ВД - экономайзер высокого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата, ДПВ - деаэратор питательной воды; ЧВД, ЧНД - части высокого и низкого давления паровой турбины, К-р - конденсатор; КИ - конденсатный насос; ПИ ВД, ПИ ИД - питательные насосы соответственно высокого и низкого давления, НРц - насос рециркуляции; РК - регулирующий клапан

В дымовую трубу

Рис. 9. Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ

12. Q, T - диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе ПГУ

Рис. 10. Q, T - диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе ПГУ

добавлен насос рециркуляции конденсата для поддержания необходимой температуры на входе в котел. Вместо него в схеме ПТУ можно использовать один подогреватель низкого давления (ПНД), который включается в работу по мере необходимости.

Питание контуров высокого и низкого давления осуществляется деаэрированной водой с массовой концентрацией кислорода 0₂ не более 10 мкг/кг Деаэрацию можно осуществить в конденсаторе, деаэраторе питательной воды или в обоих этих элементах тепловой схемы. Возможны несколько технических решений:

а) создается водяной деаэраторный контур (испаритель деаэратора), в котором вырабатывается определенное количество пара. Давление в контуре определяется тепловой нагрузкой этого испарителя в зависимости от расхода и температуры газов перед ним. Работа деаэратора на пароводяной смеси может создать определенные трудности, что отражается на его конструкции (рис. 7);

б) деаэратор снабжается паром из магистрали пара низкого давления (рис 8.);

в) питание деаэратора производится паром из отбора паровой турбины (рис 9), при этом может снизиться экономичность ПГУ.

Усовершенствованный вариант тепловой схемы ПГУ с двухконтурным КУ-ПГУ-320 приведен на рис. 11. В ней использована ГТУ типа ГТЭ-200 (ЛМЗ), спроектированная на базе ГТУ типа ГТЭ-150. Установка выполнена одновальной с двухконтурным КУ. В КУ есть восемь участков теплообмена, включая промежуточный пароперегреватель, газовый подогреватель конденсата и испаритель деаэратора повышенного скользящего давления (1,3-1,4 МПа).

13. Принципиальная схема ПГУ-320 с использованием тепла воздухоохладителя ГТУ типа ГТЭ-200 (ЛМЗ) для подогрева конденсата перед деаэратором

Рис. 11. Принципиальная схема ПГУ-320 с использованием тепла воздухоохладителя ГТУ типа ГТЭ-200 (ЛМЗ) для подогрева конденсата перед деаэратором: ВО - воздухоохладитель; ПТ - паровая турбина; КПУ - конденсатор пара уплотнений ПТ; ПНД - подогреватель низкого давления; ППВД и ППНД - пароперегреватели высокого и низкого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ПЭН - питательный электронасос; КН и РН - конденсатный и рециркуляционный насосы; ВПТ - водяной подогреватель топлива; РК - регулирующие клапаны; ЭГ - электрогенератор; Д - деаэратор; 1 - испаритель деаэратора, 2 - испаритель высокого давления; 3 - испаритель низкого давления; 4 - экономайзер высокого давления: 5 - барабан высокого давления; 6 - барабан низкого давления; 7 - сцепная муфта, / - пар высокого давления; // - пар низкого давления; III - подпитка из ХВО; IV - топливо; V - непрерывная продувка

В ПГУ-320 использованы питательный электронасос и насос рециркуляции для поддержания температуры конденсата на входе в котел не ниже 60°С. В схеме предусмотрен регенеративный подогрев природного газа до 140°С в водяном подогревателе, обогреваемом питательной водой из деаэратора. Коэффициент полезного действия производства электроэнергии брутто рассматриваемой ПГУ составляет 54,9%.

Для ПГУ с КУ двух давлений (рис. 9) выполнен расчет характеристик пароводяного контура (табл. 3). В ПГУ использована та же энергетическая ГТУ, что и в ПГУ с одноконтурным котлом (табл. 1). Выполненный расчет показывает, что использование в схеме ПГУ КУ двух давлений приводит к усложнению тепловой схемы, но повышает экономичность установки по сравнению с использованием котла-утилизатора одного давления на

= [(0,5219 - 0,4995)/0,4995] 100 = 4,48%.

14. Технические данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ двух давлений)

Таблица 3. Технические данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ двух давлений)

Дополнительные данные:

1. температурный напор на горячем конце пароперегревателя ВД И_ПЕ = 26,7°С;

2. температурный напор на холодном конце испарителей ВД и НД И = 10°С;

3. параметры газов по тракту КУ (рис. 9)

х₁ - 551,7°С, h₁ = 601,9 кДж/кг;

хз = 308,4°С; h₃ = 324 кДж/кг;

х₄= 223,1 ^СС; h₄ = 235,2 кДж/кг;

х₆ = 162°С; h₆= 168,8 кДж/кг;

х₈ = 133,3°С; h₈ = 139,6 кДж/кг;

х₉ = 96,1°С; h₉ = 100,4 кДж/кг;

4. внутренний КПД проточной части паровой турбины: до точки отбора для всего процесса расширения ;

5. мощность электрогенератора ПТУ кВг/(кг/с);

6. электрическая мощность ПГУ кВт/(кг/с);

7. КПД производства электроэнергии ПГУ %.

В настоящее время в лучших современных энергетических ГТУ значение начальной температуры газа приблизилось к 1500°С, а соответствующее давление газа (по ISO) составляет 1,8-3,0 МПа. При этом температура выходных газов превысила 600 «С. Данное обстоятельство позволило перейти к дальнейшему совершенствованию паровой ступени ПГУ с КУ и осуществить тепловую схему с тремя контурами генерации пара и его промежуточным перегревом. Последний может применяться и в КУ с двумя давлениями пара. В обоих случаях это решение позволяет снизить влажность пара в последних ступенях паровой турбины и отказаться от использования сепаратора влаги.

На рис. 12 приведена тепловая схема ПГУ с КУ трех давлений пара и промежуточным перегревом. Установка состоит из двух ГТУ типа V94.3A (Siemens) с КУ и одной паровой турбины. Основное топливо - природный газ, резервное топливо - жидкое, газотурбинное. Мощность ПГУ нетто составляет 632,7 МВт при КПД отпуска электроэнергии 56,6%. Параметры газов перед КУ: расход 656 кг/с, температура 584°С. Тип котла - горизонтальный с естественной циркуляцией. В котлах генерируются: пар высокого давления (231,5 т/ч; 9,95 МПа; 550°С); пар среднего давления (42,1 т/ч; 2,63 МПа; 316°С); пар низкого давления (30,2 т/ч; 0,47 МПа; 227°С). В тепловой схеме деаэратор не предусмотрен, и деаэрация конденсата осуществляется преимущественно в конденсаторе паровой турбины.

15. Тепловая схема ЛГУ с КУ трех давлений (Siemens)

Рис. 12. Тепловая схема ЛГУ с КУ трех давлений (Siemens)

Изменение общей экономичности ПГУ в результате совершенствования парового контура можно проиллюстрировать данными зарубежных исследований, полученными на базе ГТУ мощностью 150-200 МВт (рис. 13 и 14). Переход к более сложному паровому циклу и к сверхкритическим параметрам пара существенно повышает экономичность установки.

Оптимальный парогазовый цикл выбирают из большого числа возможных решений. Этот выбор обычно осуществляется в три основных этапа: анализ запросов заказчика энергоустановки, сбор информации об условиях работы оборудования, выбор цикла ПГУ.

Заказчик определяет верхний и нижний пределы мощности установки, приемлемый уровень мощности ГТУ с учетом ее КПД при частичной нагрузке. Выбирается график покрытия этой нагрузки.

Окружающая среда оказывает существенное влияние на работу ПГУ через характеристики ГТУ. Газовая турбина, работающая при температуре наружного воздуха 0°С, вырабатывает на 20% больше электроэнергии, чем та же турбина при 30°С. Если место строительства установки расположено на высоте 100 м над уровнем моря, то мощность ГТУ на 1% меньше, чем мощность ГТУ на уровне моря, что обусловлено разницей в давлении воздуха и его плотности. Важно знать экстремальные условия и типичные изменения параметров окружающей среды в течение всего года. Влажность воздуха мало влияет иа мощность и КПД ГТУ. В основу общих расчетов характеристик установки положены условия ISO 2314 (+15°С; 0,1013 МПа; относительная влажность воздуха 60%). Необходимо иметь в виду, что изменение этих характеристик оказывает влияние и на характеристики парового контура ПГУ.

16. Влияние параметров парового цикла иа КПД производства электроэнергии ПГУ с КУ

Рис. 13. Влияние параметров парового цикла иа КПД производства электроэнергии ПГУ с КУ: 1 - докритические параметры пара (8 МПа, 540°С), II - сверхкритические параметры пара (25 МПа, 540°С); 1 - одноконтурный КУ; 2 - двухконтуриый КУ, 3 - одноконтурный КУ с промежуточным перегревом пара, 4 - трехконтурный КУ, 5 - трехконтурный КУ с промежуточным перегревом пара.

Топливо по техническим и экономическим причинам является ключевым фактором, так как его вид и состав оказывают непосредственное влияние на мощность ГТУ и всей установки, на выбросы вредных веществ. Содержание серы в топливе определяет допустимую температуру конденсата на входе в КУ. В большинстве случаев ПГУ может работать на двух различных видах топлива, при этом уточняется, какое топливо является основным и как часто используется второй вид топлива.

Удельные капиталовложения в ПГУ позволяют оценить, какие инвестиции в электростанцию являются целесообразными для заданного КПД производства электроэнергии. Если, например, они составляют 1000 долл./кВт и существует возможность повысить экономичность парогазового цикла с целью увеличить мощность на 10 МВт при неизменной подаче топлива, то такое решение оправдано в случае, если дополнительные инвестиции составят менее 1000 долл./кВт.

17. Концепция компоновки оборудования ПГУ

Парогазовые установки с КУ и энергетическими ГТУ небольшой и средней мощности имеют полиблочную компоновку, в которой предусмотрены одна паровая турбина со своим электрогенератором и несколько ГТУ с КУ и электрогенераторами (рис. 7). Внедрение в парогазовую технологию мощных современных ГТУ позволило перейти к одновальным ПГУ.

По сравнению с многовальными одновальная компоновка ПГУ имеет ряд преимуществ:

возможность использовать отдельные модули, что экономит затраты на проектирование;

уменьшение объема главного корпуса благодаря компактной компоновке, сокращение времени на строительно-монтажные работы и ввод в эксплуатацию;

снижение затрат на техническое обслуживание и повышение надежности оборудования и др.

В зависимости от способа размещения оборудования на валу различают два исполнения одновальных ПГУ (рис. 15):

электрогенератор расположен со стороны паровой турбины на конце вала (рис. 15, а);

электрогенератор расположен между газотурбинной и паротурбинной установкой. Предусмотрена самозацепляющаяся (расцепная) муфта (рис. 15, б).

Первый вариант используется в ПГУ фирмы General Electric, второй - в одновальных ПГУ фирм Siemens и ABB-Alstom. Без муфты установка дешевле, но использование муфты обеспечивает повышенную маневренность. Аксиальный выход пара в конденсатор повышает КПД установки.

Расцепная муфта между электрогенератором и паровой турбиной обеспечивает обычный пуск ГТУ с помощью тиристорного пускового устройства. После синхронизации с сетью в КУ начинает генерироваться пар, который позволяет запустить паровую турбину по самостоятельному пусковому графику. Затем включается самозацепляющаяся муфта, и паровая турбина подключается к электрогенератору и нагружается.

На рис. 16 и 17 приведены примеры тепловых схем одновальных ПГУ с различными способами размещения основного оборудования на валу.

18. Концепции одновальной компоновки ПГУ

Рис. 15. Концепции одновальной компоновки ПГУ: а - стандартное исполнение; б - концепция фирмы Siemens; 1 - воздух; 2 - топливо; 3 - а КУ; 4 - из КУ; 5 - конденсатор (выход пара из части НД направлен вниз); б - отвод конденсата пара в КУ; 7 - электрогенератор; 8 - самозацепляющаяся (расцепная) муфта, 9 - конденсатор (аксиальный выход пара из части НД)

19. Тепловая схема одновальной ПГУ с трехконтурным КУ (Siemens)

Рис. 16. Тепловая схема одновалыюй ПГУ с трехконтурным КУ (Siemens): БД, СД, ИД - пароводяные контуры КУ высокого, среднего и низкого давления; 1 - природный газ; 2 - жидкое топливо; 3 - самозацепляющаяся (расцепная) муфта, 4 - кондеисатный насос; 5 - конденсатор; 6 - воздух

Список источников

1. Шляхин П.Н. Паровые и газовые турбины. Учебник для техникумов. Издание 2-е, переработанное и дополненное, Москва «Энергия» 1974., 224 с.

2. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов /Под редакцией С.В. Цанева - Москва: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с.

3. Уваров В.В. Газовые турбины и газотурбинные установки. Учебное пособие для машиностроительных вузов и факультетов. Москва, «Высшая школа», 1970., 320 с.

4. Цанев С.В. и др. Расчёты показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электрических станций. - Москва. Издательство МЭИ 2000., 71 с.