Внедрение парогазовых турбин в энергосистему (ТЭЦ 21 и 27)
Содержание
Введение
1. Внедрение парогазовых турбин вэнергосистему
2. Электрическая часть и эл. схема парогазовых турбин
3. Расчеты по внедрению парогазовых турбин
Заключение
Список используемой литературы
Введение
Проблемы отечественнойэнергетики часто связывают с выработкой ресурса оборудования, но не менееважно, что оборудование это устарело морально и простая его замена на новыеустановки старого образца принципиально ничего не решит.
Развитие энергетики страны донастоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов,имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышениеначальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл иснижать удельный расход топлива.
Коэффициент полезного действияотечественных электростанций в среднем оценивается в 36%. Более десятой частиэлектроэнергии и вовсе вырабатывается на установках, кпд которых равен 25% (эффективность,характерная для 30−х годов прошлого столетия). Между тем в развитыхстранах этот показатель в среднем не опускается ниже 45%. Рост эффективностиэнергосистем Запада связан с внедрением новых технологий, прежде всего речьидет об установках парогазового цикла (ПГУ), кпд которых колеблется от 52 до60%.
Поэтому целью работы являетсяизучение процессов внедрения парогазовых турбин в энергосистему страны.
1. Внедрение парогазовых турбин в энергосистему
Длительная эксплуатацияустаревших тепловых электростанций в маневровом режиме грозит выходом из строяэнергосистемы Украины. Чтобы предотвратить это, необходимо обеспечить работуТЭС в условиях, близких к постоянной нагрузке, т.е. использовать для покрытиядефицита электроэнергии в дневное время какие-то другие источники энергии.
Для этой цели можно использоватьпромышленные газовые турбины, хорошо приспособленные для работы в маневровомрежиме. Газовые турбины являются одной из главных составляющихтопливно-энергетического комплекса многих стран мира. Сегодня более 65% новыхэлектрогенерирующих мощностей, вводимых в эксплуатацию в мире (базовый иманевровый режимы), основываются на использовании парогазовых установок (ПГУ) игазотурбинных тепловых электростанций, превосходящих по многим показателямтрадиционные пылеугольные паротурбинные станции.
Газовые турбины нового поколенияимеют высокий коэффициент полезного действия, характеризуются эксплуатационнойнадежностью, производятся во всем мире и обеспечены развитой системойсервисного обслуживания. Они применяются в широком диапазоне мощностей,используются в дежурном режиме (ожидание), для покрытия пиковых нагрузок, атакже при постоянной нагрузке. В диапазоне мощностей от 60 до 120 МВт около 60%газовых турбин покрывают пиковые нагрузки, а более 85% сверхмощных газовыхтурбин (180 МВт и более) используются для выработки электроэнергии в базовомрежиме[1].Для современных энергогазотурбинных установок стоимость одного киловаттаустановленной мощности составляет 400-700 долл., для парогазовых — до 1000 долл.В то же время для пылеугольных паротурбинных электростанций (основных ТЭС) егостоимость уже превысила 1200 долл.
До 2006 года мировоепроизводство промышленных газовых турбин характеризовалось некоторойнестабильностью. Рост производства в 1996-м сменился спадом в 1997-м и ростом в1998-2000 годах. С 2006 года начинается быстрый подъем мирового рынкаэнергетического газотурбостроения, что обусловлено выводом на рынок газовыхтурбин нового поколения. Прогноз на десятилетний период (2006-2015 годы) выглядитблагоприятным и предсказывает быстрый рост производства промышленных газотурбинразличной мощности.
Общее количество газовых турбин,которые уже произведены и будут произведены в мире в 2006-2015 годах, превысит12 тыс. единиц. Больше всего — 1337 штук — планируется произвести в 2011 году (рисунок1), однако в 2015-м производство газовых турбин снизится до 1206 единиц. Этообъясняется ожидаемым поступлением на рынок новых энерготехнологий — топливныхэлементов, ядерных энергетических установок нового поколения, более активнымиспользованием промышленных и бытовых отходов для производства энергии, а такжесущественным расширением использования ветровой и солнечной энергии.
/>
Рисунок 1. Ожидаемоепроизводство парогазовых турбин до 2015 года.
Несмотря на дефицит природныхэнергоносителей, примерно 75% газовых турбин мощностью более 15 МВт будутиспользовать в качестве топлива природный газ. Быстрый рост мировых цен на гази трудности его доставки в некоторые районы мира даже в сжиженном состояниибудут способствовать повышению роли угля как источника энергии. Поэтому быстроеразвитие энергетического газотурбостроения будет сопровождаться разработкой ивнедрением новых технологий получения синтетического газа из угля и другихприродных энергоносителей.
В связи с широким использованиемгаза в качестве топлива экономичность газовых турбин приобретает особуюважность. Этот показатель важен для снижения расхода природного газа насобственные нужды и уменьшения выбросов в атмосферу диоксида углерода (присжигании 1 кг природного газа образуется 1,8 кг СО2), а также вредных оксидовазота и углерода (NOx, СОх). Достижение высокой экономичности газотурбинныхустановок связано, в первую очередь, с величиной температуры продуктов сгоранияпосле камеры сгорания. Однако при современном уровне развития материаловедениядальнейшее повышение температуры продуктов сгорания наталкивается на серьезныетрудности[2].
Поэтому в последние годыинтенсивное развитие получили газотурбинные установки, работающие по сложномутермодинамическому циклу. К таким циклам относятся регенеративный цикл (теплообменник-регенераторна выходе газовой турбины), циклы с промежуточным охлаждением воздуха впроцессе сжатия или с подогревом продуктов сгорания в процессе расширения,подача пара в проточную часть газовой турбины (технология STIG), подача пара иутилизация воды в конденсаторе на выходе, бинарный воздушный цикл. Использованиесложных термодинамических циклов позволяет повысить мощность и к. п. д. промышленныхгазотурбинных установок без существенного увеличения температуры продуктовсгорания и за счет этого применять проверенные практикой конструкционныематериалы и газотурбинные технологии. Освоение сложных циклов связано сусложнением конструкции, увеличением стоимости производства, приводит кдополнительным сложностям при эксплуатации и техническом обслуживании.
В России, где износэлектростанций составляет около 60%, парогазовую технологию стали внедрятьнедавно, что связано с большими капитальными затратами на освоение технологии (около30 млрд. долл). Согласно проектам реконструкции и нового строительстваэнергообъектов в России в 2008-2012 годах запланирован ввод 20 энергоблоковПГУ-400 на природном газе на основе газотурбинной установки мощностью 270 МВт.
Первая в современной Россиипромышленная электростанция, использующая парогазовый цикл, была введена встрой в 2002 году в ОАО «Северо-Западная ТЭЦ-3» (Санкт-Петербург). Всоставе энергетического блока использованы две газотурбинные установки компанииSiemens AG (V94.2), два котла-утилизатора и паровая турбина российскогопроизводства. Следующая ПГУ-450 с двумя газотурбинными установками российскогопроизводства мощностью по 160 МВт, построенными по лицензионному соглашению скомпанией Siemens AG (аналог установки V94.2), введена в эксплуатацию в конце2005 года в ОАО «Калининградская ТЭЦ-2» (блок №1). Следует такжеупомянуть названную выше российско-украинскую ПГУ-325 мощностью 325 МВт,установленную на Ивановской ГРЭС, парогазовую установку мощностью 220 МВт наТюменской ТЭЦ-1 и два энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС.
В конце 2006 года были завершеныпусконаладочные работы и проведено комплексное испытание второго блока ПГУ-450на ОАО «Северо-Западная ТЭЦ-3» с российскими аналогами газовых турбинкомпании Siemens AG, а в 2007-м введен в эксплуатацию энергоблок №3 на ТЭЦ-27ОАО «Мосэнерго». Реализуются проекты парогазовых установок мощностью450 МВт на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго», Южной ТЭЦ-22 (Санкт-Петербург),где будет использовано оборудование только российского производства.
ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 входят в составОАО «Мосэнерго». Установленная электрическая мощность станций 1340МВт и 160 МВт соответственно.
Сегодня на ТЭЦ-21 ОАО «Мосэнерго»началось комплексное опробование нового парогазового энергоблока № 11 ПГУ-450Тна номинальной нагрузке. Испытания установки продлятся несколько дней. Вводновой генерации позволит обеспечить дополнительными объемами электрической итепловой энергии Северо-Западный и Центральный округа Москвы, а также городХимки.
Электрическая мощность вводимойустановки составит 450 МВт, тепловая — 300 Гкал/час. Главное отличие новогоэнергоблока от уже действующих на ТЭЦ-21 агрегатов заключается в использованиипарогазового цикла производства электроэнергии. Такая технология позволяетзначительно улучшить рабочие и эксплуатационные характеристики энергоблока посравнению с установками, принцип работы которых основан на традиционном паросиловомцикле. В частности, КПД увеличивается с 38% до 51%, расход топлива сокращаетсяна 30%. Кроме того, на треть снижается уровень вредных выбросов в атмосферу.
Пуск в промышленную эксплуатациюэнергоблока № 11 ТЭЦ-21 — очередной этап реализации компанией Программыразвития и технического перевооружения. За последний год это уже второй объектпарогазовой генерации, вводимый Мосэнерго в рамках данной программы[3].
Строительство энергоблока № 11на ТЭЦ-21 началось 16 марта 2006 года. Проектировщиком и генеральнымподрядчиком строительства выступили филиалы ОАО «Мосэнерго» — «Мосэнергопроект»и «Мосэнергоспецремонт». Турбинное оборудование для энергоблокапроизведено концерном «Силовые машины», котельное — Подольскиммашиностроительным заводом, трансформаторное — компанией «Электрозавод».Монтаж газовой турбины ГТЭ-160 и трубопроводов в пределах турбины,вспомогательного оборудования выполнен Московским филиалом ОАО «Центроэнергомонтаж»[4].
ОАО «Мосэнерго» успешнопровело синхронизацию и включение в сеть двух газовых и паровой турбиныэнергоблока № 3 ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 в рамках плановых испытаний.
В настоящий момент наэнергоблоке № 3 ПГУ-450Т ТЭЦ-27 идет подготовка к 72-часовым ходовымиспытаниям, предусматривающим синхронизацию и включение в сеть двух газовых ипаровой турбины. ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 установленной электрической мощностью 450МВт станет первой парогазовой энергетической установкой и наиболее мощнымэнергоблоком в Московской энергосистеме, способным дать свет более чем в 400тысяч квартир.
В состав энергоблока № 3ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 входят две газовые турбины единичной электрической мощностью160 МВт и паровая турбина установленной электрической мощностью 130 МВт.
21 октября 2007 года прошлииспытания первой газовой турбины энергоблока с включением в сеть.
29 октября 2007 года прошлииспытания второй газовой турбины на холостом ходе с частотой 3000 оборотов вминуту.
1 ноября 2007 года проведеныиспытания паровой турбины на холостом ходе.
2 ноября 2007 года в рамкахпусковых испытаний первая газовая и паровая турбины синхронизированы сэнергосистемой и включены в сеть в течение двух часов.
5 ноября 2007 года прошлииспытания второй газовой турбины энергоблока с включением в сеть.
Строительство энергоблока № 3ПГУ-450Т ТЭЦ-27 началось 22 декабря 2005 года. Ввод запланирован в ноябре 2007года. В настоящее время на энергоблоке завершаются пуско-наладочные работы. Срокстроительства энергоблока — 22 месяца — является рекордным в российскойэнергетике.
Проектировщиком энергоблока № 3ПГУ-450Т ТЭЦ-27 является институт «Мосэнергопроект» — филиал ОАО«Мосэнерго». Генеральный подрядчик — «Мосэнергоспецремонт» — филиал ОАО «Мосэнерго».
В настоящее время ОАО «Мосэнерго»ведет строительство современных парогазовых энергоблоков общей электрическоймощностью более 2000 МВт на системообразующих электростанциях, расположенных вкольце 220 кВ (ТЭЦ-21, ТЭЦ-26 и ТЭЦ-27), а также на электростанциях,обеспечивающих энергоснабжение центра Москвы (ТЭЦ-9. ТЭЦ-12).2. Электрическая часть и эл. схема парогазовыхтурбин
Парогазовая установка — электрогенерирующаястанция, служащая для производства тепло — и электроэнергии. Отличается отпаросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД[5].
Парогазовая установка состоит издвух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбиннойустановке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливомможет служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут,солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счетвращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину,продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбинывсе ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгоранияпопадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду иобразующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того,чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровойтурбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяетполучать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер) [6].Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуютпарогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одномвалу, в этом случае устанавливается только один генератор.
ТЭЦ — вид электростанцийпредназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городовэлектроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, ониотличаются от последних использованием тепла «отработавшего» втурбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления,кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения[7].При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигаетсязначительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкойэлектроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦполучили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблениемтепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всейэлектроэнергии.
Особенности технологическойсхемы ТЭЦ показаны на рисунке 1.0 (приложение 1). Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым дляКЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяногоконтура и способе выдачи электроэнергии.
/>
Рисунок 1. Схема ПГТ: ГТУ — газотурбинная установка; ЭГ — электрогенератор; КУ — котёл-утилизатор; ПЕ — пароперегреватель; ИС — испаритель; ЭК — экономайзер; ГПК — газовыйподогреватель конденсата; ВД — высокое давление; СД — среднее давление; НД — низкое давление; ПН — питательный насос; РН — насос рециркуляции; Д — деаэратор;ПТУ — паротурбинная установка; ЦВД — цилиндр высокого давления; ЦСД — цилиндрсреднего давления; ЦНД — цилиндр низкого давления; К — конденсатор; СП — сетевой подогреватель.
Специфика электрической частиТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрическихнагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сетьнепосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанциисоздается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избытокмощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении[8].
Существенной особенностью ТЭЦявляется также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению сэлектрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяетбольший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.
Размещение ТЭЦ преимущественно вкрупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования всравнении с электрическим повышают требования к охране окружающей среды. Так,для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать впервую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для блочныхТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, укоторых предусматривается большая выдача электроэнергии с генераторногораспределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУпредусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала(рис.1.1) (приложение 2).3. Расчеты по внедрению парогазовых турбин
Основным преимуществом новыхтехнологий с использованием парогазовых турбин является то, что экономическийэффект достигается без снижения надежности и маневренности турбоустановок. Потехническим условиям завода-изготовителя допускается дополнительный отбор парав количестве до 50 т/ч из пятого отбора на ПНД-3 сверх отбора на этотподогреватель без снижения надежности работы проточной части турбины.
Эффективным и наименее затратнымспособом, позволяющим обеспечить экономичный подогрев потоков подпиточной водытеплосети и добавочной питательной воды котлов, является непосредственноеиспользование для этой цели регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД)[9].
Оценка тепловой экономичностиразработанных технологий проведена по величине удельной выработкиэлектроэнергии на тепловом потреблении />,кВт×ч/м3, получаемойза счет отборов пара на подогрев 1 м3 обрабатываемой воды:
/>, (1)
где /> -расход обрабатываемой воды, м3/ч; /> -мощность, затрачиваемая на привод насосов, перекачивающих воду или конденсат всхемах ВПУ, кВт,
/>,(2)
где />-давление, создаваемое насосом, МПа; /> -расход учитываемого потока, кг/с; /> - КПДнасоса;
/>-сумма мощностей, развиваемых теплофикационной турбоустановкой на тепловомпотреблении за счет отборов пара на подогрев теплоносителей, кВт,
/>, (3)
где />, /> -расход, кг/с, и энтальпия, кДж/кг, пара, используемого в качестве греющегоагента на i-м участке схемы; /> -энтальпия свежего пара, кДж/кг; />-электромеханический КПД турбогенератора;
/> -мощность, вырабатываемая на тепловом потреблении за счет отбора пара наусловный эквивалентный регенеративный подогреватель, кВт,
/>, (4)
где /> — расход пара нарегенерацию, кг/с; /> - энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора,кДж/кг; /> -энтальпия j-го отбора, перед которым конденсат греющегопара смешивается с основным конденсатом турбины, кДж/кг.
Так, удельная выработкаэлектроэнергии на тепловом потреблении:
/>/>, (5)
где /> -энтальпия деаэрированной воды после вакуумного деаэратора, кДж/кг; /> - энтальпия воды послехимического умягчения, кДж/кг; /> - энтальпиягреющего агента, подаваемого в вакуумный деаэратор, кДж/кг; /> - энтальпия сетевой воды,подогреваемой в подогревателе греющего агента, кДж/кг; /> - энтальпия парарегенеративного отбора, кДж/кг; /> - энтальпияконденсата греющего пара после подогревателя греющего агента, кДж/кг; /> - КПД подогревателягреющего агента.
Для сравнения разработанныхрешений, основанных на применении парогазовой турбине, использованаотносительная безразмерная величина, показывающая во сколько раз удельнаявыработка электроэнергии за счет пара /> превышаетзначение />, вырабатываемой паромпроизводственного отбора. Введение данного показателя позволяет оцениватьэкономичность технологий различного назначения и соответственно с неодинаковымитемпературными режимами. Так, на рис.2 представлена диаграмма относительнойэкономичности новых технологий с использованием парогазовой турбины[10].Из диаграммы видно, что все разработанные технологии с применением парогазовойтурбины по энергетической эффективности значительно превосходят типовыерешения, предусматривающие подогрев теплоносителей паром производственногоотбора.
/>
Рис.2. Относительная величинаудельной выработки электроэнергии для новых технологий с использованием парогазовойтурбины
Результаты оценки энергетическойэффективности новой технологии, предусматривающей использование ПНД парогазовойтурбины в качестве подогревателя исходной подпиточной или добавочнойпитательной воды перед ВПУ, представлены на рис. 3.
/>
Рис. 3. Удельная выработкаэлектроэнергии для технологий подогрева исходной воды перед ВПУ:
1 – пар отопительного отборатурбины;
2 – пар производственного отбора;
3 – пар регенеративного отбора
Из диаграммы видно, чтоиспользование низкопотенциальных регенеративных отборов пара турбин ТЭЦ дляподогрева теплоносителей ВПУ существенно повышает экономичность ТЭЦ даже всравнении с достаточно эффективным способом с использованием в качестве греющейсреды регулируемого парогазовых турбин.
Экономия условного топливаΔВ, определяется с помощью разности Δνтф, (кВт·ч) /м3:
/>,(6)
где /> -удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии,кг/ (кВт. ч); /> -удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии,кг/ (кВт. ч); /> — общийрасход подготавливаемой воды в исследуемом режиме, м3.
При расчете энергетическойэффективности технологий подготовки воды необходимо учитывать затраты топливана выработку в котле дополнительного расхода пара Вдоп, т/год, приповышении νтф
/>, (7)
где /> -разность расходов пара при использовании пара разных потенциалов для нагреваводы на одну и ту же величину, т/год; />,/> - энтальпии свежего пара ипитательной воды, кДж/кг; /> -теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; /> -КПД парового котла.
Применение на ТЭЦ решения,показанного на рис.1, позволяет ежегодно экономить более 3000 тонн условноготоплива в расчете на ВПУ производительностью 2000 м3/ч.
По приведенной методике былипроизведены расчеты технико-экономических показателей для блока парогазовойтурбины 21 ТЭЦ. Расчеты проводились для двух вариантов: 1 котел и ПУ работаютна природном газе; 2 котел работает на мазуте, ПУ на природном газе. Для обоихвариантов принималось 5000 часов использования установленной мощности в год. Экономиякотельного топлива, составила: B
С учетом налога на прибыль 30%: прибыль1.97 и 2.18 млн. долл., срок окупаемости — 4.06 и 3.66 лет и рентабельность 16.88и 18.96%.
Полученные данные говорят овысокой эффективности внедрения работы ПГТ.
Основным видом топлива для парогазовыхустановок всех типов является природный газ. В качестве резервного топлива всравнительно небольших объема может использоваться дизельное и газотурбинноежидкое топливо. К настоящему времени в России открыто более 700 газовых газоконденсационныхи газонефтяных месторождений, из которых разработку вовлечено около 300,подготовлено к промышленному освоению 60 и в стадии разведки находится более200 месторождений.
Заключение
В заключение работы необходимообратить внимание на то, что наибольшее внимание следует обратить на внедрениепарогазовых установок. Для России наибольший интерес представляют парогазовыеустановки с котлами, сжигающими уголь в кипящем слое под давлением. Этатехнология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и другихстранах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические иэкологические показатели. Расчетный КПД энергоблоков с котлами КСД составляет42%. Одно из преимуществ этих установок — малые габариты — дает возможностьустановки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старогооборудования и тем самым проведения реконструкции на новой технической базе.
Сжигание природного газа на ТЭСв будущем должно происходить только на установках с современными технологиямииспользования топлива, например в парогазовых установках, газомазутных котлах сгазотурбинными надстройками.
Парогазовые установки (ванглоязычном мире используется название combined-cycle power plant) — сравнительноновый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принципработы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройствосостоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУвращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжиганияприродного газа, мазута или солярки продуктами горения — газами. Образовавшиесяв камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротортурбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.
В первом, газотурбинном, циклекпд редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокуютемпературу продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Тамони нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен ещеодин генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20%энергии сгоревшего топлива. В сумме кпд всей установки оказывается около 58%.
Список используемой литературы
1. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.:СПбГТУ, 2008 г., 317 с.
2. Замалеев М.М. Резервы повышения эффективности использованиярегенеративных отборов турбин ТЭЦ/М.М. Замалеев, В.И. Шарапов // Теплоэнергетика.- 2008. — № 4. — С.64-67.
3. Мастепанов А.М., Коган Ю.М. Повышение эффективности использованияэнергии, М.: Феникс, 2009 г., 211 с.
4. Рысаков С.А. Проблемы внедрения парогазовых турбин в России // Энергосистема, № 7, 2009 г., С.11-16
5. Цанаев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовыеустановки тепловых электростанций, М.: МЭИ, 2009 г., 581 с.