CC BY
69
© Д.И. Менделеев, Ю.Я. Галицкий УДК 621.311.22
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ АБСОРБЦИОННОЙ ХОЛОДИЛЬНОЙ МАШИНЫ НА РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ
Д.И. Менделеев1'2, Ю.Я. Галицкий3
казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия 2АО «Татэнерго» филиал «Казанская ТЭЦ-2»г. Казань, Россия 3ОАО «Сетевая компания», г. Казань, Россия
[email protected], [email protected]
Резюме: в данной статье приводится анализ работы энергоблока ПГУ-110МВт при различных температурах окружающего воздуха, изучение и анализ возможности повышения мощности парогазовой установки в летний период времени, изучение внешних факторов, влияющих на работу блока и его элементы. Одним из способов повышения мощности является применение абсорбционной холодильной машины (АБХМ) в цикле ПГУ Изучена и проанализирована возможность повышения эффективности работы ПГУ-110 МВт и возможность установки абсорбционной холодильной машины в цикле ПГУ для увеличения ее энергоэффективности. Показано, что внедрение АБХМ в цикл ПГУ положительно влияет на энергетические показатели блока. На основе проведенных исследований установлено, что применение абсорбционной холодильной машины в цикле парогазовой установки при температуре окружающего воздуха выше +15С эффективно и позволяет дополнительно выработать до 9,5 МВт.
Ключевые слова: Парогазовая установка, газотурбинная установка, абсорбционная холодильная машина, режимы работы станции, охлаждение воздуха, тепловые машины.
STUDY OF THE EFFECT OF AN ABSORPTION REFRIGERATION MACHINE ON
THE OPERATING MODES OF A COMBINED CYCLE GAS TURBINE UNIT
DI. Mendeleev1'2, YuYa. Galitskii3
1Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia 2JSC "Tatenergo" branch "Kazan CHP-2", Kazan, Russia
3OJSC "Grid Company", Kazan, Russia
[email protected], [email protected]
Abstract: This article describes analysis of the operation of a 110 MW CCGT unit at various ambient temperatures, study and analysis of the possibility of increasing the capacity of a combined cycle plant in the summer, the study of external factors affecting the operation of the unit and its elements. One of the ways to increase power is the use of an absorption refrigeration machine (ARM) in the CCGT cycle. The possibility of increasing the efficiency of CCGT-110 MW was studied and analyzed. The possibility of installing an absorption refrigeration machine in a CCGT cycle to increase its energy efficiency has been investigated. An analysis of the operation of the power unit. It is shown that the implementation of ARM in the CCGT cycle has a positive effect on the energy performance of the unit. Based on the studies, it was found that the use of an absorption refrigeration machine in the cycle of a combined-cycle plant at an ambient temperature above + 15 ° C is effective and allows an additional generation of up to 9.5 MW.
Keywords: ^mbined-cycle plant, gas turbine unit, absorption refrigeration machine, station operating modes, air cooling, heat engines.
Введение. Описание и методика исследования
В настоящее время идет повсеместное внедрение газотурбинных установок, как единичных двигателей, так и в составе парогазовых энергоблоков, согласно стратегии развития энергетики наиболее востребованными будут энергоблоки мощностью 100,200,300 МВт. [1-2]
Описание и методика исследования
Парогазовые установки по сравнению с паротурбинными имеют ряд преимуществ (быстрые сроки строительства, меньшие капитальные затраты на строительство, высокая маневренность и более высокий КПД цикла), существенным недостатком является недовыработка электрической мощности в летний период - газовая турбина теряет свою мощность при повышении температуры окружающего воздуха (рис. 1,2).
85 < л 82,5 5 , 80 Ё 77,5 6 75 I 72,5 | 70 ^ 67,5 65 -1 5
L0 -5 Темпер 3 10 15 2 атура на входе компрессоре 0 2 |ГГУ,°С 5 3 0 3
Рис. 1. Зависимость мощности ГТУ от температуры на входе в компрессор
Рис. 2. График отклонения мощности ГТУ в теплый период
Снижение мощности является серьезной проблемой, так как это приводит к нарушению диспетчерского графика (рис.3).
График задается ПТО и допускается отклонение на 2% или на 3 МВт, но ПТО видит только конечную мощность на графиках, оперативный персонал же в зависимости от фактического состояния оборудования задает такой процесс работы при котором выдерживается график и оборудование находится в максимально оптимально-возможном режиме работы. [3,4].
В качестве объекта исследования выбран энергоблок ПГУ-110 МВт казанской ТЭЦ-2 (см. также [5-8]). Цез ПГУ-220 включает в себя два блока по 110 МВт, каждый из которых в свою очередь состоит из газотурбинной установки типа PG6111.E4 (ГТУ) производства фирмы «GE Energy» номинальной мощностью 77 МВт и стационарная теплофикационной паровой турбиной КТ-33/36-7,5/0,12 с регулируемым отопительным отбором пара, котел-
38
утилизатор типа Е-114/16-8,1/0,7-535/218-3,8 вв) и необходимым вспомогательным оборудованием к ним.
,2.
Коридор планового I рафика метрической нагружи
Фактический график глектрической нагружи
Рис. 3. Невыполненный график мгновенной мощности блока
Таблица 1
Технические характеристики ГТУ PG6111FA_
Характеристика Размерность Значение
Мощность на клеммах генератора кВт 77211
Атмосферное давление кгс/см2 1,013
Температура на входе в компрессор С 15
Относительная влажность на входе в компрессор % 60
Падение давления в системе впуска мм вод.ст. 85
Статическое давление на выпуске при условиях ISO мм вод.ст. 350
Низшая теплотворная способность топлива кДж/кг 49194
Температура топлива С 30
Давление топлива перед газовым модулем кгс/см2 25,9 - 30,8
Коэффициент мощности 0,85
Количество ступеней в компрессоре шт 18
Количество ступеней в турбине шт 3
Расход воздуха м3/с 166
Степень сжатия 15,8
Температура воздуха после компрессора °С 385
Температура уходящих газов °С 603
Температура газов после камеры сгорания °С 1325
Таблица 2
Режимные характеристики КТ-33/36-7,5/0,1__
Режимы Конденсацион ный Отборный (номиналь ный) Отборный (гарантийный)
Температура наружного воздуха, °С +15 +15 -13,5
Электрическая мощность турбины, МВт 36,0 26,31 23,6
Пар из контура высокого давления (КВД) давление, МПа (абс) 7,56 7,56 7,56
температура, °С 532 532 509
расход, т/ч 114,0 114,0 111,6
Пар из контура низкого давления (КНД) давление, МПа (абс) 0,6 0,6 0,6
температура, °С 215 215 216
расход, т/ч 16,4 16,4 19,7
расход на блок эжекторов, т/ч 0,797 0,796 0,796
расход на запирание ЗУ, т/ч 0,159 0,155 0,155
Регулируем ый отбор на ПСГ абсолютное давление, кгс/см2 - 0,118 0,155
температура, °С - 104 113
расход, т/ч - 122,743 123,578
Тип ПСГ ПСГ-1400-0,3-1,6
Давление пара за турбиной, МПа (абс) 0,0093 0,0034 0,0034
Расход пара на выходе из турбины, т/ч 128,67 6,0 6,0
Проблема повышения мощности ГТУ [9-15] может быть решена с помощью подвода дополнительного рабочего тела в проточную часть турбины. В статьях [16-17] рассматривается впрыск воды в компрессор газовой турбины, впрыск приводит к повышению мощности. Данный подвод дополнительного рабочего тела обусловлен рядом проблем, таких как возможное попадание капель воды в проточную часть компрессора и модернизация КВОУ, подвод пара в проточную часть газовой турбины. Расширение пара в газовой турбине происходит до атмосферного давления, в то время как в паровых турбинах расширение происходит до давления 0,45-0,3 кПа, что приводит к меньшей эффективности впрыска. Каскадное охлаждение воздуха в компрессоре один из самых эффективных способов повышения мощности газовой турбины [18], реализация данного проекта на практике очень дорога, кроме покупки большого количества вспомогательного оборудования необходима модернизация проточной части. Одним из альтернативных способов впрыска воды или пара в проточную часть, является впрыск углекислого газа [1920].
С целью снижения влияния высокой температуры сжимаемого в компрессоре воздуха на выработку электроэнергии парогазовой установкой предложено применить предварительное охлаждение воздуха перед компрессором. В качестве источника холода предлагается использовать технологию АБХМ [21-25]
Рис. 4. Схема присоединения и работы абсорбционно-холодильной машины в цикле ПГУ 1 - абсорбционная холодильная машина; 2 - многоступенчатый компрессор; 3 - камера сгорания; 4 -газовая турбина; 5- котел-утилизатор; 6 - паровая турбина; 7 - конденсатор; 8 - конденсатный насос; 9 - вентиляторная градирня; 10 - насос технической воды; 11 - комплексное воздухоохладительное
устройство; 12 - теплообменник КВОУ
В испарителе абсорбционной холодильной машины 1 охлаждается хладоноситель, циркулирующий через теплообменник КВОУ. При работе АБХМ электрическая энергия потребляется только для приводов насосов (насос циркуляционной воды, насос раствора LiBr, насос этиленгликоля), а основным энергетическим ресурсом для выработки холода служит пар. В КВОУ осуществляется подготовка воздуха перед его подачей в компрессор 2 газовой турбины 4, в частности фильтрация и охлаждение. Влага, образующаяся путем конденсации содержащихся в охлаждаемом воздухе водяных паров, представляет собой обессоленную воду, являющаяся ценным ресурсом на электрической станции, в связи с чем подлежит сбору и дальнейшему полезному использованию на собственные нужды электростанции. После компрессора, воздух поступает в камеру сгорания 3, где смешивается с топливом, после смесь горячих газов поступает в газовую турбину. Отработанные газы после газовой турбины поступает в котёл-утилизатор 5, где энергия газов расходуется для получения пара, который направляется в паровую турбину 6 с присоединенным конденсатором 7 для конденсации отработавшего пара, который насосом 8 снова возвращается в цикл. На конденсатор подается охлаждающая вода с градирни 9, предназначенной для отведения тепла, а также низкопотенциальной «отработанной» тепловой энергии от АБХМ, объем которой определяется как сумма тепла, поступившего с потоками греющего пара и охлаждаемого воздуха.
Принцип действия абсорбционной холодильной машины основан на определенных свойствах хладагента и абсорбента, которые обеспечивают отвод тепла, охлаждение и поддержание необходимого температурного режима.
Абсорбционные холодильные машины работают, потребляя энергию в виде теплоты, причём в ряде случаев используются так называемые вторичные тепловые ресурсы, такие, как тепловые сбросы ТЭЦ, тепловые отходы химических предприятий и др.
При выработке холода абсорбционными холодильными машинами, работающими с использованием вторичных тепловых ресурсов, полностью сберегается тепло, которое в противном случае было бы затрачено на производство электроэнергии, необходимой для привода электродвигателей компрессоров.
Энергосберегающий эффект в виде экономии топлива проявляется при работе абсорбционных холодильных машин от незагруженных теплофикационных отборов ТЭЦ.
Одним из назначений абсорбционной холодильной машины при этом является получение холодной воды в режиме кондиционирования воздуха. [19, 20].
В настоящее время и промышленности широко применяются абсорбционные бромистолитиевые холодильные машины с двухступенчатой генерацией пара рабочего вещества (АБХМ) для получения холода в области положительных температур для различных технологических нужд. Эффективность АБХМ зависит от параметров внешних источников теплоты, перепадов температур в аппаратах, от стоимости сухой машины, количества бромистого лития в теплообменных аппаратах, стоимости греющего источника (пара, горячей воды, продуктов сгорания природного газа) и других факторов. [21-23].
АБХМ может быть присоединена к теплообменнику КВОУ в параллель с системой антиобледенения. В зимний период при температуре наружного воздуха 0 °С теплообменник может работать в режиме подогревателя воздуха перед компрессором, в летний период система антиобледенения отключается, включается система охлаждения воздуха (от АБХМ) перед компрессором.
Основные результаты
При температуре Т=15 С и давлении Р=101,3кПа мощность составляет ГТУ составляет 77,31 МВт, при повышении температуры окружающего воздуха до Т=300С происходит снижение мощности до 69,48 МВт(таблица 3)
Таблица 3
Гв -40 -30 -20 -10 0 10 15 20 30 40
^гту 86,04 85,73 85,38 84,21 82,2 79,11 77,31 75,21 69,48 66,21
Таким образом придостижении Т=300С мощность газовой турбины падает на 7,83 МВт, что составляет 7% от суммарной мощности ПГУ-110 МВт.
При повышении температуры окружающего воздуха снижается полезная мощность газовой турбины - это обусловлено снижением расхода воздуха вв и снижением полезной работы Н, совершаемой одним килограммом воздуха, при повышении температуры окружающего воздуха.
Nгту = Ов ■ Н (1)
Снижение расхода воздуха в компрессоре газовой турбины приводит к уменьшению количества отработавших газов после турбины, что приводит к снижению мгновенной мощности турбины. При использовании АБХМ можно компенсировать некоторые недостатки эксплуатации ПГУ и повысить ее эффективность (рис 5-6). В таблице 4 приведен экономический расчет.
84,5
64,5
62 -I— —— —— —— —— —— ——
0 5 10 15 20 25 30 35
Температура, °С
Рис. 5 График мощности ГТУ с использованием АБХМ и без нее.
% 37
36
35
34
-•—КПД ГТУ -*- КПД ГТУ с АБХМ
33 32
0 5 10 15 20 25 30 35
Температура, °С
Рис. 6. Повышение эффективности ГТУ при использовании АБХМ. Экономический расчет использования АБХМ в цикле ПГУ
Таблица 4
№ п/п Наименование параметра Параметр Единица измерения Значение
1 Выработка э/э в сутки при нагрузке 110 МВт паспортные данные тыс.кВтч 2 640
2 Недовыработка эл/эн в связи с высокой температурой наружного воздуха анализ недовыработки тыс.кВтч 12 206,86
3 Недополученная прибыль предприятия, связанная со снижением объема вырабатываемой электроэнергии: расчет тыс.руб. 23 681,3
4 Стоимость отпускной электроэнергии Цотпуск фактические данные руб./тыс. кВтч 2 410
5 Себестоимость вырабатываемой электроэнергии Цвыраб фактические данные руб./тыс. кВтч 1 440
6 Удельный расход топлива на выработку 1 кВтч э/э фактические данные г.у.т./кВтч 252
7 Капитальные затраты, руб Цкап руб. 95 013 693
8 Утерянная прибыль по продаже Э/Э на ОРЭМ Ээ/э руб. 23 681 369
9 Денежные потери от штрафных коэффициентов по недопоставке мощности Эгобщ тыс .руб. 14 703,4
10 Общая экономия от внедрения двух АБХМ для 2-х установок ГТУ без учета эксплуатационных затрат составит Ээ/э+Эгобщ+Эшт руб/год 38 445 661
По результатам исследований сделаны следующие выводы:
Работа энергоблока ПГУ при постоянных значениях температуры на входе в газовую турбину позволит:
1) работать в летний период по графику нагрузки, без штрафных санкций.
2) работа при постоянных значениях увеличивает срок службы и надежность оборудования.
3) Внедрение АБХМ позволяет дополнительно выработать электроэнергию, тем самым получить дополнительную прибыль.
4) Улучшение маневренности блока и уменьшение зависимости от температуры наружного воздуха
Применение абсорбционной холодильной машины в цикле парогазовой установки не предполагает внесение изменений в конструкцию основного оборудования (в частности газовой турбины или компрессора), тем самым минимизирует, как и затраты, так и время на модернизацию. Установка позволяет работать оборудованию на номинальных (базовых параметрах), что повлечет за собой снятие технических ограничений по мощности и выполнения графика нагрузки, увеличив выработку, прибыль, а также позволит уменьшить или полностью исключить штрафные санкции. Учитывая тот факт, что оборудование может находится на оптимальных параметрах работы большее время, увеличивается его надежность, экономичность, а также и безопасность, при этом также появляется возможность регулирования мощности в более широких пределах (в летний период), в зависимости от заданного графика электрической нагрузки.
Литература
I Иванова П., Гребеш Е., Линкевич О.А. Оптимизация электростанции комбинированного цикла газотурбинной установки на внутреннем рынке: пример RIGACHP-2 // Латвийский физико-технический журнал. 2018., № 1(55). С. 15-21.
2. Котович Й., Иов М., Бжечек М. Характеристики ультрасовременных электростанций комбинированного цикла // Энергетика.- 2015.92. C. 197-211.
3.Менделеев Д.И., Марьин Г.Е., Галицкий Ю.Я., Федотов А.Ю. Особенности работы ПГУ-220 Казанской ТЭЦ-2 по заданному графику // Труды 9 Международной молодежной научно-технической конференции. «Электроэнергетика глазами молодежи ».2018..Казань, Россия: КГЭУ, 2018. 376 с. 307310 с.
4. Менделеев Д.И., Марьин Г.Е. Факторы, влияющие на возможность выработки блоком ПГУ заданной мощности и выполнение заданного графика электрической нагрузки. Современные технологии в энергетике.// Труды Всероссийской специализированной научно-практической конференции молодых специалистов. Казань, Россия. 29-30 марта 2018 г. 2018 36-40с
5.Клименко В. В., Федотова Е. В., Терешин А. Г. Уязвимость российской энергетики к изменению климата // Энергетика. 2018. T. 142. C. 1010-1022.
6.Костюк Р. И. Чугин А. В., Радин Ю. А., Разогреев В. Г. Некоторые технические характеристики энергоблока ПГУ-300 Юго-Западной ТЭЦ // Электрические станции. 2017. №. 4. С. 2-5.
7.Benato A., Stoppato A., Bracco S. Combined cycle power plants: A comparison between two different dynamic models to evaluate transient behaviour and residual life // Energy Conversion and Management. 2014. V.87. pp.1269-1280.
8.Радин Ю. А., Фролов М. С. Ограничения регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ПГУ-325 // Надежность и безопасность энергетики. 2017. № 1.(1).С. 53-59.
9.А.Л. Беркович, В.Г. Полищук, А.В. Назаренко. Форсирование стационарных Газотурбинных установок оптимальным впрыском воды в компрессор. Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. 2015. 2(219).C.33-40.
10.Мошкарин А. В., Жамлиханов Т. А. Показатели работы блока пгу-410т при переменных режимах // Вестник Ивановского государственного энергетического университета 2011. №.1. С. 1-3.
II .Мохамед О, Ван Дж, Халил А, Лимхабраш М. Стратегия прогнозного управления газовой турбиной для улучшения динамических характеристик и эффективности электростанции с комбинированным циклом. SPRINGERPLUS. 2016.Т 5. №(1). С.20.
12.Hou G. L., Gong L. J., Dai X. Y.,et al. Novel Fuzzy Model Predictive Control of a Gas Turbine in the Combined Cycle Unit // Complexity. 2018. pp18.
13.Saeed Bahrami, Ali Chaffari, Magnus Genrup,et al. Perfomance Comparison between Steam Injected Gas Turbine and Combined Cycle during Frequency Drops. Energies 2015. N8. pp.7582-7592. doi: 10.3390 / en8087582.
14.Шапошников В.В., Бирюков Б.В. Об эффективности теплоэлектрических и электростанций на основе комбинированных циклов с повышением рабочей жидкости в газотурбине и впрысках пара в газовый путь // Химическая и нефтяная инженерия. 2018. T.54. № 1-2. C. 94-99.
15.Mehrpanahi A., Payganeh G. H. Multi-objective optimization of IGV position in a heavy-duty gas turbine on part-load performance // Applied Thermal Engineering. 2017.V.125. pp. 1478-1489.
16.Кудинов А.А., Горланов С.П. Повышение эффективности газотурбинной установки путем впрыска водяного пара в камеру сгорания двигателя НК-37 // Вестник СГАСУ. Градостроительство и архитектура. 2014.№ 1 (14). С.103-109.
17.Шигапов А.Б., Шигапов А.А. Регенерация теплоты отработавших газов ГТУ в схемах с промежуточным охлаждением воздуха Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики издательство: Казанский Государственный Энергетический Университет (Казань) .2010.C. 20-28.
18.Марьин Г.Е., Менделеев Д.И. Подвод различных веществ в проточную часть для повышения энергетических характеристик ГТУ. Современные технологии в энергетике. Всероссийская специализированная научно-практическая конференция молодых специалистов (с международным участием). 29-30 марта 2018 г. М.: OAIBSNO «ВТИ», 2018 -41-45с.
19.Gonzalez-Diaz A., Alcaraz-Calderon A. M., Gonzalez-Diaz M. O., Mendez-Aranda A., Lucquiaud M., Gonzalez-Santalo J. M. Effect of the ambient conditions on gas turbine combined cycle power plants with post-combustion CO2 capture // Energy. 2017. T. 134. C. 221-233.
20.Fong K.F. Investigation on year-round dispatch of multiple chillers in trigeneration system for high-rise building application // Proceedings of the 9th International Conference on Applied Energy. 2017. T. 142. C. 1502-1508.
21.Yu F. W., Chan K. T., Yang J., Sit r. K. Y. Cooling effectiveness of mist precooler for improving energy performance of air-cooled chiller // Thermal Science. 2018. T. 22, № 1. C. 193-204.
22.Zuniga-Puebla H. F., Vallejo-Coral E. C., Galaz J. R. V. Thermodynamic analysis of one and two stages absorption chiller powered by a cogeneration plant // Ingenius-Revista De Ciencia Y Tecnologia. 2019.№ 21. C. 41-52.
23.Benrajesh P., Rajan A. J. Design and analysis of a two-stage adsorption air chiller // 2nd International Conference on Frontiers in Automobile and Mechanical Engineering; Sathyabama U. идр. T. 197: IOP Conference Series-Materials Science and Engineering SathyabamaUniv, Chennai, INDIA: IOP Publishing Ltd, 2016.
24.Галимова Л.В. Абсорбционные холодильные машины и тепловые насосы. Учебное пособие, Астрахань: Изд. АГТУ, 1997. 226с.
25.Cozzolino R. Thermodynamic Performance Assessment of a Novel Micro-CCHP System Based on a Low Temperature PEMFC Power Unit and a Half-Effect Li/Br Absorption Chiller // Energies. 2018.
T. 11, № 2. C.21.
Авторы публикации
Менделеев Дмитрий Иванович - аспирант Казанского Государственного Энергетического университета, машинист - обходчик цеха парогазовых установок АО «Татэнерго» филиал «Казанская ТЭЦ-2.
Галицкий Юрий Яковлевич - канд. техн. наук, начальник Производственно-технического управления ОАО «Сетевая компания».
References
1. Ivanova P, Grebesh E, Linkevics O. Optimisation of combined cycle gas turbine power plant in intraday market: riga chp-2 example. Latvian Journal of Physics and Technical Sciences. 201855(1);15-21.
2. Kotowicz J, Job M, Brzeczek M. The characteristics of ultramodern combined cycle power plants. Energy .2015;92:197-211.
3. Mendeleev DI, Galickij YuYa, Maryin GE, FedotovA.Yu. Block ccgt -220 of the kazan chp-2 features of work on schedule. «Electric power industry through the eyes of youth_- 2018». Materials of the 9 International Youth Scientific and Technical Conference. In 3 volumes. 2018. pp. 307-310.
4. Mendeleev DI, Maryin GE. Factors affecting the ability of the CCGT unit to generate a given power and the fulfillment of a given electrical load curve. Modern technology in the energy sector.All-Russian Specialized Scientific and Practical Conference of Young Specialists. March 29-30. 2018. Sat. report / under the general Ed. S.V. Safronov. M.: VOI. OAIBNOSO.2018 p. 36-40.
5. Klimenko VV, Fedotova EV, Tereshin AG. Vulnerability of the Russian power industry to the climate change. Energy. 2018;142:1010-1022.
6. Kostyuk RI, Chugin AV, Radin YuA., Razogreev VG. Some characteristics of 300 MW combined cycle power unit of the South-Western CHP. Electric stations. 2017;4:2-5.
7. Benato A, Stoppato A, Bracco S. Combined cycle power plants: A comparison between two different dynamic models to evaluate transient behaviour and residual life. Energy Conversion and Management. 2014; 87:1269-1280.
8.Radin Yu.A, Frolov MS. Limitations of adjustment load range of 325 MW combined cycle plant Safety and Reliability of Power Industry .2017;1(1):53-59.
9. Berkovich AL, Polishchuk VG, Nazarenko AV. Forcing stationary gas turbines with optimal injection of water into the compressor.Scientific and technical statements of the St. Petersburg State Polytechnic University2015(219). pp.33-40.
10. Moshkarin. AV, Zhamlikhanov TA.Work parameters of 410 MW CCGT unit at variable modes Vestnik of Ivanovo State Power Engineering University.2011;1.
11. Mohamed O, Wang JH, Khalil A, et al. Predictive control strategy of a gas turbine for improvement of combined cycle power plant dynamic performance and efficiency. Springerplus. 2016;5(1): 20. doi: 10,1186 / s40064-016-2679-2.
12.Hou GL, Gong LJ, Dai XY, et al. Novel Fuzzy Model Predictive Control of a Gas Turbine ithe Combined Cycle Unit. Complexity.2018;18 .doi.org/10.1155/2018/6468517.
13.Saeed Bahrami, Ali Chaffari, Magnus Genrup, Marcus Thern. Perfomance Comparison between Steam Injected Gas Turbine and Combined Cycle during Frequency Drops. Energies 2015;8:7582-7592. doi: 10.3390 / en8087582.
14.Shaposhnikov VV, Biryukov BV. On the efficiency of heat and electric power plants based on combined-cycle plants with overexpansion of the working fluid in the gas turbine and injection of steam into the gas path // Chemical and Petroleum Engineering. 2018;54(1-2):94-99.
15.Kudinov AA, Gorlanov SP. Improving the efficiency of the gas turbine installation by injecting water vapor into the combustion chamber of the NK-37 engine. Vestnik SGASU. Urban planning and architecture. 2014;1(14):103-109.
16.Mehrpanahi A, Payganeh GH. Multi-objective optimization of IGV position in a heavy-duty gas turbine on part-load performance. Applied Thermal Engineering. 2017;125:1478-1489.
https://doi.org/10.1016/j.appllhermaleng. 2017.07.091.
17.Shigapov AB, Shigapov AA. Regular exhaust gas heat of GTU in schemes with intermediate air cooling. News of higher educational institutions. Problems of Energy Publisher:Kazan State Power Engineering University (Kazan) 2010. pp. 20-28
18.Maryin GE, Mendeleev DI. Summing up various substances to improve the energy characteristics of gas turbines.Modern technology in the energy sector.All-Russian Specialized Scientific and Practical Conference of Young Specialists. March 29-30, 2018. [Text]: Sat. report / under the general Ed. S.V. Safronov. Moscow: VOI, OAIBSNO, 2018. pp.41-45.
19.Gonzalez-Diaz A, Alcaraz-Calderon A. M, Gonzalez-Diaz MO, et al. Effect of the ambient conditions on gas turbine combined cycle power plants with post-combustion CO2 capture. Energy. 2017;34:221-233.
20.Fong KF. Investigation on year-round dispatch of multiple chillers in trigeneration system for high-rise building application. Proceedings of the 9th International Conference on Applied Energy. 2017;142:1502-1508.
21.Yu FW, Chan KT, Yang J, Sit R. KY. Cooling effectiveness of mist precooler for improving energy performance of air-cooled chiller. Thermal Science.2018;22(1):193-204.
22.Zuniga-Puebla HF, Vallejo-Coral EC, Galaz J. R. Thermodynamic analysis of one and two stages absorption chiller powered by a cogeneration plant. Ingenius-Revista De Ciencia Y Tecnologia. 2019;21:41-52.
23.Benrajesh P, Rajan AJ. Design and analysis of a two-stage adsorption air chiller. 2nd International Conference on Frontiers in Automobile and Mechanical Engineering; Sathyabama U. и др. 2016.197: IOP Conference Series-Materials Science and Engineering - SathyabamaUniv, Chennai, INDIA: IOP Publishing Ltd.
24. Galimov LV. Absorption chillers and heat pumps. Textbook, Astrakhan: Ed. ASTU, 1997. P. 226.
25.Cozzolino R. Thermodynamic Performance Assessment of a Novel Micro-CCHP System Based on a Low Temperature PEMFC Power Unit and a Half-Effect Li/Br Absorption Chiller. Energies..2018;11, 2:21.
Authors of the publication
Mendeleev DmitriiIvanovich - Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia., АО «Татэнерго» филиал «Казанская ТЭЦ-2»г. Казань, Россия.
Galitskii Yuri Yakovlevich - ОАО «Сетевая компания», г. Казань, Россия .
Поступила в редакцию 29 октября 2019 г
