CC BY
62
Т.М.Маринченко
МГД-генератор с «замороженной» ионизацией для повышения энергетической и экологической эффективности твердотопливных тепловых электростанций
Рост производства электроэнергии в условиях ожидаемого повышения доли угля в общем объеме топлива, сжигаемого на электростанциях, неизбежно приведет к увеличению объемов вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу.
Одним из направлений снижения воздействия теплоэнергетики на окружающую среду является оснащение твердотопливных тепловых электростанций (ТЭС) оборудованием для очистки дымовых газов и использование технологий, подавляющих генерацию вредных веществ, Однако такой подход к решению экологических проблем производства электроэнергии ведет к усложнению технологической схемы ТЭС и неизбежному увеличению расходов энергии на собственные нужды станции. Это, в свою очередь, вызовет дополнительный рост удельного расхода топлива и соответственно увеличение образования вредных веществ на единицу отпущенной энергии. Поэтому представляется целесообразным сочетание данного подхода к снижению воздействия угольных ТЭС на окружающую среду с обязательным повышением КПД нетто станции и соответственно сокращением удельного расхода топлива.
В последние годы тенденция роста КПД ТЭС связана с реализацией бинарного парогазотурбинного цикла. Однако в полной мере такое решение оправдывает себя только в случае использования «чистого» топлива - газа. Реализация бинарного парогазотурбинного цикла на твердотопливных электростанциях позволит достичь КПД, не превышающего 53-55% [1].
Более высокое значение КПД на твердотопливных ТЭС можно обеспечить за счет надстройки парогазотурбинного или газотурбинного цикла блоком, основным элементом которого является неравновесный МГД-генератор.
Хорошо изученным и достаточно привлекательным с точки зрения термодинамической эффективности вариантом компоновки схем МГДТЭС с неравновесным холловским генератором (рабочее тело -инертный газ с присадкой щелочного металла) следует считать реализацию цикла Брайтона в МГД-газотурбинной схеме [2].
В Токийском технологическом институте (Япония) накоплен существенный опыт по разработке и проведению экспериментов с неравновесным холлов-
ским МГД-генератором, работа которого основана на концепции полной ионизации щелочной присадки [3].
Теория показывает, что в условиях, близких к полной ионизации присадки, обеспечивается максимальное подавление развития ионизационной неустойчивости [4,5] и, таким образом, может быть получена эффективность преобразования энергии движущегося в электромагнитном поле плазменного потока, достаточная для успешной эксплуатации МГД-генератора в составе промышленного энергоблока. Ожидалось, что показатели эффективности МГД-преобразования энергии при этом будут следующими: коэффициент преобразования энтальпии - 30-40%; адиабатический КПД процесса - 70-75% [6].
Эксперименты на МГД-установке с «ударной трубой», проводившиеся в Токийском технологическом институте, подтвердили возможность достижения высокой, до 38%, степени преобразования энтальпии [7]. Однако неоднородности газодинамических и электропроводных свойств плазмы в канале МГД-генератора стали причиной значительных необратимых потерь давления и низкой степени проводимости рабочего тела, обусловленной развитием эффекта Холла [8]. В результате экспериментально полученное значение адиабатического КПД процесса не превышало 45% [7,8]. Очевидно, что последний показатель ниже допустимого порога (>70%), определяемого требованиями эффективности энергоустановки.
Известно, что в МГД-генераторе фарадеевского типа отрицательное влияние эффекта Холла на адиабатическую эффективность процесса не наблюдается [9]. Кроме того, теоретические исследования показали, что для этого типа МГД-генератора возможно создание условий эффективного торможения рабочего потока без образования ударных волн, что соответственно обеспечит снижение уровня необратимых потерь давления в канале [10]. Для этого необходимо формирование режима «мягкого» МГД-взаимодействия в потоке инертного газа (без присадки) со слоистой газо-плазменной структурой.
В режиме «мягкого» взаимодействия в потоке инертного газа существует 4-5 неравновесных плазменных слоев (П-слоев) с «замороженной» ионизацией, Образование этих слоев инициируется на вхо-
де в МГД-канал за счет принудительной генерации, Эти слои эффективно взаимодействуют с магнитным полем и газовым потоком, образуя проводящие каналы фарадеевского тока, При этом эффект «замороженной» ионизации подобен эффекту полной ионизации щелочной присадки и должен подавлять развитие ионизационной неустойчивости в плазменных слоях, обеспечивая таким образом высокую проводимость плазмы.
Исследования показали, что эффективность МГД-генератора Фарадеевского типа с «замороженной» ионизацией характеризуется следующими значениями интегральных характеристик процесса: коэффициент преобразования энтальпии - 37%; адиабатический КПД процесса - 78% [11]. Также следует выделить основные преимущества этого типа МГД-генератора:
возможность работы без щелочной присадки;
сохранение высоких показателей эффективности при сравнительно низких температурах торможения на входе (менее 2000К);
возможность работы при большем давлении торможения, чем в варианте холловского МГД-генератора;
сохранение устойчивого генераторного режима в широком диапазоне параметров нагрузки без развития ионизационной неустойчивости,
МГД-генератор с такими характеристиками является весьма эффективным элементом для включения его в состав генерирующего оборудования ТЭС,
Постановка задачи. В работе проводится анализ эффективности надстройки угольной ТЭС блоком с МГД-генератором фарадеевского типа, рабочим телом которого является неоднородный газоплазменный поток с «замороженной» ионизацией. Целью проведения анализа является определение энергетической и экологической эффективностей угольной МГДТЭС.
В качестве базового топлива для расчетов принят уголь Канско-Ачинского угольного бассейна Ирша-
Бородинского разреза {<2] - 15,47 МДж/кг). Рабочее тело МГД-цикла - неон.
В работе рассмотрены два типа схем: МГД-парогазотурбинная схема (МГД-ПГУ) с внутрицикло-вой газификацией угля и МГД-газотурбинная схема (МГД-ГТУ) с прямым сжиганием угля.
Методы решения задачи. Поставленная задача делится на три этапа: 1) выбор и компоновка элементов технологической схемы угольной МГД ТЭС с внутрицикловой газификацией или с прямым сжиганием угля; 2) оптимизация технологических параметров в элементах схемы с целью достижения максимального значения КПД нетто ТЭС; 3) определение количественных показателей выбросов вредных веществ на основе термодинамического анализа про-
цессов газификации угля, сжигания угля и генераторного газа,
Инструментом для решения задач первых двух этапов служит программно-вычислительный комплекс «Система математического построения программ» (СМПП) [12]. СМПП на протяжении длительного времени разрабатывается в Институте систем энергетики им, Л,А. Мелентьева СО РАН (ИСЭМ СО РАН), г. Иркутск, Этот вычислительный комплекс позволяет автоматически генерировать программу расчета сложной теплоэнергетической установки на основе графического изображения технологической схемы и архивов математических моделей ее элементов. Одной из функций СМПП является решение задачи оптимизации технологических и конструктивных параметров ТЭС с целью определения значения максимально достижимого КПД с учетом физических и технических ограничений на параметры процесса.
Для определения экологической эффективности рассматриваемых энергетических схем МГДТЭС использован блок модели экстремальных промежуточных состояний (МЭПС), соответствующий условиям конечного термодинамического равновесия [13]. Этот блок основан на принципе минимизации свободной энергии Гиббса для условий взаимодействия с окружающей средой при постоянстве температуры и давления в системе. МЭПС также является программным продуктом, разработанным коллективом ученых ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск.
Газификация угля для повышения КПД паро-газотурбинных угольных тепловых электростанций. Разработки, направленные на внедрение в промышленную энергетику установок для газификации угля, уже давно вышли за рамки теоретических разработок и имеют под собой прочную основу промышленной реализации. При этом, как показали теоретические исследования, использование в паро-газотурбинном цикле низкотемпературной газификации угля более эффективно по сравнению с использованием высокотемпературной газификации [1]. К тому же схема ПГУ с низкотемпературной газификацией обладает оптимальным соотношением удельных капиталовложений и КПД нетто [1], Следовательно, при компоновке МГД-ПГУ принят вариант использования низкотемпературной внутрицикловой газификации угля.
Процесс газификации угля проходит в условиях парокислородного дутья. Температура газификации ограничена диапазоном 1200-1400К. При данной температуре обеспечивается полное превращение органического вещества в газ.
Расходы электроэнергии на получение кислорода для парокислородного дутья составляют 1,8МДж/кг.
В соответствии с результатами расчетов, представленными в [1], термодинамическая эффектив-
ность парогазотурбинного цикла с внутрицикловой низкотемпературной газификацией составляет 55%,
МГД-надстройка на твердотопливных тепловых электростанциях. Как уже отмечалось выше, в качестве головного элемента МГД-блока рассматривается МГД-генератор фарадеевского типа, рабочее тело которого - инертный газ (предпочтительней неон) без присадки щелочного металла. Рабочее тело обладает слоистой газоплазменной структурой. Эффективность преобразования энергии в МГД-генераторе характеризуется следующими значениями параметров: коэффициент преобразования энтальпии - 37%; адиабатический КПД процесса -78%. При расчете этих показателей уже учтены затраты электроэнергии на генерацию плазменных сгустков [11].
Решается задача максимизации энергоэффективности ТЭС с МГД-надстройкой при фиксированном расходе топлива. При решении задачи для МГД-ПГУ оптимизировалось 9 параметров, для МГД-ГТУ - 33 параметра, В состав основных оптимизируемых параметров входили: расход Ne, расход пара на входе в ступени паровой турбины, расход кислорода для кислородного дутья газогенератора, расход воздуха для камер сжигания, температура и давление продуктов сгорания на входе в газовую турбину и другие характеристики. При этом для МГД-ПГУ учитывалось 40 ограничений-неравенств, для МГД-ГТУ - 105 ограничений-неравенств. В качестве ограничений использовались неравенства, характеризующие неотрицательность тепловых напоров в теплообменниках, ограничение температуры металла труб в теплообменниках, ограничение механического напряжения металла труб, ограничение неотрицательности расхода теплоносителя и др.
МГД-паротурбинный цикл. Тепловая схема МГД-парогазотурбинного цикла представлена на рис. 1. Связующим звеном, позволяющим объединить два блока - парогазотурбинный и МГД-блок, является группа высокотемпературных регенеративных теплообменников (ВРТ). В схеме ПГУТЭС с МГД-надстройкой присутствует 3-5 ВРТ циклического действия, Это необходимо для обеспечения постоянства параметров рабочего тела МГД-генератора и надежной работы МГД-надстройки совместно с паро-газотурбинным или газотурбинным циклом,
ВРТ-специализированные теплообменники с глубоким вакууммированием рабочего объема между циклами нагрева и охлаждения. Впервые они были разработаны фирмой Fluidyne Engineering Corp, (Ми-ниаполис, США). Экспериментальную реализацию нашел вариант, предназначенный для работы на продуктах сгорания газообразного топлива, Такой тип ВРТ успешно функционировал в составе двух крупных экспериментальных установок в Эйндховен-ском технологическом университете (Нидерланды) и
Токийском технологическом институте (Япония) с 1983 года [2],
В МГД-парогазотурбинном цикле с внутрицикловой газификацией угля генераторный газ проходит через систему парогазовых теплообменников и мокрую очистку и далее поступает в газовую камеру сгорания с температурой 681К и давлением 2,8МПа, После камеры продукты сгорания генераторного газа поступают в ВРТ,
Для обеспечения эффективной работы МГД-цикла необходимо, чтобы температура продуктов сгорания на входе в ВРТ была не ниже 2300К. Такой уровень температур позволяет обеспечить нагрев инертного газа до 2000-2200К.
Оптимизированное значение температуры продуктов сгорания на входе в ВРТ для рассматриваемой МГД-парогазотурбинной схемы составляет 2400К при давлении газа 2,7 МПа, Продукты сгорания нагревают неон в ВРТ до температуры 2096К при давлении 1,0МПа. Оптимизированное значение расхода Ne в цикле - 717 кг/с, После прохождения МГД-цикла инертный газ, замыкая цикл, вновь поступает в ВРТ с температурой 1143К и давлением 1,1МПа.
На выходе из ВРТ, после передачи высокопотенциального тепла инертному газу, температура продуктов сгорания снижается до 1390К, давление - до 2,5МПа.
После ВРТ продукты сгорания генераторного газа поступают в газовую турбину. На выходе из газовой турбины оптимизированное значение температуры газов составляет 797К, давление - 0,1 МПа. Далее низкопотенциальное тепло продуктов сгорания генераторного газа срабатывается в паротурбинном цикле.
Температура дымовых газов в конечной точке цикла 342К. Расчетная термодинамическая эффективность цикла - 59,3%.
МГД-газотурбинный цикл. В МГД-газотурбинной схеме не предусмотрена промежуточная газификация угля. Для сжигания угля используются принципиально новые элементы для промышленной энергетики - двухступенчатая камера сгорания для твердого топлива и ВРТ, работающий на продуктах сгорания угля.
Рядом японских компаний (Electric Power Development Ltd,, Toshiba Corporation, Mitsubishi Heavy Industries, Nippon Steel Corporation) в кооперации с Токийским технологическим институтом было проведено концептуальное проектирование МГД-электростанции мощностью 1000МВт с детальной проработкой и экспериментальной проверкой всех нетрадиционных элементов [14]. Особое внимание при этом уделялось двухступенчатой угольной камере сгорания, соединенной с ВРТ высокотемпературным клапаном. ВРТ для угля в этом проекте представляет собой две колонны - высокотемпературную, на выхо-
де из которой температура продуктов сгорания выше температуры плавления золы (это позволяет организовать жидкое золоудаление) и низкотемпературную, где происходит нагрев инертного газа теплотой, полученной от продуктов сгорания угля. При этом высокотемпературная ступень совмещает в себе функции теплообменника и высокотемпературного фильтра [14].
МГД-газотурбинный цикл Брайтона имеет более простую структуру чем МГД-парогазотурбинный цикл. Схема этого цикла может быть разделена на два рабочих блока: МГД-блок, рабочим телом которого является инертный газ (блок идентичен представленному выше), и газотурбинный блок, рабочим телом которого являются продукты сгорания угля. Эти два блока взаимосвязаны между собой работой группы ВРТ (рис.2).
Оптимизированное значение температуры дымовых газов на выходе из двухступенчатой камеры сгорания составляет 2440К, давления - 0,27МПа. С этими параметрами продукты сгорания угля, очищенные от золы и твердых включений в системе фильтров на выходе из камеры сгорания, поступают в ВРТ,
В ВРТ продукты сгорания угля нагревают инертный газ с 1256,3 до 2085,2К, давление которого изменяется 1,1 до 1,0МПа. Оптимизированное значение расхода № - 1099 кг/с. Затем нагретый инертный газ подается в МГД-генератор и далее проходит МГД-цикл, замыкая его на входе в ВРТ,
Отдав высокопотенциальное тепло МГД-циклу, продукты сгорания поступают для очистки от серы в камеру сгорания «кипящего слоя», Для связывания серы в «кипящий слой» добавляется сорбент - известняк СаС03. Как показал термодинамический расчет, продукты сгорания угля, поступающие в «кипящий слой» из угольной камеры сгорания, содержат избыток кислорода, что позволяет избежать дополнительной подачи окислителя на дожигание.
В камере сгорания «кипящего слоя» формируется температурный режим, ТШ).СЛ0Й »1200К, при котором происходит максимальное, до 98%, связывание серы [15].
За камерой сгорания с «кипящим слоем» следует высокотемпературный фильтр, предназначенный для очистки от твердых включений продуктов дожигания, поступающих в газовую турбину, Температура дымовых газов на входе в газовую турбину 1209К, давление 0,24 МПа.
Поток с выхлопа газовой турбины с температурой 1037К и давлением 0,1 ШПа направляется в газовоздушный теплообменник, где оставшееся тепло используется для нагрева воздуха, поступающего в угольную камеру сгорания. Дополнительный нагрев окислителя предусматривается для повышения температуры горения угля в угольной камере сгорания.
Расчетная термодинамическая эффективность цикла составляет 61,0%.
Тепловые потери и эффективность элементов схем. Эффективность основных элементов схемы и тепловые потери, принимаемые при проведении расчетов для парогазотурбинного и газотурбинного циклов, представлены в табл. 1. В табл. 2 выделены эффективность элементов и тепловые потери МГД-цикла.
Таблица 1
Эффективность элементов и тепловые потери парогазотурбинного и газотурбинного цикла
рассмотренных схем
Элемент схемы кпд Тепловые потери
Газовая турбина 86,5 (изоэнтроп) 95 (политроп) -
Воздушный компрессор 86,5 (изоэнтроп) 98 ((политроп) -
Кислородный компрессор 86,5 (изоэнтроп) 98 (политроп) -
Паровая турбина 84,6 (изоэнтроп) 98,5 ((политроп)) -
Угольная камера сгорания 100 (КПД сжигания) -
Камера сгорания генераторного газа 100 (КПД сжигания)
Мультициклон с рукавными фильтрами - 5%
Мокрый скруббер - Расчетное значение
Таблица 2
Эффективность элементов и тепловые потери МГД-цикла _
Элемент схемы кпд Тепловые потери
МГД-генератор 37 (коэф.преобразования энтальпии) 78 (изоэнтропич) -
Компрессор неоновый 85 (изоэнтроп) 98 (политроп) -
ВРТ 7%
Охладитель неона Расчетное значение
Потери тепловой энергии, связанные с подготовкой, хранением, транспортировкой топлива, не учитывались для удобства проведения сравнительного анализа эффективности рассмотренных схем.
Некоторые характеристики элементов МГД-надстройки и ее эффективность. Оптимизационные расчеты показали, что в парогазотурбинном цикле на МГД-надстройку приходится 56,8% от выра
Рис,1. МГД-парогазотурбинный цикл: si - пар; w - вода; g - продукты газификации угля и дымовые газы; ig - инертный газ; о -кислород; t - уголь; расчетное значение КПД цикла 59,3%. 1 - компрессор кислородный; 2 - низкотемпературный газогенератор; 3 - радиационный теплообменник газогенератора; 4 - камера сгорания (4а - угольная камера сгорания, 4Ь - система фильтрации и жидкого золоудаления); 5 - ВРТ; 6 - МГД-генератор; 7 - Ne-Ne теплообменник; 8 - компрессор неоновый; 9 -компрессор воздушный; 10 - газовая турбина; 11 - ступени паровой турбины; 12 - уловитель золы; 13 - регенеративный подогреватель продуктов газификации; 14 - мокрый скруббер; 15- воздухоподогреватель; 16 - камера дожигания с «кипящим слоем»; 17 - мультициклон с рукавными фильтрами
Рис.2. МГД-газотурбинный цикл: - пар; я - вода; д - продукты газификации угля и дымовые газы; ¡д - инертный газ; а - воздух; / - уголь. Расчетное значение КПД цикла 61,04%. Цифровые обозначения см. на рис. 1
ботанной мощности, Для МГД-ГТУ процент выработки электроэнергии МГД-блоком увеличивается до 89,4%. Такое перераспределение мощностей в пользу верхнюю часть цикла при решении задачи оптимизации по критерию максимума энергоэффективности обусловлено тем, что термодинамический процесс становится близким к идеальному циклу Карно.
Увеличение мощности МГД-блока МГД-ГТУ происходит за счет его значительного удорожания, Удорожание связано с увеличением расхода инертного газа, необходимого для обеспечения эффективного теплосъема в верхней части МГД-ГТУ (табл.3). Расчеты показали, что расход Ne МГД-ГТУ в 1,5 раза больше, чем для МГД-ПГУ, При этом площадь поверхности теплообмена Ne-Ne теплообменника для МГД-ГТУ возрастает в 13,4 раза. Соответственно идет увеличение массогабаритных характеристик других элементов МГД-блока.
Таблица 3
Характеристики Ne-Ne теплообменников
Тип схемы Расход Ne, кг/с Площадь поверхности нагрева, тыс. м2 Вес труб, т Вес корпуса, т
МГД-ГТУ 1099 15186 596,0 16
МГД-ПГУ 717 1128 95,0 0,2
Расчетные экологические показатели. На основе результатов термодинамического анализа процессов газификации угля, горения угля и генераторного газа, дожигания продуктов сгорания угля в «кипящем слое» с добавлением сорбента определено расчетное содержание оксидов серы, оксидов азота и углекислого газа в дымовых газах ТЭС с МГД-надстройкой. Результаты расчетов представлены в табл. 4.
Таблица 4
МГД-парогазотурбиннный цикл не предусматривает проведения дополнительных мероприятий по сероочистки. При высокотемпературном сжигании (Ткс=2400,0К, Ркс=2,7МПа) имеет место практически полный переход серы угля в 502. Для рассмотренной схемы обеспечивается сокращение удельных выбросов оксидов серы на единицу выработанной электроэнергии только за счет высокого значения КПД.
В МГД-газотурбинном цикле сероочистка обеспечивается за счет дожигания продуктов сгорания в «кипящем слое». Как уже говорилось выше, в «кипящий слой» добавляется известняк СаС03. Наличие в
реагирующей смеси кальция при температуре порядка 1200К способствует образованию конденсированного сульфата кальция.
Расчеты показали, что после введения в цикл «кипящего слоя» с добавлением известника в атмосферу поступает только 2-5% окислов серы, образующейся при горении угля.
Концентрация С02 в отходящих газах для обеих рассмотренных схем определяется содержанием углерода в топливе. Следовательно, удельные расчетные значения относительной концентрации С02 в дымовых газах на единицу выработанной электроэнергии зависят только от КПД цикла.
Для рассмотренных схем из-за высокой температуры горения угля и генераторного газа в дымовых газах присутствует только одна составляющая NOx -термические оксиды азота, то есть оксиды азота, которые образуются при сжигании топлива из азота и кислорода воздуха [13]. При этом в равновесной смеси продукты горения угля N0*. в основном, представлены оксидами азота N0.
Термодинамический расчет показал незначительное отличие в количестве оксидов азота в дымовых газах для обеих рассмотренных схем, Для МГД-парогазотурбинного цикла наблюдается увеличение концентраций N0, Это обусловлено тем, что в систему поступает большее количество кислорода с воздухом, что приводит к увеличению объемов образовавшихся термических оксидов азота.
Выводы. Проведенные расчеты показали, что надстройка угольных ТЭС МГД-циклом позволит увеличить КПД станции на 5-7%. Причем, при решение задачи по критерию максимума энергетической эффективности, расчетное значение КПД МГД-ПГУ составляет 59,3%, КПД МГД-ГТУ - 61,0%.
Значительный положительный эффект от внедрения МГД-надстройки может быть получен и с точки зрения экологических параметров. В основном, эти преимущества опять-таки связаны с более высоким КПД процесса. Однако некоторые особенности организации сжигания топлива в рассматриваемых схемах позволяют получить снижение не только удельных показателей содержания вредных веществ на единицу выработанной мощности, но и их концентрации в дымовых газах. В частности, для МГД-газотурбинной схемы организация дополнительного подогрева окислителя на входе в камеру сгорания позволит снизить концентрацию оксидов азота в дымовых газах на 45,8% по сравнению с МГД-парогазотурбинной схемой, Содержание окислов серы в дымовых газах для МГД-газотурбинной схемы снижается на 95% за счет введения в цикл камеры дожигания с «кипящим слоем».
МГД-преобразование энергии - это дорогостоящая технология, и ее востребованность определяется не уровнем развития техники, а ценой топлива. Пока
Экологические характеристики
Тип установки Содержание S02 в отходящих газах, TS02 /МВт ч Содержание С02 в отходящих газах, ТС02 /МВт ч Содержание NOx в отходящих газах, TNOx /МВт ч
МГД-ПГУ 9,5 10"3 0,95 2,3 10'4
МГД-ГТУ 5,1 10"7 0,83 1,7 10"4
для Hy>j<A энергетики в больших объемах используется «чистое» и относительно дешевое топливо - природный газ, перспективы реализации схем с МГД-надстройкой практически отсутствуют. Однако благоприятная ситуация с топливом будет сохраняться определенный и весьма ограниченный период времени. Неизбежный рост стоимости первичных теплоносителей и ухудшение их качества сделают необходимым развитие и внедрение дорогостоящих энерго-генерирующих технологий и, в частности, МГД-способа преобразования высокопотенциальной тепловой энергии в электрическую.
В такой ситуации параллельно с решением задачи определения энергетической и экологической эффективности угольных МГДТЭС следует провести исследования, направленные на расчет экономически допустимой стоимости МГД-блока в зависимости от цены топлива,
Библиографический список
1, Kler A.M., Potanina Y.M, Technical and Economic Studies on Optimization of Perspective Fossil Thermal Power Plants II Proc, Of 3rd Int. Conf, Energy Cooperation in Northeast Asia: Prerequisites, Conditions, Ways, - Russia, - 2002, P, 266-279,
2, Yoshikawa K., Okamyra T„ Harada N„ et at. Inert gas MHD triple combined cycle (part I: systems), // Proc, of 10* Int, Conf, on MHD Electrical Power Generation, - India, - 1989, V.l, P. 111,23-111,28,
3, Yamasaki H„ Okyno Y,, et al. Achievement of highest performers in disk MGD generator with Ar/Cs. // Proc, of Int, Conf, on MHD Electrical Power Generation and high temperature technologies 1999, - Beijing, •- 1999, V,l, P, 233-242,
4, Velikhov E.P., Di'khne A.M. ionization instability of Plasma with Hot Electrons II Proc, of 7th Int, Conf, on Phenomena in Ionized Gases. - Belgrade. - 1965, Vol.1, P,675-681.
5, Shioda S„ Yamasaki H. Suppression of ionization instability in an MHD Disk-generator, II AIAA Journal, 1974, Vol.12, №12, P.1763-1764,
6, Магнитогидродинамическое прео-бразование энергии, Открытый цикл I Сборник под редакцией Шумяцкого Б,Я. и Петрика М, - М,: Наука, 1979, - 583 с.
7, Okamura Т., Nakamuro Н„ Matsudo М. MHD Power Generation Experiments with Shock Tube Driven Generators in 1995 II Proc, of the 1996 Int, Symp, on Advanced Research of Energy Technology, - Japan. - 1996, P.75-81,
8, Kubota H, Linear and nonlinear ionization instability development in closed cycle MHD generators II Proc, 31st SEAM, -USA, - 1993. P, IX.5.1-IX.5.8.
9, Rosa R.J. Magnetohydrodynamic energy conversion. McGRAW-HILL BOOK Company, 1968, - 287 c.
10, Славин B.C., Лэбасова M.C, Неоднородный газоплазменный поток инертного газа в канале МГД-генератора II Теплофизика высоких температур. - 1998, - Т. 36, №4, - С, 647-654.
11, Славин B.C., Данилов В,В, Кузоватов И.А., и др, Космические и энергетические транспортные системы, основанные на МГД-методе преобразования энергии II Теплофизика высоких температур, - 2002. - Т. 40, №5. -С, 810-825.
12, Клер А,М„ Деканова Н.П., Щеголева Т.П. Методы оптимизации сложных энергетических установок, - Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма РАН, 1993. - 116 с,
13, Каганович Б.М., Филиппов С.П., Равновесная термодинамика и математическое программирование. - Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма РАН, 1995. - 236 с,
14, Furuya К„ et.al. Inert gas Triple Combined Cycly (Part II: Components) Conceptual Designing of 1000 MW Thermal Input Power Station. II Proc. of 10Th Int, Conf, on MHD Electrical Power Generation. - India, - 1989, V.l, pp 111,28-111.31.
15, Каганович Б.М,, Филиппов С.П., Анцифиров Е.Г., Эффективные энергетические технологии. - Новосибирск: Наука, Сиб, отд-ние, 1989. - 256 с,
16, Справочник: Тепловые и атомные электростанции, - М: Энергоиздат, 1989, - 608с.
