Система утилизации теплоты уходящих газов котельных агрегатов Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

ЭНЕРГЕТИКА

УДК 662.99

Павловський Сергій Валерійович, асистент кафедри Теплогазопостачання, вентиляції та використання теплових вторинних енергоресурсів Харківський національний технічний університет будівництва та архітектури, м. Харків, Україна. Вул. Сумська, 40, м. Харків, Україна, 61002. Тел. +38-057-7000-16-40. E-mail: pavlovskiy s@mail.ru

СИСТЕМА УТИЛІЗАЦІЇ ТЕПЛОТИ ВІДХІДНИХ ГАЗІВ КОТЕЛЬНИХ АГРЕГАТІВ

Наведені результати аналізу вдосконаленої теплової схеми котельного агрегату з виробництвом електроенергії. Показана термодинамічна модель силового контура. Наводяться результати чисельних розрахунків потужності, що виробляється в системі утилізації теплоти. Розглянута залежність потужності, що виробляється від властивостей робочої речовини теплоутилізаційні установки.

Ключові слова: утилізація теплоти, електрична потужність, робоча речовина, ефективність циклу.

Павловский Сергей Валерьевич, ассистент кафедры Теплогазоснабжения, вентиляции и использования тепловых вторичных энергоресурсов, Харьковский национальний техничний университет строительства и архитектуры, г. Харьков, Украина. Ул. Сумская, 40, г. Харьков, Украина, 61002. Тел. +38-057-7000-16-40. E-

mail: pavlovskiy s@mail.ru

СИСТЕМА УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛОТЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ

Приведены результаты анализа усовершенствованной тепловой схемы котельного агрегата с производством электроэнергии. Показана термодинамическая модель силового контура . Приводятся результаты численных расчётов вырабатывамой мощности в системе утилизации теплоты. Рассмотена зависимость вырабатываемой мощности от свойств рабочего вещества теплоутилизационной установки.

Ключевые слова: утилизация теплоты, электрическая мощность, рабочее вещество, эффективность

цикла.

Pavlovskyy Sergii Valeriiovych, Assistant Professor of the Department of Heat, Ventilation and ThermalUtilization of Waste Energy of Kharkiv National University of Building and Architecture, Kharkiv, Ukraine. 40, Sumska Str., Kharkiv, Ukraine, 61002. Tel. + 38-057-7000-16-40. E-mail: pavlovskiy_s@mail.ru

HEAT RECOVERY SYSTEM OF FLUE GAS BOILER UNIT

Listed the results of the analysis of improved thermal circuit of the boiler unit to produce electricity. Shown a thermodynamic model of the power circuit. Given the results of numerical calculations ofproduced power of system of heat recovery. Considered the dependence of power output on the properties of the working medium of heat recovery units.

Keywords: heat recovery, electric power, working medium, efficiency of the cycle.

Введение

Городские системы теплоснабжения являются одними из наиболее крупных потребителей энергии. ТЭЦ и крупные котельные агрегаты потребляют около 20 % топлива. Для получения теплоты низкого потенциала с температурой 95-100 °С используется высококачественное органическое топливо (природный газ) тепловая энергия которого используется недостаточно эффективно. В настоящее время одним из путей повышения эффективности котельных установок систем теплоснабжения является модернизация котельных установок в когенерационные энергетические агрегаты для выработки теплоты и электроэнергии. Использование новых технологий созданием мини-ТЭЦ позволяет повысить энергетическую эффективность источников теплоснабжения.

Использование энергетических установок с низкотемпературным циклом Ренкина (The Organic Rankine Сусіе-ОЯС) обеспечивает глубокое охлаждение продуктов сгорания и конденсацию водяных паров. Установки находят широкое применение в качестве новых технологий утилизации сбросной теплоты различных процессов в промышленности и сельском хозяйстве. КПД энергетических утилизационных установок составляет 0,13-0,17. Реконструкция отопительных котельных в мини-ТЭЦ с использованием газотурбинных или

№1 0 (129) 2014 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ • ЭНЕРГЕТИКА • ЭНЕРГОАУДИТ

27

ЭНЕРГЕТИКА

газопоршневых установок обеспечивает выработку на 1 МВт установленной электрической мощности 1,5-2 МВт теплоты. При этом снижаются затраты на потребление электроэнергии, повышается надёжность систем теплоснабжения, исключая аварийные остановки при сетевом электроснабжении.

Однако, в настоящее время практически отсутствуют единые положения об эффективности тепловых схем энергетических установок с утилизацией низкопотенциальной теплоты в температурном диапазоне уходящих газов до 180-220 °С, параметрах рабочего вещества установки.

Постановка проблемы

В настоящее время разработано оборудование котельных агрегатов: водяные

экономайзеры и подогреватели воздуха, поступающие в горелки. Использование систем утилизации обеспечивают повышение КПД котла на 3-5 %. Однако температура уходящих газов остаётся высокой и составляет 120-250 °С, что определяет тепловые потери - около 6-8 %. Если от применения водяных экономайзеров достигается положительный эффект, то использование подогревателей воздуха не обеспечивает значительного повышения КПД котла.

Наиболее перспективным направлением является комбинированное использование теплоты уходящих газов - для выработки электроэнергии и теплоты для подогрева воды системы горячего водоснабжения.

Необходимость обоснования и усовершенствования тепловой схемы котельного агрегата с комбинированной энергетической установкой, оптимизации параметров и выбора рабочего вещества установки, является актуальным.

Основные результаты и их анализ

В результате натурных испытаний котлов (водогрейных и паровых) установлено, что фактические тепловые потери с уходящими газами составляют 8-10 %, а температура уходящих газов составляет 250-280 °С. В зависимости от мощности известных типов котельных агрегатов тепловые потери составляют от 1 до 10 МВт. Зарубежные котельные установки (Buderus, Viessmann) оборудованы более эффективным теплообменным оборудованием и горелочными устройствами. Потеря теплоты с уходящими газами, температура которых составляет 120-180 °С, ниже 5-8 % в зависимости от нагрузки и увеличиваются в процессе эксплуатации.

Результаты расчётов подтверждают возможность выработки электроэнергии в объёме, достаточном для покрытия собственных нужд отопительной или производственной котельной.

Приводятся результаты усовершенствования тепловой схемы котельного агрегата с теплоутилизационной энергетической установкой. В газоходе котла стандартных размеров размещается регенеративный теплообменник и испаритель соединённый паропроводами с силовым контуром, включающим в себя турбину, конденсатор и насос. Испаритель и регенеративный теплообменник установлены вместо подогревателя воздуха (1-й и 2-й ступени), или 2-й ступени экономайзера. При этом аэродинамическое сопротивление в газоходе не увеличивается.

Конденсатор установки подключен к системе горячего водоснабжения, что обеспечивает интенсивный отвод теплоты.

Тепловая схема котельного агрегата с многоступенчатой теплоутилизационной энергетической установкой показана на рис. 1.

Энергетическая установка содержит два силовых контура: продукты сгорания (ПСГ) котельного агрегата поступают в утилизатор-испаритель (И) передают теплоту рабочему веществу первого силового контура и удаляются в атмосферу. Пары рабочего вещества поступают в турбину (Т1), где расширяясь вырабатывают электроэнергию, поступают в испаритель-конденсатор (И-К), где конденсируются и насосом (Н1) снова подаются в утилизатор-испаритель (И). Так замыкается цикл первого рабочего вещества. В конденсаторе-испарителе происходит испарение второго рабочего вещества. Далее пары

28

№1 0 (129) 2014 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ • ЭНЕРГЕТИКА • ЭНЕРГОАУДИТ

ЭНЕРГЕТИКА

рабочего вещества поступают в турбину (Т2), где расширяются, вращая электрогенератор, поступают в конденсатор (К), где охлаждается атмосферным воздухом или водой, а затем насосом (Н2) снова подаются в испаритель-конденсатор (И-К), замыкая цикл.

Рис. 1. Тепловая схема многоступенчатой теплоутилизационной энергетической установкой (ПСГ - продукты сгорания котельного агрегата; И - утилизатор-испаритель; Т1, Т2 - турбина; И - испаритель; К - конденсатор, Н1, Н2 - насос.)

Процессы расширения пара в турбине (Т1) первого рабочего вещества обозначен точками 3-4, второго рабочего вещества - 6-7. В трехкаскадной установке процессы расширения пара в третьем каскаде - 9-10.

Приводится описание математической и термодинамической модели.

Утилизационна энергетическая установка работает по регенеративному циклу Ренкина. Отбор теплоты уходящих газов котельной установки осуществляется в І утилизационном контуре установки, где циркулирует рабочее вещество, такое же как и во ІІ силовом контуре, что обеспечивает выполнение необходимого равенства ( линий отвода теплоты от уходящих газов и подвода к рабочему веществу ІІ силового контура):

d =

м

С

р1

м

С

рІІ

(1)

где С'р1 - теплоемкость рабочего вещества, циркулирующего в І контуре; С”р11 -

рП

теплоемкость рабочего вещества ІІ силового контура;

м', м" - массовый расход рабочего вещества соответственно в І и ІІ контурах. Выполнение условия (1) обеспечивает совпадение линий охлаждения рабочего вещества І контура и нагрева рабочего вещества ІІ контура, при этом перепад температур Дт^ min. При конечном температурном перепаде Дґтт = 1 - 5K. Эти линии в T-S

координатах будут эквиваленты.

Механический КПД насоса, внутренний и механический КПД паровой турбины и электрогенератора принимается равным 0,70-0,85.

Мощность циркуляционного насоса ІІ контура определяется зависимостью:

NH =

(Рдых - Рвх )т

рл

где P , Р - давление на выходе и входе насоса, кПа;

т - массовый расход циркулирующей в контуре жидкости, кг/с; р - плотность жидкости, кг/м3;

Л - адиабатный КПД насоса;

Температура жидкости на выходе из насоса определяется соотношением:

(2)

№1 0 (129) 2014 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ • ЭНЕРГЕТИКА • ЭНЕРГОАУДИТ

29

ЭНЕРГЕТИКА

где і (P, T )

N = m \j (Рвых , Тых ) - і (Рвх , Твх )] , (3)

энтальпия жидкости при соответствующих давлениях и температурах.

Расчет турбины производится по адиабатной (изоэнтальпийной) модели. Исходными данными являются заданное давление и температура потока пара на входе в турбину, давление на выходе из турбины, массовый расход рабочего вещества и КПД турбины.

Энтальпия идеального процесса расширения пара определяется из условия адиабатного расширения потока:

іид.вьіх і ( Реых, Твых ) '

(4)

Мощность, получаемая в идеальной турбине при адиабатном процессе расширения:

Nид.=^ид.вЫх - і (Рвх , Твх )] mn ,

(5)

где mn - массовый расход пара через турбину.

Полезная мощность, снимаемая с вала турбины:

Nn = Nngv, (6)

где v - адиабатический КПД турбины.

Энтальпия и температура пара на выходе из турбины в реальном процессе определяется сооотношением:

і (Рвых , Теых ) = і (Рвх , Тх ) - (^ ) (7)

Параметры противоточного регенеративного теплообменника определяются из системы уравнений:

Q = mr [fr(Т'г) - ,'Г(Гг)],

Q = mx [Ґг Т) -ЩТХ)], (8)

Q = k-F-IT,

где mr , mx - массовый расход горячего и холодного теплоносителя (рабочих веществ I и II контура);

Т'г , Т"г , Т', ТХ - температура соответственно на входе и выходе горячего и холодного теплоносителей;

k - средний коэффициент теплопередачи теплообменника, принимается из литературы;

IT - среднее значение температурного напора теплообменника.

Значение температурного напора теплообменника определяется соотношением:

— = (ТГ - тх ) - (Т'Г - ТХ)

1п(тг - тх )/(тг - тх )

Расчет теплообменника производится путем разбивки на участки по длине. При этом отдельно выполняется расчет с фазовыми переходами рабочего вещества и без них, контролируется выполнение условия заданной разности температур теплоносителей в пинч-точке (Atmin).

Теплофизические свойства рабочих веществ в характерных точках цикла определили из базы данных, приведенных в REFPROP или расчетом. На основе известных теплофизических соотношений в среде Matlab Neural Network Toolbox.

Термодинамическая эффективность циклов определяется коэффициентом преобразования (СОР) и коэффициентом утилизации теплоты.

Коэффициент тепломеханического преобразования теплоты определяется:

30

№1 0 (129) 2014 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ • ЭНЕРГЕТИКА • ЭНЕРГОАУДИТ

ЭНЕРГЕТИКА

COP

L 12 L3 4

б 23

(10)

где L12, L34 - работа адиабатического сжатия (расширения) в насосе 1-2 (турбине 3-4) в обратимом процессе:

L12 = m°1(P2 - Р1І (11)

L34 = mT0(i3 - i4) (12)

где m - массовый расход рабочего вещества; v - объем;

P - давление;

i - энтальпия в узловых точках цикла;

Т0 - температура окружающей среды;

Q23 - количество теплоты, подведенное в испарителе в изобарном процессе:

023 = m(i3 - h). (13)

Коэффициент утилизации теплоты цикла ORC определяем как отношение действительной электрической мощности станции к максимальной теоретической мощности, которую можно получить при расширении пара в турбине:

Луш

m [(i -i0 )- T0 (S - S0 )]

(14)

В работе исследовались около 50 рабочих веществ и их смесей. На выбор рабочего вещества цикла влияют различные параметры и они должны характеризоваться: низкой температурой нормального кипения (ниже 350 К), большой теплотой испарения, высокой плотностью, формой правой пограничной кривой (линии насыщенного пара) в диаграмме температура - энтропия (т. к. она ограничивает значение параметров пара после расширения его в турбине) и приемлемыми эксплуатационными качествами. На выбор рабочего вещества накладывают ограничения, связанные с экологическими и технологическими нормами, а также требованиями безопасности.

В низкотемпературных циклах Ренкина различного назначения (геотермальные, когенерационные, утилизационные и др.) используются различные рабочие вещества (пропан, бутан и их смеси (изобутан/изобутан), озонобезопасные хладоны ^134а, R142в, R161, R170), аммиак и водоаммиачные смеси и другие . Однако поиск рабочих веществ продолжается.

В этих условиях, при выборе рабочего вещества, удовлетворяющего всем требованиям, принимается компромиссное решение. В расчетах принято ограничение - процессы расширения пара в турбине (3-4) завершаются в однофазной области (рис. 2).

Расчёты показывают, что на получение максимальной электрической мощности влияют значение давления и температуры пара рабочего вещества перед турбиной, расход рабочего вещества, значение минимального температурного напора в испарителе и конденсаторе (Д^ин), температура окружающей среды (At0.c.), теплофизические свойства рабочего тела и другие факторы.

Существует большое число критериев эффективности ORC. При проектировании энергетических установок пытаются определить оптимальные параметры при достижении компромисса между тремя критериями - энергетическим, экономическим и экологическим.

В качестве критерия эффективности рабочего вещества в настоящей работе принимали вырабатываемую мощность турбины и коэффициент утилизации теплоты в цикле, т. к. коэффициент тепломеханического преобразования СОР изменяется незначительно в температурном диапазоне (220 °С/15 °С - испаритель-конденсатор) и составляет 0,12-0,15 практически для всех исследуемых рабочих веществ.

№1 0 (129) 2014 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ • ЭНЕРГЕТИКА • ЭНЕРГОАУДИТ

31

ЭНЕРГЕТИКА

Рис. 2. Диаграмма «давление-энтальпия» процесса утилизации для изобутана в докритическом цикле Ренкина (1-2 - сжатие в насосе; 2-3 - нагрев и испарение; 3-4 -расширение в турбине; 4-1 - охлаждение и конденсация пара)

В табл. 1 приведены результаты расчёта удельного теплоперепада в турбине.

Таблица 1

Значение удельного адиабатического теплоперепада в турбине различных рабочих веществ, мощности турбины и КПД цикла ( tr = 200°С, mnx = 27кг/с)

Рабочее вещество А i, кДж/кг W, кВт пц,

Я600аШ41в 85 581,7 0,12

Я600аШ41в* 96,1 1789,3 0,15

R600a/R161 88,7 665,6 0,12

R600a/R161* 99,5 1713,1 0,14

R600a/ н-гексан 95,3 499,3 0,14

R600a/ н-гексан* 85,4 1619,7 0,13

R717/R170 132,1 643,3 0,13

R600a/R601 100,2 673 0,13

Примечание: * -сверхкритический режим

Результаты показывают , что вырабатываемая полезная мощность в докритическом цикле (давление рабочего вещества - 2500 кПа) составляет 548,81 кВт ( мощность вырабатываемая турбиной 581,72 кВт ); в околокритическом цикле ( давление - 3700 кПа ) -полезная мощность 666,48 кВт ( мощность вырабатываемая турбиной - 723,62 кВт ); в сверхкритическом цикле ( давление - 6000 кПа ) - полезная мощность 1558,75 кВт ( мощность вырабатываема турбиной - 1789,34 кВт ).

При использовании в цикле аммиака вырабатываемая электрическая мощность выше, чем в цикле с н-бутановом, однако, цикл характеризуются более высоким давлением. Смесь аммиака и органического вещества (С2Н6-этана) не приводит к существенному увеличению

32

№1 0 (129) 2014 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ • ЭНЕРГЕТИКА • ЭНЕРГОАУДИТ

ЭНЕРГЕТИКА

мощности. Болєє перспективными являются смєси изобутана с н-гексаном и другими веществами (R141b, R161 и др.), характеризующиеся высокими энергетическими и экологическими параметрами. Выработка электрической мощности в цикле (548,81-615,06 кВт), выше чем в н-бутановом цикле.

Таблица 2

Значение вырабатываемой электрической мощности в циклах с различными рабочими

веществами

Рабочее вещество О О Vа °C P3, кПа P4, кПа P3, кг/м3 W3-4, кВт COP, %

докритичєский цикл

R600a/H-гексан 197 114,9 3850 197 116 499,3 13,99

R600a/R161 197 132,7 3600 489 61,0 665,6 13,10

R600a/R141B 197 140,5 2500 280 49,5 581,7 12,89

197 124,6 3700 280 82,8 723,6 14,48

сверхкритический цикл

R600a/H-гексан 197 76,3 6000 197 278,6 1619.7 13,64

R600a/R161 197 106,0 6000 489 119,8 1713,1 15,08

R600a/R141B 197 95,3 6000 280 177,0 1789,3 15,55

Расчеты показывают, что вырабатываемый в турбине удельный тепловой перепад в сверхкритическом цикле выше на 12,5-15 %, чем в докритичєском. В литературе известны значения А1 для н-пентанового цикла, которые составляют около 80-100 кДж/кг при температуре пара перед турбиной 200 °С в зависимости от давления пара.

Выводы

Использование теплоты уходящих газов котельного агрегата в комбинированной энергетической установке обеспечивает выработку электроэнергии в объеме необходимом для собственных нужд котельной.

Список использованной литературы:

1. Долінський А. А. Когенерація - нові потужності для енергетики / А. А. Долінський, В. Н. Клімєнко //Енергозбереження Поділля. - 2004. - № 2. - С. 53-59.

2. Дикий Н. А Комбинированное производство энергии для преодоления кризиса в энергетике /Дикий Н. А.// Экотехнология и ресурсосбережение. - 2000. - № 1. - С. 13-17.

3. Плачков і. В. Підвищення ефективності систем централізованого теплопостачання з комбінованим виробництвом теплоти та електроенергії / Плачков і. В.. Кулик М. М.. Гінайло В. О. // Енергетика і електрифікація. - 1999. - № 4. - С. 1-8.

4. Карп И. Н. Децентрализованное теплоснабжение зданий и сооружений / Карп И. Н., Мхитарян Н. М.// Экотехнология и ресурсосбережение.- 2000.- № 1. - С. 5-12.

5. Долинский А. А. Когенерація — нові потужності для енергетики / Долинский А. А.. Клімєнко В. Н.// Енергозбереження Поділля. - 2004. - № 2. - С. 53-59.

6. Батенин В. М. Парогазовая установка с вводом пара в газовую турбину — перспективное направление развития энергетических установок / Батенин В. М., Зєйгяник Ю. А., Копелев С. 3.// Теплоэнергетика. - 1993. -№ 10. - С. 56-62.

7. Фаворский О. Н. Мировой опыт и перспективы внедрения парогазовых и газотурбинных технологий в теплоэнергетику Росии на основе возможностей отечественного энергомашиностроения / Фаворский О. Н., Полищук В. Л., Лившиц И. М., Длугосєльский В. И // Теплоэнергетика. - 2007. - № 9. - С. 46-51.

8. Варварский В. С. Упрощенная методика технико-экономического расчета обоснованности мероприятий по энергосбе-режению в рыночных условиях / Варварский В. С., Жуков М. А., Красовский Б. М. // Промышленный энергетика, 1995. - № 2. - С. 2,3.

9. Когенерационные технологии производства тепловой и электрической энергии. - Отопление, водоснабжение, вентиляция, кондиционеры. - 2004. - № 3. - С. 24-32.

10. Чепурний М. М. Розрахунки тєплових схем когенераційних установок / Чепурний М. М., Ткаченко С. И., Бужинський В. В.// - Вінниця: ВНТУ. - 2003. - 103 с.

11. Чепурний М. М. Когенераційні установки на базі ГТУ і опалювальних котелень / Чепурний М. М., Лопатюк Я. В. Нікіфорова К. В. // Вісник ВПІ, 2004. - № 5.- С. 55-58.

12. Чепурний М. М. Газопарові установки на базі промислових котелень / Чепурний М. М., Ткаченко С. И., Бужинський В. В., Медведєва А. В. // Вісник ВПІ, 2005. - № 3. - С. 39-42.

№1 0 (129) 2014 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ • ЭНЕРГЕТИКА • ЭНЕРГОАУДИТ

33

ЭНЕРГЕТИКА

13. Чепурний М. М. Еффективність роботи газотурбінних тепло-електроцентралей // Чепурний М. М., Куцак О. В.,/ Вісник ВПІ, 2010. - № 4. - С.1-5.

14. Чепурний М. М. Розрахунки теплових схем когенераційних установок. / Чепурний М. М., Ткаченко С. Й., Бужинський В. В.//- Вінниця: ВНТУ. - 2003. - 103 с.

References

1. Dolinsky A. A. , Klimenko V. N. Cogeneration - new power for power Energy Saving Podillia. - 2004. -№ 2. - P. 53 -59.

2. Dykyi N. A. Combined production of energy to overcome it in crisis of energy // Electric technology and source conservation. - 2000. - № 1. - P. 13-17.

3. Plachkov I. V., Kulik M. M. Improving the efficiency of district heating from combined heat and power / Plachkov I. V., .Hinaylo V. A. / Energy and Electrification . - 1999. - № 4. - P. 1-8.

5. Karp I. N. , Mkhitaryan N. M. Decentralized heat supply of buildings and structures // Electric technology and source conservation. - 2000. - № 1. - P. 5-12 .

6. Dolynskyy A. A., Klimenko V. N. Cogeneration - new power for electric power // Energy Saving Podillia -2004. - № 2. - P. 53-59.

7. Batenyn V. M., Zeyhanyk Iu. A., Kopelev S. Z., Combined cycle gas turbine with steam injection in the gas turbine - a promising direction of development of power plants // Heat energy. - 1993. - № 10. - P. 56-62 .

8. Favorskyi O. N., Polishchuk V. L., Lifshitz I. M. , Dlugoselsky V. I. World experience and prospects of introducing steam and gas turbine technologies in theat energy of Russia based on the capabilities of the domestic power / Thermal Engineering . - 2007. - № 9. - P. 46-51.

9. Varvarskyi V. S., Zhukov M. A., Krasovskii B.M. Simplified method of calculation of the feasibility study of measures on energy saving in market conditions // Industrial energy , 1995. - № 2. - P. 2,3.

10. Cogeneration technology production of heat and electricity . - Heating, water supply, ventilation, air conditioning . - 2004 . - № 3. P.

11. Chepurnyi M. M., Tkachenko S. I., Buginsky V. V. Thermal calculations of circuits cogeneration plants. -Vinnytsia: VNTU. - 2003. -103 p.

12. Chepurny M. M, Lopatyuk Ia.V., Nikiforova K.V. ,Cogeneration plants based on gas turbines and heating plants // Bulletin VPI, 2004. - № 5. - P. 55-58.

13. Chepurnyi M, M., Tkachenko S. I., Buginsky V. V., Medvedev A. V. Gas-vapour system based on industrial boiler // Bulletin VPI, 2005. - № 3. - P. 39-42.

14. Chepurnyi M. M., Kutsak O. V. Eficiency of gas turbine heat power stations // Bulletin VPI, 2010. - № 4. -

P. 1-5.

Поступила в редакцию 26.09 2014 г.

34

№1 0 (129) 2014 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ • ЭНЕРГЕТИКА • ЭНЕРГОАУДИТ