Моделирование тепловой схемы ПГУ

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский Государственный Авиационный Технический Университет»

Кафедра авиационной теплотехники и теплоэнергетики Моделирование тепловой схемы ПГУ Пояснительная записка по курсовому проекту по дисциплине «Математическое моделирование и алгоритмизация задач теплоэнергетики»

Студент _________ ________ Шатохин Н.А.

(подпись) (дата) (фамилия, И., О.)

Уфа 2013

Курсовой проект посвящен расчету тепловой схемы комбинированных парогазовых установок. Такая тематика очень актуальна в настоящее время, так как применение комбинированных парогазовых установок (КПГУ) в энергетике является перспективным. Опыт развития мировой энергетики показывает, что радикальное улучшение основных характеристик паротурбинных установок тепловых электростанций возможно путем их реконструкции по парогазовому циклу с подачей выхлопных газов ГТУ в топки реконструированных котлов.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, — она составляет сейчас 530−565 °С, а в самых современных установках — 600−620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода в ГТУ и низкотемпературного отвода тепла в конденсаторе паровой турбины. Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55−58%.

Привлекательными особенностями ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5−2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое время (2 года), вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность. С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.

1. Принципиальная тепловая схема парогазовой установки

1.1 Принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки

1.1.1 Краткое описание принципиальной тепловой схемы на базе турбоустановки К-50−90

Энергоблок номинальной электрической мощностью 55 МВт состоит из котла высокого давления, турбины К-55−90 ЛМЗ, электрогенератора и вспомогательного оборудования.

Рисунок 1.1 — Принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки К-55−90

Свежий пар с давлением 90 ата (8,8 МПа) и температурой 520 ⁰С поступает в турбину и, совершив работу, направляется в конденсатор.

Турбина имеет 7 отборов.

В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого давления (ПВД) и четыре подогревателя низкого давления (ПНД). Нумерация подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7 каскадно сливают в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). ПВД имеют встроенные охладители дренажа (ОД). Слив конденсата из ПНД также осуществляется каскадно. Затем из ПНД-1 конденсат греющего пара ПНД-1, ПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4 направляют в смеситель СМ1.

Основной конденсат и питательную воду подогревают последовательно в СХ и ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 6 ата и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляют из отборов пара турбины.

1.1.2 Результаты расчета принципиальной тепловой схемы Расчет ПрТС, работающей при наружной температуре воздуха, выполнен в программе Excel «Расчет энергетических показателей по нормативному методу», результаты которого приведены в таблицах 1.1−1.3.

Таблица 1.1 — Основные потоки пара

Таблица 1.2 — Энергетические показатели турбинной установки

Таблица 1.3 — Энергетические показатели ТЭЦ

1.2 Газотурбинная установка ГТЭ-115м

1.2.1 Краткое описание ГТУ

Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-115 М предназначена для эксплуатации на электрических станциях в составе парогазовых установок или индивидуально в простом цикле для выработки электрической и тепловой энергии в базовом, полупиковом и пиковом классах использования.

Газотурбинная установка представляет собой технологический комплекс оборудования в блочно-комплектном исполнении, что обеспечивает удобство монтажа и обслуживания.

При проектировании ГТУ использовался опыт ОАО «Турбоатом» по созданию газотурбинных установок ГТЭ-45 и ГТЭ-115.

ГТУ выполнена в виде единого транспортабельного блока, расположенного на раме, обеспечивающей его транспортировку и установку на фундаментные плиты. Преемственность конструкций ГТЭ-115 и ГТЭ-115М сохранена при проектировании проточных частей компрессора и турбины, системы охлаждения корпуса и ротора турбины. В результате конструкция сварного ротора компрессора, сборного ротора турбины и лопаточного аппарата компрессора и турбины максимально унифицированы. Традиционной для газотурбинных установок ОАО «Турбоатом» является кольцевая камера сгорания. Такой подход позволяет значительно уменьшить затраты на освоение головного образца.

Турбокомпрессор.

Газотурбинная установка выполнена по простой схеме и включает в себя четырехступенчатую газовую турбину, восемнадцатиступенчатый осевой компрессор и кольцевую камеру сгорания, выполненные в общем корпусе, который устанавливается на раме. Продольный разрез ГТУ представлен на рис. 1.2.

Турбокомпрессор может транспортироваться единым блоком на раме без валопровода; роторы компрессора и турбины, составляющие валопровод, в сборе отправляются заказчику отдельно. Сборка турбокомпрессора производится на монтажной площадке.

Валопровод турбокомпрессора выполнен двухопорным. Конструкция без промежуточного подшипника между ротором компрессора и турбины исключает потери рабочего тела через концевые уплотнения, повышает ремонтопригодность и надежность ГТУ вцелом. Окончательная сборка и балансировка валопровода производится в заводских условиях.

Корпус турбокомпрессора сварнолитой выполнен с горизонтальным и вертикальными разъемами.

Со стороны входа в компрессор корпус жестко соединяется с опорой рамы (фикспункт корпуса). Со стороны турбины (в районе расположения направляющего аппарата 4-ой ступени) корпус опирается на раму посредством качающихся опор. Выходная часть корпуса турбины посредством вертикальных стоек опирается на опоры фундамента. Корпус центруется относительно рамы осевыми шпонками.

Рисунок 1.2 — Продольный разрез ГТЭ — 115 М Рама устанавливается на две закрепленные на фундаменте плиты. Опора подшипника генератора устанавливается на третьей плите. На плитах турбокомпрессора и на плите опоры подшипника генератора имеются продольные и поперечные шпонки, фиксирующие раму и опору генератора относительно плит.

К плитам рама и опора генератора крепятся при помощи болтов. В каждой плите имеются комплекты парных клиньев и резьбовые отверстия для болтов, которыми плиты выставляются в нужном положении на фундаменте. К фундаменту плиты крепятся анкерными шпильками и бетонной заливкой.

Компрессор — 18-и ступенчатый; его проточная часть образована из 16-и ступенчатой проточной части компрессора ГТЭ-115 путём добавления на выходе двух ступеней, что при одновременном изменении углов установки ряда направляющих и рабочих лопаток позволило повысить параметры ГТУ, обеспечив при этом надёжную и экономичную работу агрегата. Для проекта ГТЭ-115М сотрудниками Национального аэрокосмического университета им. Н. Е. Жуковского (ХАИ) под руководством д.т.н. Л. Г. Бойко была выполнена модернизация компрессора газотурбинной установки ГТЭ-115 с целью повышения расхода и степени сжатия.

Входной патрубок обеспечивает радиально-осевой вход воздуха в компрессор.

Корпус компрессора сварнолитой, состоит из трех частей, образующих входной конфузор и проточную часть первых десяти ступеней компрессора. Во входной части корпуса расположены опорный подшипник № 2 и упорный подшипник валопровода. Входная часть корпуса опирается жёстко на раму. Проточную часть 11…18 ступеней компрессора образует обойма, которая крепится в силовом корпусе. Выходной диффузор компрессора обеспечивает поворот потока воздуха на 150°.

Входной направляющий аппарат выполнен с поворотными лопатками. Направляющие аппараты 1…4 ступеней выполнены в виде сварных диафрагм, остальные ступени — наборные, консольного типа. Компрессор имеет отборы: для сброса воздуха за 4 и 10 ступенями при запуске и останове ГТУ, за 3 ступенью — на уплотнения подшипников, за 10, 11 ступенями, за рабочим колесом 18-й ступени и за компрессором — на систему охлаждения турбины.

На корпусе предусмотрены отверстия, закрываемые заглушками, для осмотра проточной части эндоскопом.

Ротор компрессора диско-барабанного типа, сварной. Для соединения ротора компрессора с ротором генератора предусмотрен промежуточный вал, на котором расположен гребень упорного подшипника. Тип лопаток компрессора — с 50% реактивностью. Уплотнение вала — лабиринтовое.

Турбина — четырехступенчатая, выполнена с осевым входом и выходом. Корпус турбины состоит из четырех кольцевых частей, первая по ходу газа выполнена конусообразной и представляет собой силовой корпус камеры сгорания и корпус проточной части 1…3 ступеней турбины. В нём размещены обоймы направляющих аппаратов 1…3 ступеней турбины. Вторая часть образует силовой корпус 4-й ступени. Она опирается посредством качающихся опор на раму. Третья и четвёртая части корпуса турбины образуют выходной диффузор. Во внутренней части третьего корпуса расположен корпус первого подшипника валопровода и думмис для компенсации осевых усилий валопровода. Охлаждение корпуса, обойм и лопаток направляющих аппаратов 1 и 2 ступеней осуществляется воздухом, отбираемым за компрессором. Обоймы 3 и 4 ступеней, направляющий аппарат 3 ступени и выходная часть корпуса охлаждаются воздухом, отбираемым за 10 ступенью компрессора.

Ротор турбины сборной конструкции с центральным стяжным болтом. Между основными дисками установлены диски промежуточные, которые организуют тракт охлаждения ротора. Рабочие лопатки и диск 1 ступени охлаждаются воздухом, отбираемым после рабочего колеса 18 ступени компрессора, рабочие лопатки и диск 2 ступени турбины охлаждаются воздухом, отбираемым после 11 ступени компрессора. Диски третьей и четвёртой ступеней турбины охлаждаются воздухом, отбираемым за 10 ступенью компрессора. Уточнённые расчёты охлаждения элементов проточной части турбины выполнены сотрудниками НТУ «ХПИ» под руководством к.т.н. А. И. Тарасова. Роторы турбины и компрессора своими хвостовиками образуют жёсткое муфтовое соединение. Уплотнения вала — лабиринтовые. Продольный разрез турбины показан на рис. 1.3.

Рисунок 1.3 — Продольный разрез турбины

Камера сгорания — встроенная, кольцевого типа, противоточная, расположена вокруг выхлопной части компрессора. Камера сгорания состоит из пламенной трубы, фронтового устройства, 24 двухтопливных горелочных устройств. Конструктивно пламенная труба расположена под углом к оси турбокомпрессора (рис. 1.4).

Конструкция пламенной трубы — двухстенная. Наружная относительно зоны горения стенка образует несущий корпус с горизонтальным разъёмом, который системой опор крепится к прочному корпусу турбокомпрессора. Внутренняя стенка состоит из отдельных экранов коробчатой конструкции, выполненных из жаропрочного никелевого сплава. Эффективная струйно-плёночная система охлаждения, апробированная в камерах сгорания ОАО «Турбоатом» прежних поколений, обеспечивает работоспособность конструкции.

Фронтовое устройство совместно с 24 горелочными устройствами обеспечивает подачу воздуха и топлива в зону горения, а также стабилизацию факела. Конструкция горелочных устройств обеспечивает предварительное смешение топлива и воздуха, тем самым реализуется горение с низкими выбросами NO_x.

Топливо к камере сгорания подводится системой коллекторов и трубопроводов.

Горелочное устройство обеспечивает подачу воздуха и топлива в камеру сгорания, их смешение и стабилизацию горения.

Зажигание факела в камере сгорания обеспечивается запальниками факельного типа с системой плазменного воспламенения. Контроль за горением осуществляется фотодатчиками.

Рисунок 1.4 — Камера сгорания Таблица 1.4? Основные характеристики двигателя ГТ — 115 М на номинальном режиме

1.2.2 Результаты расчета газотурбинной установки Термодинамический расчет и расчет климатических характеристик ГТЭ-65П были выполнены с помощью программы DVIGw, разработанной в курсовой работе. Результаты расчета основных параметров ГТУ типа ГТЭ-115М при температуре наружного воздуха приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 — Результаты расчета основных параметров ГТЭ-115М при

1.3 Предварительное согласование совместной работы ПТУ и ГТУ

Комбинированная парогазовая установка представляет собой паротурбинный контур на базе конденсационной турбины К-55−90, надстроенный газотурбинным блоком — ГТУ типа ГТЭ-115М. Принципиальная схема комбинированной ПГУ представлена на рисунке 1.5.

Выхлопные газы ГТУ поступают по газоходу в котел утилизатор, где большая часть теплоты передается пароводяному рабочему телу и генерируется пар, который направляется в паротурбинную установку для производства электроэнергии и теплоты.

Рисунок 1.5 — Принципиальная тепловая схема КПГУ в составе ГТУ типа ГТЭ-115М и ПТУ типа К-55−90

энергетический паровой турбина котел

2. Расчет тепловой схемы комбинированной энергетической установки

2.1 Построение тепловой схемы ПГУ

На основе полученных данных строим схему ГТУ в системе моделирование DVIGwT.

Рисунок 2.1 — Расчетная схема ГТУ

1 — начальные условия; 2 — входное устройство; 3 — компрессор; 4 — вход топлива; 5 — камера сгорания; 6 — газовая турбина; 7 — источник-потребитель мощности; 8 — суммирование мощности; 9 выход газов; 10 — общие результаты

Результаты расчета приведены в пункте 1.2.2.

2.2 Моделирование котла-утилизатора

Котел-утилизатор был спроектирован для выработки пара с заданными параметрами на турбину К-55−90 по расходу уходящих газов из ГТУ (417 кг/с).

К имеющейся модели ГТУ-115М пристраиваем модель котла-утилизатора с необходимыми параметрами.

Рисунок 2.2 — Расчетная схема ГТУ с КУ

1 — вход питательной воды; 2 — вход уходящих газов в экономайзер; 3 — экономайзер; 4 — уходящие газы после экономайзера; 5 — вход уходящих газов в испаритель водяного пара; 6 — испаритель водяного пара; 7 — конденсат испарителя водяного пара; 8 — уходящие газы после испарителя водяного пара; 9 — пароперегреватель; 10 — уходящие газы после пароперегревателя; 11 — пар на турбину.

Рассмотрим подробнее моделирование КУ. Заполняем данные необходимые для расчета.

— пароперегреватель водяного пара:

Рисунок 2.3 — входные параметры пароперегревателя водяного пара

— выход газов после ПП:

Рисунок 2.4 — входные параметры уходящих газов после ПП

Чтобы параметры уходящего газа после ПП передались в испаритель водяного пара нужно создать рекурсивную связь — создаем узел «вход газа в испаритель» и заполняем в узле «выход газов после ПП» наименование элемента в который мы передаем данные.

Чтобы проверить адекватность переданных параметров нужно посмотреть в выходных данных отношения передачи расхода, давления, температуры, коэффициент избытка воздуха, влагосодержания:

Рисунок 2.5 — отношения переданных и полученных параметров уходящих газов

Для того чтобы эти отношения были равны единице (т.е. переданные и полученные параметры равны) нужно создать закон расчета.

Создаем новый закон расчета, тип задачи: параметрический синтез.

Варьируемые параметры выписываются из узла «вход газа в испаритель»

— влагосодержание рабочего тела

— давление рабочего тела

— коэффициент избытка воздуха

— расход рабочего тела

— температура рабочего тела

Рисунок 2.6 — варьируемые параметры узла «вход газа в испаритель»

Поддерживаемые параметры выписываются из узла «выход газов после ПП»:

— Отношение G_вых/G_вх

— Отношение Альфа. вых/Альфа.вх

— Отношение B вых/В вх

— Отношение Pвых/Рвх

— Отношение Твых/Твх

Рисунок 2.7 — поддерживаемые параметры узла «выход газов после ПП»

Примечание: количество знаков в наименовании узла, в которые передают данные не должно превышать 8 символов .

Аналогично заполняем исходные данные и создаем рекурсивные связи и законы для остальных узлов. В итоге получаем параметры пара для турбины:

Результаты расчёта элемента модели «Пароперегреватель водяного пара» :

Водяной эквивалент газов на расчетном режиме, [кДж/(с.К)] 484.447 295 425 254

Водяной эквивалент пара на расчетном режиме, [кДж/(с.К)] 230.124 546 360 743

Водяной эквивалент сред меньший на расчетном режиме, [кДж/(с.К)] 230.124 546 360 743

Давление газов на входе в пароперегреватель на расчетном режиме, [кПа] 106.627 322 586 086

Давление газов на выходе, [кПа] 106.627 322 586 086

Давление пара на выходе, [кПа] 14 024.5287283582

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] 2.78 258 390 885 299

Относительный расход водяного пара в рабочем теле, [кг пара/кг вл.раб.тела] 0.618 156 080 691 344

Относительный расход конденсата в рабочем теле, [кг воды/кг вл.раб.тела] 0

Парциальное давление водяного пара в рабочем теле, [кПа] 8.72 322 262 626 212

Потери давления газов на расчетном режиме, [кПа] 0

Потери давления газов, [кПа] 0

Потери давления пара на расчетном режиме, [кПа] 0

Потери давления пара, [кПа] 0

Расход газов на выходе, [кг/с] 417.388 592 101 503

Расход газов на расчетном режиме, [кг/с] 417.388 592 101 503

Расход пара на входе на расчетном режиме, [кг/с] 58.5812

Расход пара на выходе, [кг/с] 58.5812

Средний логарифмический температурный напор, [0C] 74.4 375 685 250 412

Степень сухости пара на выходе, [-] 1.75 026 525 943 599

Температура газов на входе в пароперегреватель на расчетном режиме, [К] 846.572 397 226 747

Температура газов на входе в пароперегреватель, [К] 846.572 397 226 747

Температура газов на выходе, [К] 750.60 117 233 253

Температура насыщения водяного пара в рабочем теле, [К] 316.311 095 756 094

Температура пара на выходе, [0C] 540

Температурный напор на горячем конце на расчетном режиме, [0C] 33.4 223 972 267 467

Температурный напор на горячем конце, [0C] 33.4 223 972 267 467

Температурный напор на холодном конце на расчетном режиме, [0C] 140.102 400 058 405

Температурный напор на холодном конце, [0C] 140.102 400 058 405

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] 46 759.531909142

Удельная тепловая нагрузка, [-] 0.858 747 575 512 154

Удельная энтальпия газов на выходе, [кДж/кг] 534.525 069 127 422

Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг] 3433.9 336 255 363

Удельный объем пара на входе в пароперегреватель на расчетном режиме, [м³/кг]0.114 285 079 171 947

Число единиц переноса N на расчетном режиме, [-] 2.7 297 006 988 722

2.3 Моделирование ПТУ К-55−90

К имеющейся модели ГТУ с КУ поэлементно пристраивается паротурбинная установка К-55−90, модель представлена на рисунке 2.8.

После построения математической модели необходимо пошагово заполнить входные данные во всех узлах системы.

1) Распределяем понижение давления пара за регулирующими клапанами на входе в турбину.

2) Распределяем давления за всеми ступенями турбины, а так же отборы пара на группы ПВД, ПНД, уплотнения и деаэратор, до получения необходимой мощности в элементе «электрический генератор» 55 мВт.

3) Установить охлаждение конденсатора.

4) Установить необходимую степень повышения давления воды в КН, чтобы пар смог «пройти» в деаэратор 6 ата, с учетом потерь давления в паропроводах и подогревателях.

5) Отрегулировать отборы пара из турбины на группу ПНД с учетом, что температура после ПНД4 равна 135 ⁰С (температура воды после конденсатора равна 28 ⁰С, по линии основного конденсата до деаэратора установлено 6 подогревателей, следовательно подогрев в каждом подогревателе должен быть около 17−18 ⁰С).

6) Установить дренажи, путем создания рекурсивной связи (см. пункт2.2), так же необходимо создать законы для поддержания отношений давления, температуры, расходов равным 1.

7) Аналогично пунктам 4, 5, 6 — смоделировать группу ПВД.

8) Отрегулировать полученную мощность на электрогенераторе, до необходимой мощности в 55 мВт, т.к. при изменения расходов пара на ПВД возникнет расхождение.

9) Создать рекурсивную связь между элементами «выход питательной воды» и «вход воды в экономайзер».

Результаты расчета ПТУ с t_нар=+15 ⁰С:

Абсолютный электрический кпд, [%] 47.5 718 481 377 858

Коэффициент использования тепла топлива, [%] 47.5 718 481 377 858

КПД по выработке электрической энергии на тепловом потреблении, [%]47.5 718 481 377 858

Погрешность расчета расхода топлива, [%] 3.29 128 304 680 591

Расход теплоты потребителем, [кДж/с] 0

Суммарная степень повышения давления, [-] 13.82

Суммарная степень понижения давления, [-] 0

Суммарный расход воздуха, [кг/сек] 408.896 999 282 073

Суммарный расход топлива, [кг/сек] 8.49 162 729 178 986

Удельная мощность, [кВт*с/кг] 467.621 281 256 876

Удельный pасход топлива 0.1599

Удельный расход условного топлива на электроэнергию, [г у.т./кВтч] 258.2095

Электрическая мощность установки, [кВт] 191 208.938706375

Расход теплоты топлива на электростанцию:

КПД КПГУ «брутто»:

Удельный расход теплоты на КПГУ:

Удельный расход условного топлива на КПГУ:

Расход условного топлива на комбинированную установку:

Заключение

В результате проведения курсового проекта была смоделирована ПГУ на основе ГТУ 115 М, надстройки котла-утилизатора и паровой, конденсационной турбины К-55−90. ГТУ обеспечивает необходимый расход газов для парообразования в КУ с необходимыми параметрами пара на паровую турбину.

Основным недостатком рассмотренной схемы является отсутствие отпуска тепла на внешних потребителей. Решением этой проблемы является модернизация турбины с включением промежуточного регулируемого отбора пара.

При сравнении энергетических показателей раздельно работающих ГТУ и ПТУ с КПГУ можно выделить следующие основные положения:

· уменьшение расхода условного топлива при применении КПГУ;

· уменьшение удельного расхода условного топлива;

· увеличение электрического КПД КПГУ по сравнению с ПТУ.

Таким образом, результаты расчета показали, что реализация схемы комбинированной установки, в которой осуществляют утилизацию теплоты выхлопных газов, приводит к улучшению показателей тепловой эффективности энергетической установки.

Список использованных источников

1. Александров А. А., Григорьев Б. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. Службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776−98 — М.: Издательство МЭИ, 1999.

2. Арьков Ю. Г., Шайхутдинов З. Г. Конвертирование АД для использования в наземных энергетических установках.- Уфа: изд УАИ, 1986; 82 с.

3. А. М. Ахметзянов «Термогазодинамические расчеты авиационных ГТД» — Уфа: УАИ, 1982.

4. Каталог газотурбинного оборудования. Газотурбинные технологии. Газпром, 2006.

5. Моделирование работы элементов авиационных ГТД в системе DVIGw: Практикум по курсу «Теория, расчет и проектирование АД и ЭУ"/ Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т; Сост.: Х. С. Гумеров, О. Н. Иванова. — Уфа, 2005. — 74 с.

6. Расчет наземной одновальной газотурбинной энергетической установки электростанции. Курсовой проект по дисциплине «Теория и расчет ГТУ» студ. Н. А. Шатохин. Руковод. Н. М. Цирельман.- Уфа: УГАТУ, 2012.-78 с.

7. Полещук И. З. Расчет тепловой схемы комбинированной парогазовой установки электростанции: учебное пособие/ И. З. Полещук; Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т. — Уфа: УГАТУ, 2007. — 47с.

8. Полещук И. З. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: учебное электронное издание: учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции». — Уфа: УГАТУ, 2005.

9. Газотурбинная установка ГТЭ-115М. ОАО «Турбоатом» г. Харьков, Украина, 2009 г.

10. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 447с

11. Цанев, С. В. Газотурбинные и парогазовые установки электростанций: учебное пособие — М.: МЭИ, 2002. — 580 с.

12. Щегляев А. В. Паровые турбины: Учеб. для вузов. — 3-е изд., перераб. — М.-Л.: Госэнергоиздат, 1955. — 320 с.