Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы энергосбережения в промышленной теплоэнергетике
1.1. Общее состояние и положение дел в использовании энергии в промышленной теплоэнергетике 10
1.2. Энергосбережение, как комплексная проблема повышения эффективности теплоэнергетики 12
1.3. Когенерация - основа энергосбережения в промышленной теплоэнергетике 16
1.4. Современное состояние когенерации в мире и оценка рентабельности применения когенераторов 23
1.5. Когенерация - основа экологической безопасности современного развития энергопотребления 29
1.6. Постановка задачи исследования 34
2. Применение парогазовых и газотурбинных технологий в промышленной энергетике
2.1. Современное состояние и развитие парогазовых технологий в промышленной теплоэнергетике 35
2.2. Термодинамические особенности применения газотурбинных технологий в промышленной теплоэнергетике 48
2.3. Применение газотурбинных технслогий в системах теплоснабжения 51
3. Математическое моделирование рабочих процессов в теплоэнергетических установках
3.1. Основные направления по совершенствованию теплоэнергетической установки газотурбинного типа при работе в утилизационном режиме 60
3.2. Инженерный метод теплового расчета теплоэнергетической установки газотурбинного типа при работе в утилизационном режиме ...64
3.3. Применение метода малых отклонений для согласования работы котельной установки и теплоэнергетической установки газотурбинного типа 70
3.4. Применение MathCad для исследования работы котельной установки и теплоэнергетической установки газотурбинного типа 72
4. Исследование совместной работы котельной установки с надстройкой газовыми турбинами
4.1. Техническое решение по применению газотурбинных технологий в промышленной теплоэнергетике 19
4.2. Метод подбора типа газотурбинной уст.шовки для совместной работы с котельной установкой на примере котла марки ПТВМ -30 85
4.3. Исследование влияния первичного подвода тепла в теплоэнергетической установке газотурбинного типа на работу котельной установки 102
Заключение
Список использованных источников
Приложение
- Энергосбережение, как комплексная проблема повышения эффективности теплоэнергетики
- Термодинамические особенности применения газотурбинных технологий в промышленной теплоэнергетике
- Инженерный метод теплового расчета теплоэнергетической установки газотурбинного типа при работе в утилизационном режиме
- Метод подбора типа газотурбинной уст.шовки для совместной работы с котельной установкой на примере котла марки ПТВМ -30
Введение к работе
Актуальность. Эффективность производства текстильной промышленности в первую очередь связана с затратами на энергию, что существенно влияет на себестоимость продукции и ее конкурентоспособность. Этот факт в значительной степени определяет интерес к использованию газотурбинных установок (ГТУ) как автономных источников для производства и повышения эффективности выработки не только тепловой, но и электрической энергии на базе ТЭЦ и котельных установок промышленных предприятий.
От процесса получения, преобразования и передачи энергии, а также его организации на каждом отдельном этапе напрямую зависят затраты конечного потребителя. Транспортировка до места использования больше всего влияет на удорожание энергии. Поэтому для промышленных предприятий стоимость тепла и электроэнергии от собственных источников оказывается значительно более низкой, чем при покупке у традиционных поставщиков. Это первое преимущество автономных энергетических установок, вторым является то, что в случае нового строительства их приобретение, монтаж и наладка могут обойтись дешевле сооружения питающих линий, подстанций и платы за подключение к централизованным сетям. И третье, это ненадёжность централизованных энергетических сооружений и непредсказуемая тарифная политика энергоснабжающих организаций.
Известные технические решения по объединению ГТУ с ТЭЦ основываются на использовании ' теплоты отработавших газов. Температура газов на выходе ГТУ достигает 550 С и выше. Такое объединение позволит получить дополнительную электроэнергию за счет ГТУ не только для собственных нужд, но и обеспечить получение тепловой энергии в системе теплоснабжения с высокими показателями.
Цель диссертационного исследования состоит в разработке методов обоснования выбора газотурбинных установок для надстройки ими котельных установок с целью оптимизации теплоснабжения, определения их эффективности и расчета согласования при совместной работе с газовыми турбинами.
Основными задачами исследования являются:
Разработка технических решений по надстройке газовыми турбинами котельных установок.
Разработка методов расчета совместной работы при надстройке газовыми турбинами котельных установок.
Разработка методов выбора и согласования работы ГТУ при надстройке ими котельных установок.
Исследование совместной работы котельной установки с надстройкой газовыми турбинами с целью оптимизации теплоснабжения.
Научная новизна заключается в следующем:
Разработано новое техническое решение надстройки газовыми турбинами котельной установки;
Разработана математическая модель совместной работы при надстройке газовыми турбинами котельных установок;
Разработан метод выбора газотурбинной установки для надстройки ее котельной установки;
Выполнены исследования по оптимизации теплоснабжения при совместной работе котельной установки при надстройке газовыми турбинами.
Практическая ценность и реализация результатов работы. Результаты работы позволяют обосновать выбор газотурбинных установок при надстройке ими котельных установок. Дать оценку технико-экономической эффективности их совместной работы в комбинированных системах теплоснабжения. Определить рациональную область применения газотурбинных установок в составе комбинированных систем теплоснабжения.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендацийбазируется на фундаментальных положениях термо- и газодинамики, теории газотурбинных установок, теории тепломассообмена, использовании современных методов математического моделирования и подтверждается хорошим соответствием расчетных данных с экспериментальными результатами. ;
Публикации. По теме диссертации опубликог-ано 7 работ в научных изданиях.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 124 страницах и содержащих 26 рисунков, 13 таблиц, а также приложения на 17 страницах и списка использованных источников из 137 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введение обосновывается актуальность и перспективность темы диссертации и дается общая характеристика работы.
В первой главе рассмотрены основные аспекты современного состояния рассматриваемого вопроса и сформулированы основные задачи исследования.
Во второй главе рассмотрены современное состояние применения парогазовых и газотурбинных технологий в промышленной энергетике.
В третьей главе рассмотрены методы повышения эффективности работы теплоэнергетической установки газотурбинного типа, предложена расчетная схема и разработана математическая модель для проведения инженерных расчетов.
Во четвертой главе рассмотрены технические решения надстройки газовыми турбинами котельных. Приведен метод выбора газотурбинной установки на примере водогрейного котла марки ПТВМ-30. Выполнены исследования по влиянию первичного подвода топлива ГТУ на работу водогрейного котла ПТВМ-30.
Энергосбережение, как комплексная проблема повышения эффективности теплоэнергетики
Электроэнергетика России представляет собой одну из типичных естественных монополий. Доминирующее положение здесь занимают: РАО "Единая энергетическая система России", 72 региональные энергетические компании, 25 крупных электростанций - дочерних предприятий РАО "ЕЭС России" и 9 атомных электростанций, контролируемых Министерством атомной энергии [34,54,95].
Рынок электроэнергии состоит из двух рынков: оптового и конечного. Предприятия отрасли обеспечивают 100% потребностей страны в электроэнергии и производят 45% тепловой энергии. Региональные энергетические компании распределяют почти 100% произведенной в России электроэнергии конечным потребителям и посредникам, сами они производят около 67% электроэнергии, а 33% покупают на оптовом рынке (ФОРЭМ). В данный момент реальной конкуренции на ФОРЭМ не существует (тарифы для всех участников утверждаются Федеральной энергетической комиссией), однако в долгосрочной перспективе переход к действительно конкурентному рынку, на котором цена энергии будет определяться спросом и предложением, возможен.
Региональные энергетические предприятия обслуживают все локальные линии электропередач и имеют в собственности почти 73% электрической мощности страны. Суммарная установленная мощность электростанций в России составляет 205 тыс. МВт. (тепловые станции -68.1%; ГЭС - 21.5%; атомные - 10.4%).
В ближайшее время, возможно, российская электроэнергетика может столкнуться с рядом серьезных проблем, связанных с выходом из строя выработавших свой срок энергоблоков и недостатком средств на постройку новых. Из имеющихся 200 ГВт генерирующих мощностей к началу следующего столетия закончится амортизационный период у четверти энергоблоков, а к 2010 г. полностью выработают свой ресурс 80 ГВт на тепловых и 8 ГВт на атомных станциях. Сейчас ежегодно вводится в строй 2-3 ГВт новых мощностей. При существующем уровне инвестиций уже через несколько лет энергетика может превратиться в энергодефицитную [79,110]. В настоящее время наблюдается четкая зависимость выпуска электроэнергии от промышленного производства. На протяжении 1991-1994 гг. производство электроэнергии в России снижалось, а с 1995 г. спад остановился. Стабилизация в промышленности немедленно отразилась на объемах производства энергии, так как промышленные предприятия являются основными ее потребителями. Высокий удельный вес промышленного потребления энергии в корне отличает Россию от западных государств, где основным потребителем продуктов энергетики является население. За последние годы, однако, использование энергии непромышленными группами потребителей (населением, организациями) в России также увеличилось. В этой ситуации проблемным аспектом становится специфическая для России дифференциация тарифа по группам потребителей. Тариф для промышленников превышает тариф для населения в несколько раз. Большинство предприятий отрасли сегодня стоят перед проблемой неплатежей со стороны потребителей энергии, причем характерно, что население более регулярно и своевременно расплачивается с поставщиками энергии, соответственно влекущих за собой неспособность энергетических компаний расплачиваться по своим долгам. При этом не только растет размер их кредиторской задолженности, но и наблюдается нехватка оборотных средств на осуществление основной деятельности. За последние два года в энергетике значительно возросло число убыточных предприятий. Тем не менее, монопольная власть и стратегическая важность отрасли,„ отсутствие конкуренции на региональных энергетических рынках предполагают необходимость и возможность бесперебойной работы энергетических компаний независимо от их финансового состояния [12,24]. L2. Энергосбережение, как комплексная проблема повышения эффективности в промышленной теплоэнергетике Энергосбережение - комплексная проблема1, решение которой основано на следующих причинах: Наличие огромных объемов добываемого топлива (газа, нефти, угля) и огромные установленные мощно ти энергетического оборудования. ; Энергоемкость производства РФ на единицу продукции, превышает аналоги развитых стран более чем в 5 раз. Удельное энергопотребление на единицу площади в жилищно-коммунальном хозяйстве РФ превышает удельное энергопотребление ЖКХ развитых стран в 5-і 0 раз. За время эксплуатации интегральных автоматизированных систем учета и управления энергосбережением накоплен большой фактический материал по годовому, месячному и суточному энергопотреблению домов разного типа. Имеются отработанные технические решения, позволяющие существенно сократить потери энергии. Анализ потерь энергии энергоресурсов на этапах их транспортировки, преобразования и потребления 1 Источник информации — журнал «Технологии третьего тысячелетия». Рассмотрим укрупненные этапы транспортировки, преобразования и потребления энергии топлива (например, газа), их следующие этапы: Транспортировка топлива до потребителя (ТЭЦ). По экспертным оценкам и публикациям в различных журналах можно оценить энергетические затраты на обеспечение перекачки газа на тысячекилометровые расстояния, эквивалентные потерям 20% энергии перекачиваемого газа (КПД = 0,8).
Термодинамические особенности применения газотурбинных технологий в промышленной теплоэнергетике
Обычный (традиционный) способ получения электричества и тепла заключается в их раздельной генерации (электростанция и котельная). При этом значительная часть энергии первичного топлива не используется. Можно значительно уменьшить общее потребление топлива путем применения когенерации (совместного производства электроэнергии и тепла). Когенерация есть термодинамическое производство двух или более форм полезной энергии из единственного первичного источника энергии.
Источиик ннформашіи - www,cogeneration.ru Две наиболее используемые формы энергии — механическая и тепловая. Механическая энергия обычно используется для вращения электрогенератора. Вот почему именно следующее определение часто используется в литературе (несмотря на свою ограниченность). Когенерация есть комбинированное производство электрической (или механической) и тепловой энергии из одного и того же первичного источника энергии. Произведенная механическая энергия также может использоваться для поддержания работы вспомогательного оборудования, такого как компрессоры и насосы. Тепловая энергия может использоваться как для отопления, так и для охлаждения. Холод производится абсорбционным модулем, который может функционировать благодаря горячей воде, пару или горячим газам. При эксплуатации традиционных (паровых) электростанций, в связи с технологическими особенностями процесса генердции энергии, большое количество выработанного. тепла сбрасывается в атмосферу через конденсаторы пара, градирни и т.п. Большая часть этого тепла может быть утилизирована и использована для удовлетворения тепловых потребностей, это повышает эффективность с 30-50% для электростанции до 80-90% в системах когенерации. Сравнение между когенерацией и раздельным производством электричества и тепла приводится в таблице 1.1, основанной на типичных значениях КПД теплоэнергетических установок. Исследования, разработки и проекты, реализованные в течение последних 25 лет, привели к существенному усовершенствованию технологии, которая теперь действительно является зрелой и надежной. Уровень распространения когенерации в мире позволяет утверждать, что это наиболее эффективная (из существующих) технология энергообеспечения для огромной части потенциальных потребителей. Технология когенерации одна из ведущих в мире. Когенерация прекрасно сочетает такие положительные характеристики, которые недавно считались практически несовместимыми. Наиболее важными чертами следует признать высочайшую эффективность использования топлива, более чем удовлетворительные экологические параметры, а также автономность систем когенерации. Технология когенерации это не просо "комбинированное производство электрической (или механической) и тепловой энергии", это уникальная концепция, сочетающая преимущества когенерации, распределенной энергетики и оптимизации энергопотребления [51]. Следует заметить, что качественная реализация проекта требует наличия специфических знаний и опыта, иначе значительная часть преимуществ наверняка будет потеряна. К сожалению, в России очень мало компаний, которые действительно обладают необходимой информацией и могут грамотно реализовать подобные проекты. Выгоды от использования систем когенерации условно делятся на четыре группы, которые тесно связанные друг с другом: экономия, надежность, утилизация тепла и экология. Техническая реализация технологии когенерадии Когенерационная установка состоит из четырех основных частей: Первичный двигатель; Электрогенератор; Система утилизации тепла; Система контроля и управления. Когенерационные системы, как правило, классифицируются по типу первичного двигателя, генератора, а также по типу потребляемого топлива. Основные параметры ко генерационных систем представлены в таблице 1.2. Первичные двигатели В зависимости от существующих требований, роль первичного двигателя может выполнять: 1. Поршневой двигатель; 2. Паровая турбина; 3. Газовая турбина; 4. Двигатель Стирлинга; 5. Микротурбина; 6. Топливные элементы; 7. Парогазовая установка; Парогазовая технология, основана на комбинации газовой и паровой турбины (первичного двигателя), и она более эффективна только на достаточно больших мощностях (от 30 МВтэ). Следует отметить, что львиная доля новых мощностей ко генерации в мире — парогазовые системы когенерации (СК) [41,71,93,95].
Инженерный метод теплового расчета теплоэнергетической установки газотурбинного типа при работе в утилизационном режиме
Технология комбинированного получения электроэнергии и тепла. Когенерация представляет собой высокоэффективное использование первичного источника энергии - газа, для получения двух форм полезной энергии - тепловой и электрической. Главное преимущество когенератора перед обычными теплоэлектростанциями состоит в том, что преобразование энергии здесь происходит с большей эффективностью. Иными словами, система когенерации позволяет использовать то тепло, которое обычно просто теряется. При этом снижается потребность в покупной энергии на величину вырабатываемых тепловой и электрической энергии, что способствует уменьшению производственных расходов. Применение когенератора сокращает, расходы на энергообеспечение приблизительно на 100$/кВт установленной электрической мощности когенератора [37,75,107].
Когенератор состоит из газового двигателя, генератора, системы отбора тепла и системы управления. Тепло отбирается из газовыхлопа, масляного холодильника и охлаждающей жидкости двигателя. При этом в среднем на 100 кВт электрической мощности потребитель получает 150-И 60 кВт тепловой мощности в виде горячей воды (90 129 С) для отопления и горячего водоснабжения. Когенераторы успешно покрывают потребность потребителей в дешевой электрической и тепловой энергии. Независимое электроснабжение влечет за собой целый ряд .преимуществ. История развития когенерационной технологии приведена на примере западных стран. Когенераторы на западных рынках энергоснабжения. С чего началась локальная когенерация в США. Большинство ранних локальных источников электроэнергии в США появились на свет в качестве замены паровым машинам, когда обнаружилось, что электропривод может заменить громоздкие системы из ремней, шестерен и прочих блоков. Однако, по мере развития электроэнергетики и электрификации, оказалось, что для пользователей дешевле и надежнее покупать энергию у поставщиков, чем производить ее самим. Применение крупных турбин позволило существенно снизить стоимость производства энергии. Современные энергосистемы с множественными источниками энергии, эффективными и разветвленными энергосетями, сделали энергию доступной на всей территории США. К тому же, в начале 70-х годов наличие больших запасов дешевого топлива - нефти и природного газа обеспечивало широкий доступ к дешевому теплу. Для большинства промышленных энер го потребителей не было смысла вкладывать деньги в более экономичные котлы, не говоря уже о рекуператорах. Очевидным решением была покупка дешевой энергии - как электрической, так и тепловой. Но те факторы, которые прежде делали невыгодными вложения в местные источники энергоснабжения, теперь превратились в стимулы і для использования локальной когенерации из-за резкого роста стоимости покупной энергии. Нынешняя ситуация в энергетике США Удельная стоимость сооружаемых в настоящее время ядерных станций составит 4000 $ за киловатт. Для угольных электростанции, с учетом требований экологии, эта цифра приближается к 3000 $ за киловатт. Очевидно, что в будущем расходы на покупку энергии будут только расти. Согласно одному из прогнозов, ввод в эксплуатации новых атомных станций даст прирост производства энергии на 12%, но стоимость киловатт-часа при этом повысится более чем в два раза. Капитальные вложения, необходимые для строительства атомных и прочих станций, оплачиваются, в конечном счете, потребителями энергии. В течение последних лет сооружение новых атомных станций резко затормозилось, а средний срок строительства увеличился с 7 до 12 лет. Ряд энергопотребителей высказывает мнение, что планировать новое строительство нужно исходя из потребностей, определенных еще в 1990 году. Рост потребления приведет к более интенсивной эксплуатации существующих, зачастую устарелых, мощностей, укомплектованных оборудованием с низким КПД. Надежное энергоснабжение становится все более дорогим удовольствием. Та же тенденция наблюдается и в отношении стоимости топлива. После недавней стабилизации цен на топливном рынке, в настоящее время стоимость топлива во много раз выше уровня, существовавшего до 1973 года, который никак не стимулировал энергосбережение и локальную когенерацию [84]. Когенераторы на российском рынке энергоснабжения: Положение когенераторов на российском рынке энергоснабжения. Применение когенераторов в центральной части крупных городов позволяет эффективно дополнять рынок энергоснабжения, без реконструкции старых перегруженных сетей. При этом значительно увеличивается качество электрической и тепловой энергий. Автономная работа когенератора позволяет обеспечить потребителей электроэнергией со стабильными параметрами по частоте и по напряжению, тепловой энергией со стабильными параметрами по температуре и качественной горячей водой. В качестве потенциальных объектов для применения когенерации в России выступают промышленные производства, заводы, нефтеперерабатывающие заводы, больницы, объекты жилищной сферы, собственные нужды газоперекачивающих станций, компрессорных станций, котельных и т.д. В результате внедрения комбинированных источников возможно решение проблемы обеспечения потребителей теплом и электроэнергией без дополнительного строительства мощных линий электропередачи и теплопроводов. Приближенность источников к потребителям позволит значительно снизить потери передачи энергии и улучшить ее качество, а значит, и повысить коэффициент использования энергии природного газа [4,8,83].
Метод подбора типа газотурбинной уст.шовки для совместной работы с котельной установкой на примере котла марки ПТВМ -30
Технический прогресс в современной промышленной энергетике неразрывно связан с парогазовыми технологиями. В настоящее время их относительный вклад в мировую энергетику достаточно велик, и в перспективе он будет расти. По оценкам, мировой ежегодный ввод парогазовых установок в период 1997—2006 гг. составит 25 ГВт (35 %), что почти вдвое превышает их вводы в предыдущее десятилетия [33,118].
Анализ внедрения парогазовых технологий свидетельствует о большом разнообразии характеристик таких установок, которые условно могут быть объединены по следующим показателям: - по мощности базовой ГТУ; ! - по составу оборудования; - по схеме утилизационного контура ПГУ; - по удельным капиталовложениям; - по выбросам NOx. Результаты анализа основных тенденций развития ПГУ в мире [6,15,25,26,28,33,55,62,76,81 - 84,86,94,95,100,124,127,132,134] показали, что: 1. Появление на энергетическом рынке газовых турбин с начальной температурой газов выше 1100 С привело к использованию при проектировании новых и модернизации действующих электростанций по схеме ПГУ с котлом-утилизатором (КУ), обеспечивающей получение КПД на уровне 52 % и выше. Разработка ГТУ класса 1300 С позволит поднять КПД ПГУ до 58 %, а ГТУ с начальной температурой газов 1500 С и паровым охлаждением лопаток до 60 %. 2. При совершенствовании тепловой схемы утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел. В настоящее время трехконтурная схема с промперегревом представляет собой предельный уровень сложности. 3. Сформировались устойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок), учитывающие требования Заказчика, условия эксплуатации и стоимость топлива. Для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняется в виде дубль блока мощностью 350 ... 800 МВт, или моноблока в одновальном исполнении мощностью 300 ... 450 МВт (последнее свидетельствует о высокой надежности применяемого оборудования, в том числе и ГТУ), для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами и при использовании дешевых топлив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура — два значения давления пара промперегрева. Уровень мощности энергоблоков колеблется от 350 МВт и выше при полиблочной комплектации (до 4 ГТУ и более в одной установке); 4. Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150... 170 С) пока еще находит применение в ПГУ мощностью 100..Л 50 МВт на .промышленных ТЭЦ и, как правило, при комбинированной выработке тепла (пара) и электроэнергии [1]. Высокие показатели готовности оборудования ПГУ в сочетании с временными характеристиками пуска способствуют все более широкому использованию одновальных ПГУ (ГТУ, паровая турбина и генератор на одном валу) мощностью до 600 МВт. 5. Наряду с традиционным направлением технического развития ПГУ наблюдается относительно новая тенденция — разр гботка конструкций ГТУ, ориентированной на работу - преимущественно или только в составе парогазовой установки, что выражается в сближении интеграции тепловой схемы ГТУ в схему последней. Здесь можно указать три направления: ведение в схему ГТУ второй (промежуточной) камеры сгорания, что позволяет повысить мощность и КПД ГТУ и ПТУ на ее базе, реализуемое ABB в ГТУ 4, СТ26 (КПД до 58%) [102,130,132]; использование всех возможных резервов повышения экономичности (подогрев топлива и утилизация тепла кондиционирования охлаждающего воздуха) [72,80,128,129]; внедрение парового охлаждения лопаточных аппаратов первой и второй ступеней газовой турбины (так называемая технология «Н») с включением охлаждающего контура в схему утилизационного парового контура (КПД до 60 %) [23,60]. Реализация современных и перспективных парогазовых установок требует использования ГТУ, отвечающих высоким современным требованиям по экономичности, надежности и экологическим характеристикам [3,9-11,14,20,29,42-45,47,56-58,64,65,68,77,96,99]. В настоящее время в России не получили широкого применения энергетические газовые турбины мощностью 60 МВт и выше. Вместе с тем отечественные заводы имеют необходимые разработки по ряду агрегатов, которые близки к завершению и выпуску головного образца или постановке в серию. Из ее анализа следует, что: ГТЭ-60 ОАО ЛМЗ в 1999 г. была частично изготовлена, однако, дальнейшие работы не ведутся. В отечественном газотурбостроении этот уровень мощности не закрыт ни одним реальным типоразмером ГТУ, тогда как необходимость в нем, исходя из возможных потребностей в ПТУ, велика. Поэтому чрезвычайно актуально оперативное заполнение этого пробела. В противном случае он будет замещен импортными агрегатами; ГТЭ-150 ОАО ЛМЗ существенно отстает от современного уровня по параметрам и уже не имеет перспектив использования из-за морального старения; ГТЭ-180 ОАО ЛМЗ представляет собой совместный проект с ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь); ГТЭ-110 НПС «Сатурн» изготовляется по документации НПО «Машпроект» (г. Николаев), где ранее его головной образец уже был изготовлен и успешно испытан на заводском стенде. В настоящее время пущен в эксплуатацию специальный испытательный стенд ГТЭ-110 на Ивановской ГРЭС, на котором проходит полномасштабные испытания второй агрегат [97,106]. По данным НПО «Сатурн», ГТЭ - 110 может быть базовым агрегатом семейства мощностью от 60 до 160 МВт. Модификация достигается изменением производительности компрессора и повышением начальной температуры перед газовой турбиной. Преемственность конструкторских решений в серии позволяет надеяться на сжатые сроки разработки и изготовления. Перспективные аналогичные семейства турбин представляют также ОАО ЛМЗ и ОАО «Пермские моторы».
