Навигация по таблицам
Таблица 1: Конструктивные особенности и принципы работы турбин
| Тип турбины | Принцип работы | Базовая конструкция | Тип рабочих лопаток | Количество ступеней | Направление потока | Материалы основных узлов | Типичные размеры |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Паровая | Преобразование энергии пара в механическую энергию вращения | Корпус с ротором и статором, система подшипников, уплотнений и регулирования | Активные и реактивные, изогнутые профили | Многоступенчатые (до 30-40 ступеней) | Осевое, радиально-осевое | Жаропрочные стали, специальные сплавы (12Х1МФ, 15Х1М1Ф) | От компактных (3-5 м) до крупногабаритных (>15 м в длину) |
| Газовая | Преобразование энергии сгорания топлива в механическую энергию | Компрессор, камера сгорания, газовая турбина, система охлаждения | Охлаждаемые лопатки сложной геометрии | 2-5 ступеней высокого давления, 2-7 низкого давления | Преимущественно осевое | Жаропрочные никелевые сплавы, керамические покрытия | От малых (2-3 м) до средних (10-12 м) |
| Гидравлическая | Преобразование энергии потока воды в механическую энергию | Спиральная камера, направляющий аппарат, рабочее колесо, отсасывающая труба | Ковшовые (Пелтона), лопастные (Каплана), радиально-осевые (Фрэнсиса) | Обычно одноступенчатые | Радиальное, осевое или тангенциальное | Нержавеющие стали (08Х18Н10Т), бронза, специальные сплавы | От малых (1-2 м) до очень крупных (>10 м в диаметре) |
| Ветровая | Преобразование кинетической энергии ветра в механическую энергию | Ротор с лопастями, гондола с генератором, система ориентации, башня | Аэродинамические профили, оптимизированные для ветрового потока | Одноступенчатые | Осевое (горизонтальные), вертикальное (вертикальные) | Композитные материалы, стекловолокно, углеволокно, алюминиевые сплавы | От малых (диаметр ротора 1-3 м) до очень крупных (>200 м) |
Таблица 2: Эксплуатационные характеристики турбин
| Тип турбины | Диапазон мощностей | КПД (номинальный) | КПД (частичный) | Частота вращения | Удельный расход рабочего тела | Диапазон регулирования | Время запуска | Ресурс до капитального ремонта | Межремонтный период |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Паровая | От 100 кВт до 1500+ МВт | 30-48% | 15-25% | 3000-3600 об/мин | 3.5-5.0 кг пара/кВт·ч | 30-100% | От 2 до 12+ часов | 100 000-200 000 часов | 25 000-50 000 часов |
| Газовая | От 0.5 до 500+ МВт | 28-42% | 15-25% | 3000-15000 об/мин | 0.25-0.35 кг газа/кВт·ч | 40-100% | 10-30 минут | 30 000-50 000 часов | 8 000-25 000 часов |
| Гидравлическая | От 5 кВт до 800+ МВт | 85-94% | 75-85% | 50-600 об/мин | Не применимо | 20-100% | 1-10 минут | 30-50 лет | 5-7 лет |
| Ветровая | От 100 Вт до 15+ МВт | 35-45% | Сильно зависит от скорости ветра | 5-25 об/мин (основной вал) | Не применимо | Зависит от наличия ветра | 1-2 минуты | 20-25 лет | 1-2 года |
Таблица 3: Рабочие параметры и условия применения турбин
| Тип турбины | Рабочая среда | Параметры рабочей среды (давление) | Параметры рабочей среды (температура) | Требования к качеству рабочей среды | Выбросы/отходы | Шумовые характеристики | Вибрационные характеристики | Требования к фундаменту/установке |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Паровая | Водяной пар | 1.3-25.0 МПа | 250-610°C | Высокие: отсутствие влаги, механических примесей, контроль pH | Условно чистые (конденсат), возможны выбросы при продувке котлов | 85-95 дБА | Допустимая амплитуда до 50 мкм | Массивный железобетонный фундамент с виброизоляцией |
| Газовая | Продукты сгорания топлива | 0.8-3.0 МПа | 900-1500°C | Фильтрация воздуха, контроль качества топлива | NOx, CO, CO2, несгоревшие углеводороды | 90-110 дБА | Допустимая амплитуда до 40 мкм | Рамная или фундаментная установка с демпферами |
| Гидравлическая | Вода | 0.05-20+ МПа (напор 5-2000+ м) | 4-30°C | Средние: отсутствие крупных включений, фильтрация | Минимальные, изменение гидрологического режима | 75-85 дБА | Допустимая амплитуда до 80 мкм | Массивное бетонное основание, интеграция с гидротехническими сооружениями |
| Ветровая | Воздух | Атмосферное | -40 до +50°C (рабочий диапазон) | Низкие: работа при различных атмосферных условиях | Отсутствуют при эксплуатации | 45-60 дБА (на расстоянии 300 м) | Допустимая амплитуда до 100 мкм | Железобетонный фундамент или свайное основание |
Таблица 4: Экономические и отраслевые аспекты применения турбин
| Тип турбины | Капитальные затраты | Эксплуатационные затраты | Удельная стоимость вырабатываемой энергии | Срок окупаемости | Основные производители | Масштабы применения | Перспективы развития | Основные отрасли применения |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Паровая | 1200-3000 $/кВт | 0.010-0.025 $/кВт·ч | 0.05-0.08 $/кВт·ч | 8-15 лет | Siemens, GE, MHI, "Силовые машины", "Турбоатом" | Глобальное применение, основа тепловой и атомной энергетики | Повышение КПД, снижение выбросов, увеличение маневренности | Тепловые и атомные электростанции, промышленные предприятия |
| Газовая | 700-1500 $/кВт | 0.008-0.020 $/кВт·ч | 0.06-0.10 $/кВт·ч | 5-10 лет | GE, Siemens, MHI, Ansaldo, "ОДК" | Широкое применение, основа пиковой и распределенной генерации | Повышение температуры, КПД, водородные технологии | ПГУ-ТЭС, газоперекачивающие станции, суда, авиация |
| Гидравлическая | 1500-4000 $/кВт | 0.002-0.005 $/кВт·ч | 0.02-0.05 $/кВт·ч | 15-30 лет | Voith Hydro, Andritz, GE Renewable, "Силовые машины" | Глобальное применение, зависит от гидроресурсов | Модернизация существующих, развитие малых и микро-ГЭС | Гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие электростанции |
| Ветровая | 1100-2200 $/кВт | 0.007-0.015 $/кВт·ч | 0.03-0.06 $/кВт·ч | 7-12 лет | Vestas, Siemens Gamesa, GE Renewable, Goldwind, Enercon | Быстрорастущий сектор возобновляемой энергетики | Увеличение единичной мощности, оффшорные ветропарки | Ветроэлектростанции, автономное энергоснабжение |
Полное оглавление
1. Введение в типы турбин
Турбины являются ключевыми элементами современной энергетики и промышленности, обеспечивая преобразование различных видов энергии в механическую работу. Принцип действия всех турбин основан на использовании движущегося потока рабочего тела (пара, газа, воды, воздуха), который воздействует на лопатки турбины, вызывая вращение ротора. Несмотря на общий принцип работы, различные типы турбин имеют существенные конструктивные особенности, эксплуатационные характеристики и области применения.
Современная классификация турбин выделяет четыре основных типа: паровые, газовые, гидравлические и ветровые турбины. Каждый тип оптимизирован для своего рабочего тела и условий эксплуатации. В таблицах, представленных выше, отражены основные параметры этих турбин, позволяющие провести их комплексное сравнение.
В данной статье мы рассмотрим особенности каждого типа турбин, их конструктивные решения, эксплуатационные характеристики, а также экономические и отраслевые аспекты применения. Это позволит специалистам получить комплексное представление о современном состоянии турбинных технологий и сделать обоснованный выбор при проектировании энергетических установок.
2. Паровые турбины
2.1. Конструкция и принцип действия
Паровые турбины представляют собой тепловые двигатели, преобразующие энергию водяного пара в механическую работу. В основе их работы лежит принцип расширения пара в проточной части турбины с последовательным уменьшением давления и температуры. Энергия пара преобразуется в кинетическую энергию потока, которая затем передается рабочим лопаткам ротора.
Конструктивно паровая турбина состоит из следующих основных элементов:
- Статор — неподвижная часть, включающая корпус, сопловой аппарат, диафрагмы, направляющие лопатки;
- Ротор — вращающийся вал с дисками, на которых закреплены рабочие лопатки;
- Подшипники — опорные и упорные, обеспечивающие вращение ротора;
- Система уплотнений — предотвращающая утечки пара;
- Система регулирования — обеспечивающая контроль мощности и частоты вращения.
По конструкции проточной части паровые турбины разделяются на активные и реактивные. В активных турбинах расширение пара происходит только в неподвижных соплах, а в реактивных — частично в соплах, частично в каналах между рабочими лопатками. Большинство современных паровых турбин являются многоступенчатыми реактивными машинами с коэффициентом реактивности 0,4-0,5.
Материалы, применяемые в паровых турбинах, должны обладать высокой жаропрочностью и стойкостью к коррозии. Для роторов и дисков используются легированные хромомолибденовые и хромомолибденованадиевые стали (12Х1МФ, 15Х1М1Ф), для лопаток — нержавеющие стали с добавками титана, молибдена, вольфрама и других элементов. Для деталей, работающих при температуре пара выше 580°C, применяются специальные жаропрочные сплавы.
2.2. Эффективность и характеристики
Эффективность паровых турбин характеризуется их КПД — отношением полезной механической работы к теплосодержанию пара. Современные паровые турбины имеют внутренний КПД 85-92%, а энергоблоки на их основе — КПД 30-48% в зависимости от параметров пара и схемы установки.
Существенным фактором эффективности является работа на частичных нагрузках. При снижении нагрузки до 50% от номинальной, КПД турбины может снизиться на 10-15 процентных пунктов. Это связано с изменением режимов течения пара в проточной части и увеличением относительных потерь.
Важным эксплуатационным показателем является удельный расход пара, который для современных конденсационных турбин составляет 3,5-5,0 кг пара на кВт·ч выработанной электроэнергии. Для теплофикационных турбин этот показатель может быть значительно ниже за счет полезного использования тепла отработавшего пара.
Расчет теоретической мощности паровой турбины можно провести по формуле:
P — мощность турбины, кВт;
m — массовый расход пара, кг/с;
Δh — теоретический перепад энтальпий пара, кДж/кг;
ηм — механический КПД турбины;
ηг — КПД генератора.
Например, для турбины с расходом пара 100 кг/с, теоретическим перепадом энтальпий 1200 кДж/кг, механическим КПД 0,98 и КПД генератора 0,985 мощность составит:
P = 100 × 1200 × 0,98 × 0,985 = 115,9 МВт
Паровые турбины отличаются высокой надежностью и длительным сроком службы. Ресурс до капитального ремонта составляет 100-200 тысяч часов, а общий срок службы может достигать 40-50 лет при правильной эксплуатации и своевременном проведении технического обслуживания.
3. Газовые турбины
3.1. Конструкция и принцип действия
Газовые турбины представляют собой тепловые двигатели, в которых энергия сжатых и нагретых газов преобразуется в механическую работу. В отличие от паровых турбин, газовые турбины работают по открытому циклу и в качестве рабочего тела используют продукты сгорания топлива, смешанные с воздухом.
Основными элементами газотурбинной установки являются:
- Компрессор — для сжатия воздуха перед подачей в камеру сгорания;
- Камера сгорания — где происходит сжигание топлива и нагрев рабочего тела;
- Газовая турбина — для преобразования энергии газов в механическую работу;
- Система охлаждения — обеспечивающая допустимые температуры деталей.
Особенностью газовых турбин является высокая температура рабочего тела (до 1500°C на входе в турбину), что требует применения эффективных систем охлаждения. Современные турбины используют сложные системы воздушного охлаждения лопаток с внутренними каналами и пленочным охлаждением наружной поверхности.
Материалы, применяемые в газовых турбинах, должны выдерживать высокие температуры и механические нагрузки. Для высокотемпературных деталей используются жаропрочные никелевые сплавы с добавками хрома, кобальта, алюминия, титана и других элементов. Для повышения жаростойкости применяются специальные керамические покрытия.
Газовые турбины имеют меньшее количество ступеней по сравнению с паровыми (обычно 2-5 ступеней в турбине высокого давления и 2-7 ступеней в турбине низкого давления). Это обусловлено более высокими параметрами рабочего тела и большим перепадом энтальпии в одной ступени.
3.2. Эффективность и характеристики
Эффективность газовых турбин характеризуется электрическим КПД, который для современных моделей составляет 28-42% в простом цикле. При работе в составе парогазовых установок (ПГУ) с утилизацией тепла выхлопных газов для выработки пара суммарный КПД может достигать 55-63%.
Удельный расход топлива для газовых турбин обычно выражается в килограммах условного топлива на киловатт-час выработанной электроэнергии и составляет 0,25-0,35 кг у.т./кВт·ч для современных установок.
Одним из важных преимуществ газовых турбин является их маневренность. Время запуска из холодного состояния составляет 10-30 минут, что позволяет использовать их для покрытия пиковых нагрузок и в качестве аварийных источников электроэнергии.
Мощность газовой турбины можно оценить по формуле:
P — мощность турбины, кВт;
m — массовый расход газа, кг/с;
cp — теплоемкость газа при постоянном давлении, кДж/(кг·К);
Tвх, Tвых — температура газа на входе и выходе из турбины, К;
ηт, ηм, ηг — коэффициенты полезного действия турбины, механический и генератора;
Pк — мощность, затрачиваемая на привод компрессора, кВт.
Ресурс газовых турбин ниже, чем у паровых, и составляет 30-50 тысяч часов до капитального ремонта. Это связано с более высокими температурами и динамическими нагрузками на детали. Межремонтный период обычно составляет 8-25 тысяч часов в зависимости от типа турбины и условий эксплуатации.
4. Гидравлические турбины
4.1. Основные типы гидротурбин
Гидравлические турбины преобразуют энергию потока воды в механическую энергию вращения ротора. В отличие от тепловых турбин, они работают с практически несжимаемой жидкостью и не требуют предварительного преобразования энергии топлива в тепловую.
По принципу действия и конструктивным особенностям выделяют три основных типа гидротурбин:
- Активные (ковшовые) турбины — типа Пелтона, в которых вода из сопел под высоким давлением воздействует на лопатки (ковши) рабочего колеса. Применяются при высоких напорах (от 300 до 2000+ метров);
- Реактивные радиально-осевые турбины — типа Фрэнсиса, в которых вода движется от периферии к центру рабочего колеса, меняя направление с радиального на осевое. Применяются при средних напорах (от 40 до 600 метров);
- Реактивные осевые турбины — типа Каплана, с поворотными лопастями рабочего колеса, расположенными по оси потока. Применяются при низких напорах (от 5 до 80 метров).
Конструктивно гидротурбина включает следующие основные элементы:
- Подводящий тракт — спиральная камера, направляющий аппарат;
- Рабочее колесо — ключевой элемент, где происходит преобразование энергии;
- Отсасывающая труба — для реактивных турбин, обеспечивающая использование кинетической энергии потока после рабочего колеса;
- Вал и подшипники — передающие вращение генератору;
- Система регулирования — обеспечивающая изменение расхода воды и мощности.
Материалы, применяемые в гидротурбинах, должны обладать высокой прочностью, коррозионной стойкостью и стойкостью к кавитационной эрозии. Для рабочих колес используются нержавеющие хромоникелевые стали (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т), для лопаток направляющего аппарата — углеродистые и низколегированные стали с антикоррозионными покрытиями.
4.2. Производительность и параметры
Гидравлические турбины отличаются наиболее высоким КПД среди всех типов турбин — до 85-94% в оптимальном режиме работы. При работе на частичных нагрузках КПД снижается, но не так значительно, как у тепловых турбин, и обычно составляет 75-85% при нагрузке 50% от номинальной.
Мощность гидротурбины может быть рассчитана по формуле:
P — мощность турбины, кВт;
ρ — плотность воды, кг/м³;
g — ускорение свободного падения, м/с²;
Q — расход воды через турбину, м³/с;
H — действующий напор, м;
η — КПД турбины.
Для гидротурбины с расходом воды 100 м³/с, напором 50 м и КПД 0,90 мощность составит:
P = 1000 × 9,81 × 100 × 50 × 0,90 = 44,1 МВт
Частота вращения гидротурбин обычно ниже, чем у тепловых турбин, и составляет от 50 до 600 об/мин в зависимости от напора и размеров. Для каждой турбины существует оптимальная частота вращения, которая связана с параметрами потока соотношением:
ns — коэффициент быстроходности;
n — частота вращения, об/мин;
P — мощность, кВт;
H — напор, м.
Коэффициент быстроходности определяет тип применяемой турбины: для турбин Пелтона ns = 4-30, для турбин Фрэнсиса ns = 60-300, для турбин Каплана ns = 300-800.
Гидравлические турбины имеют наибольший срок службы среди всех типов турбин — до 30-50 лет до капитального ремонта. Межремонтный период обычно составляет 5-7 лет. Высокая надежность и долговечность обусловлены более низкими температурами, отсутствием продуктов сгорания и меньшими механическими напряжениями в деталях.
5. Ветровые турбины
5.1. Конструкция и принцип действия
Ветровые турбины преобразуют кинетическую энергию ветра в механическую энергию вращения, которая затем используется для выработки электроэнергии. По ориентации оси вращения ветровые турбины разделяются на горизонтально-осевые (наиболее распространены) и вертикально-осевые.
Основными элементами современной горизонтально-осевой ветроэнергетической установки являются:
- Ротор с лопастями — улавливающий энергию ветра;
- Гондола — содержащая трансмиссию, генератор и системы управления;
- Система ориентации по ветру — механизм поворота гондолы;
- Система изменения угла атаки лопастей — для регулирования мощности;
- Башня — опорная конструкция, обеспечивающая нужную высоту расположения ротора.
Лопасти современных ветровых турбин имеют аэродинамический профиль, оптимизированный для максимального улавливания энергии ветра. Они изготавливаются из композитных материалов (стекловолокно, углеволокно) с эпоксидной или полиэфирной матрицей, что обеспечивает оптимальное соотношение прочности, жесткости и массы.
Вращение ротора через трансмиссию (обычно включающую мультипликатор) передается на генератор. В современных конструкциях все чаще применяются безредукторные системы с многополюсными генераторами на постоянных магнитах и полностью электронными системами управления частотой и напряжением.
5.2. Эффективность и современные тенденции
Эффективность ветровых турбин характеризуется коэффициентом использования энергии ветра, который показывает отношение полезной мощности к полной мощности воздушного потока, проходящего через ометаемую площадь ротора. Теоретический предел этого коэффициента (предел Бетца) составляет 0,593, а в реальных конструкциях достигает 0,35-0,45.
Мощность ветровой турбины может быть рассчитана по формуле:
P — мощность турбины, Вт;
ρ — плотность воздуха, кг/м³;
A — ометаемая площадь ротора, м² (A = πR², где R — радиус ротора);
Cp — коэффициент использования энергии ветра;
V — скорость ветра, м/с;
η — КПД электромеханического преобразования.
Для ветротурбины с диаметром ротора 100 м, коэффициентом Cp = 0,4, КПД преобразования 0,95 и скорости ветра 10 м/с мощность составит:
P = 0,5 × 1,225 × (π × 50²) × 0,4 × 10³ × 0,95 = 4,56 МВт
Характерной особенностью ветровых турбин является сильная зависимость мощности от скорости ветра (кубическая зависимость). Это приводит к значительным колебаниям выработки электроэнергии и необходимости применения систем аккумулирования или резервирования мощности.
Современные тенденции развития ветровых турбин включают:
- Увеличение единичной мощности (до 15+ МВт для оффшорных установок);
- Увеличение размеров ротора (до 220+ метров в диаметре);
- Развитие оффшорной ветроэнергетики с установкой турбин на плавучие платформы;
- Совершенствование систем управления для адаптации к нестабильным ветровым условиям;
- Развитие высокотемпературной сверхпроводимости для генераторов большой мощности.
Срок службы современных ветровых турбин составляет 20-25 лет, при этом требуется периодическое техническое обслуживание с интервалом 1-2 года, включающее диагностику и замену изнашиваемых компонентов.
6. Сравнительный анализ типов турбин
Сравнительный анализ различных типов турбин показывает, что каждый из них имеет свои преимущества и ограничения, определяющие оптимальные области применения:
Паровые турбины обладают высокой надежностью, длительным сроком службы и широким диапазоном мощностей. Основные недостатки — относительно низкий КПД в простом цикле, большая инерционность и продолжительное время запуска. Оптимальное применение — базовая тепловая и атомная энергетика, где требуется длительная работа с постоянной нагрузкой.
Газовые турбины отличаются компактностью, высокой маневренностью, быстрым запуском и возможностью работы в широком диапазоне мощностей. Недостатки — более низкий ресурс, чувствительность к качеству топлива и высокие требования к материалам. Оптимальное применение — пиковые нагрузки, аварийное энергоснабжение, комбинированные парогазовые циклы, транспортная энергетика.
Гидравлические турбины имеют наивысший КПД, низкие эксплуатационные затраты, длительный срок службы и минимальное воздействие на окружающую среду при эксплуатации. Основные ограничения — зависимость от географических условий, высокие начальные инвестиции и экологические проблемы при строительстве крупных ГЭС. Оптимальное применение — регулирование нагрузки в энергосистеме, вырабатывание электроэнергии в регионах с достаточными водными ресурсами.
Ветровые турбины характеризуются отсутствием выбросов при эксплуатации, низкими эксплуатационными затратами и модульностью, позволяющей легко масштабировать ветропарки. Главные недостатки — зависимость от погодных условий, нестабильность выработки и относительно низкая плотность энергии. Оптимальное применение — возобновляемая энергетика в регионах с хорошими ветровыми ресурсами, особенно в гибридных системах с другими источниками или накопителями энергии.
Таблицы, представленные в данной статье, позволяют провести подробное сравнение параметров различных типов турбин для оптимального выбора в конкретных проектах. При выборе типа турбины необходимо учитывать не только технические характеристики, но и экономические аспекты, в том числе капитальные и эксплуатационные затраты, срок окупаемости и удельную стоимость вырабатываемой энергии.
7. Заключение и перспективы развития турбинных технологий
Современные турбинные технологии продолжают активно развиваться, несмотря на свою долгую историю. Основные направления развития связаны с повышением эффективности, надежности, экологичности и снижением стоимости вырабатываемой энергии.
Для паровых турбин перспективными направлениями являются:
- Повышение параметров пара (сверхкритические и ультрасверхкритические параметры);
- Совершенствование аэродинамики проточной части и снижение механических потерь;
- Разработка новых жаропрочных материалов для работы при температурах 650-700°C;
- Внедрение цифровых технологий для оптимизации режимов работы и диагностики.
Развитие газовых турбин ориентировано на:
- Повышение температуры газа перед турбиной до 1600-1700°C и выше;
- Совершенствование систем охлаждения лопаток;
- Создание материалов с керамической матрицей для высокотемпературных деталей;
- Адаптацию для работы на альтернативных видах топлива, включая водород и синтез-газ.
Перспективы развития гидравлических турбин включают:
- Разработку эффективных турбин для малых и микроГЭС;
- Создание обратимых гидромашин с улучшенными характеристиками для ГАЭС;
- Внедрение материалов с повышенной стойкостью к кавитации и абразивному износу;
- Разработку экологически безопасных конструкций с минимальным воздействием на водную фауну.
Для ветровых турбин основные тенденции развития:
- Дальнейшее увеличение единичной мощности и размеров;
- Развитие оффшорной ветроэнергетики и плавучих платформ для глубоководной установки;
- Совершенствование аэродинамики лопастей и снижение шумовых характеристик;
- Развитие интеллектуальных систем управления и прогнозирования ветровых условий.
Интеграция различных типов турбин в гибридные энергетические системы с использованием накопителей энергии является перспективным направлением, позволяющим компенсировать недостатки отдельных типов и обеспечить стабильное и экономичное энергоснабжение. Комбинированные парогазовые установки, гидроаккумулирующие электростанции в сочетании с ветровыми и солнечными, а также распределенная генерация на базе газовых турбин малой мощности — примеры таких гибридных решений, которые активно внедряются в современной энергетике.
Отказ от ответственности
Данная статья носит ознакомительный характер и предназначена для информационных целей. Приведенные данные и расчеты являются типичными для отрасли, но могут отличаться в каждом конкретном случае в зависимости от многих факторов. Перед принятием технических или инвестиционных решений необходимо консультироваться с профильными специалистами и проводить детальные расчеты для конкретных условий применения.
Источники информации
- Костюк А.Г., Фролов В.В. Паровые и газовые турбины для электростанций. — М.: Издательский дом МЭИ, 2022.
- Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций. — М.: Издательский дом МЭИ, 2021.
- Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин. — М.: Энергоатомиздат, 2020.
- Кривченко Г.И. Гидравлические машины: Турбины и насосы. — М.: Энергоатомиздат, 2019.
- Международное энергетическое агентство (IEA). World Energy Outlook 2024.
- Техническая документация и каталоги ведущих производителей турбинного оборудования (Siemens Energy, GE, MHI Power, "Силовые машины").
