Моделирование критических режимов работы теплоэнергетического объекта с использованием пакета ANSYS

• Введение
• 1. Технологический процесс
• 1.1 Применение газовой турбины в современной промышленности
• 1.2 Краткое описание энергоблока ПГУ-190/220 Тюменской ТЭЦ-1
• 1.3 Выбор объекта моделирования и постановка задачи
• 1.4 Основные показатели работы камер сгорания
• 2. Программная среда разработки проекта
• 2.1 Краткое описание метода конечных элементов
• 2.2 Основные принципы проектирования в ANSYS
• Предварительная подготовка и вход в программу
• Основные стадии решения задач
• Приложение нагрузок и получение решения
• Постпроцессорная обработка
• Типы основных файлов, создаваемых программой
• 3. Проектирование модели исследуемого объекта
• 3.1 Построение графической модели
• 3.2 Наложение конечно-элементной сетки
• 3.3 Задание начальных условий и нагрузок
• 3.4 Подготовка и проведение расчетов
• 3.5 Определение оптимального коэффициента избытка воздуха
• Выводы по главе
• 4. Безопасность и экологичность проекта
• 4.1 Характеристика условий труда
• 4.2 Расчет искусственного освещения
• Источники, виды и системы искусственного освещения
• Расчет искусственного освещения с помощью коэффициента использования светового потока
• 4.3 Оценка экологичности проекта
• 4.4 Оценка чрезвычайных ситуаций
• Выводы по разделу
• 5. кономическая эффективность проекта
• 5.1 Источники экономической эффективности
• 5.2 Расчет единовременных затрат
• 5.3 Оценка экономической целесообразности и выводы по разделу
• Заключение
• Список использованных источников
• Приложения

В настоящее время более 80% всей производимой в мире энергии вырабатывается за счет сжигания органического топлива. Другие источники энергии: ядерная энергетика, гидроэнергетика, солнечные и ветряные электростанции — в ближайшие десятилетия не смогут конкурировать с традиционными способами, включающие в себя и газотурбинные установки.

Развитие техники ставит новые задачи в области исследования работоспособности газовых турбин и их элементов. Повышение их надежности и долговечности, являются важнейшим фактором, определяющим рост конкурентоспособности изделий. Ограниченность ресурсов ископаемого топлива диктует необходимость поиска более экономичных способов его сжигания. По этим причинам все большее распространение в промышленности получают методы вычислительной гидрогазодинамики.

Обладая свойством полноты информации, получаемой в результате расчета, численный эксперимент позволяет в значительной мере сократить объем, сроки и, следовательно, стоимость экспериментальной отработки газовых турбин. Такое сокращение возможно благодаря более глубокому анализу особенностей рабочего процесса турбины и, вследствие этого, более рациональному планированию экспериментальных доводочных работ.

В ходе совместного использования натурного и численного экспериментов проводится согласование данных, которое дает исследователю основание для корректирования технологии испытаний, а также систем измерений.

В представленном дипломном проекте разработана методика газодинамического анализа кольцевой камеры сгорания с использованием инженерного пакета ANSYS.

Методика включает в себя:

камера сгорание газовая турбина разработку плоской графической модели камеры в виде радиального сечения в прикладном графическом пакете SolidWorks 2004;

наложение конечно-элементной сетки в ANSYS на импортированную в него графическую модель камеры;

определение граничных условий и нагрузок, необходимых для исследования режимов работы камеры сгорания;

представление результатов решения в виде анимации и диаграмм;

постановка виртуального эксперимента по определению оптимального коэффициента избытка воздуха.

Камера сгорания является наиболее чувствительным и одним из самых дорогих элементов всей конструкции газовой турбины. Оптимальная настройка всех параметров камеры является актуальной задачей современной газотурбинной промышленности. В этой связи, применение инженерных пакетов типа ANSYS, гармонично дополняют уже существующие методики проектирования и разработки, позволяя без дорогостоящих испытаний, сузить область поиска оптимальных решений.

1. Технологический процесс

Благодаря повсеместному переходу в 90-е годы на использование природного газа в качестве основного топлива для электроэнергетики, газовые турбины заняли существенный сегмент рынка. Несмотря на то, что максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт и выше (до 300 МВт), некоторые производители выпускают модели в диапазоне 1−5 МВт.

Значительная роль в техническом перевооружении должна принадлежать программе широкого внедрения в электроэнергетику газотурбинных и парогазовых технологий [14,18, 19]. В области создания газотурбинных установок (ГТУ) отечественная промышленность в основном находится на стадии разработок и испытаний опытных образцов и пока существенно отстает от мирового уровня.

1.1 Применение газовой турбины в современной промышленности

Разработка отечественных газотурбинных установок ведется с использованием потенциала оборонных предприятий-производителей авиационных и судовых газотурбинных двигателей.

Рисунок 1.1 — Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110

Внедрение парогазовых и газотурбинных технологий обеспечит повышение КПД установок до 55%, а в перспективе до 60% и более. Это позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе, улучшить экологические показатели электростанций, резко снизить капитальные затраты на новое строительство и техническое перевооружение.

Продолжаются работы по созданию разных видов ГТУ. В настоящее время РАО «ЕЭС России» совместно с предприятиями ГП НПКГ «Зоря — Машпроект» и ОАО «Сатурн» завершают на испытательном стенде Ивановской ГРЭС испытания опытного образца газотурбинной энергетической установки ГТЭ-110, изображенной на рисунке 1.1, которая станет основой современных отечественных парогазовых энергоблоков ПГУ-325.

В 2002 г. по заказу РАО «ЕЭС России» ОАО ЛМЗ совместно с ОАО «Авиадвигатель» завершили разработку технического проекта газотурбинной установки ГТЭ-180. На базе ГТЭ-180 будут модернизироваться существующие газомазутные энергоблоки 300 МВт, а также разрабатываться пилотные проекты для ГРЭС-3 «Мосэнерго», Пермской ГРЭС, ТЭЦ-5 «Ленэнерго» .

На Северо-Западной ТЭЦ «Ленэнерго» продолжается опытно-промышленная эксплуатация первого парогазового энергоблока мощностью 450 МВт. Начато строительство Калининградской ТЭЦ-2 с подобными парогазовыми установками. Принято решение о строительстве Сочинской ТЭЦ мощностью 76 МВт.

Одним из эффективных способов экономии топлива и повышения КПД электростанций, работающих на угле, является сочетание газотурбинных и паровых циклов. Если на таких станциях используется природный газ, то возможны различные схемы газотурбинных надстроек: со сбросом газов в котел, выработкой пара в котле-утилизаторе и т. п. При этом в ГТУ сжигается природный газ, а в топке котла — уголь. В таких схемах с ПГУ можно применять любые, в том числе и сверхкритические параметры пара.

Для технического перевооружения КЭС и ТЭЦ имеются, в основном, следующие две альтернативы [17]:

применение самых современных технологий производства энергии — нового поколения газовых турбин (ГТ), паровых турбин (ПТ), парогазовых установок (ПГУ) и котлов — в первую очередь на имеющихся площадках ТЭС, что позволяет использовать существующие линии электропередачи для вывода мощности в энергосистему и использовать уже имеющиеся разрешения на размещение электростанции на существующей площадке;

использование имеющегося технического потенциала модернизации оборудования (паровых турбин, котлов, АСУТП и др.) в соответствии с современным уровнем техники.

Первый вариант означает последовательный вывод из эксплуатации существующих морально устаревших и неэкономичных установок с параллельным строительством на площадке энергоблоков с самыми современными техническими решениями. Примером такой стратегии может служить модернизация всей структуры электростанций бывшей ГДР в период с 1992 по 2000 гг.

Решающим для правильного выбора стратегии технического перевооружения и модернизации ТЭС является выбор топлива при условии, что будут действовать рыночные ценовые соотношения на газ, уголь и мазут, включая транспортные расходы. При этом решающую роль играют размеры страны. Так, например, в такой относительно небольшой стране, как Германия, с развитой инфраструктурой можно почти к любой площадке электростанции подвести газ, уголь и мазут и отвести от нее электроэнергию в сеть. А в такой большой стране, как Россия, как правило, доступен и экономически обоснован лишь один вид топлива — газ или уголь. Для ТЭС, работающих на газовом топливе в Европейской части РФ (доля газа 83%) переход на уголь по причине огромных расстояний от мест добычи угля экономически необоснован, учитывая при этом рыночные транспортные тарифы. Применение газа на городских ТЭЦ, прежде всего, обусловлено соображениями экологии.

При модернизации ТЭС на газе экономически целесообразно использовать самые современные ПГУ с КПД до 58%.

Одной из особенностей электроэнергетики России является то, что на паросиловых электростанциях получила большое распространение комбинированная выработка тепла и электроэнергии. В настоящий момент в РАО «ЕЭС России» на КЭС и ТЭЦ установлено свыше 132 000 МВт электрической мощности и более 187 000 МВт тепловой мощности. Здесь имеются возможности технического перевооружения ПСУ (паросиловая установка) — ТЭЦ в ПГУ (парогазовая установка) — ТЭЦ. При сохранении тепловой нагрузки электрическая мощность ТЭЦ с применением парогазовой технологии может увеличиться в 2−2,5 раза. Исходя из этого, концепцию технического перевооружения и модернизации ТЭС РАО «ЕЭС России» целесообразно строить в строгом соответствии с топливным признаком, с учетом особенностей комбинированной выработки электроэнергии и тепла на различных типах турбин.

Принцип работы газовых турбин состоит в следующем: газ, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с воздухом, формируя топливную смесь, и поджигается. Образующиеся продукты горения с высокой температурой (900°С-1200°С), проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. Механическая энергия вала передается через понижающий редуктор электрическому генератору. Тепловая энергия выходящих из турбины газов поступает в теплоутилизатор. Вместо производства электричества, механическая энергия турбины может использоваться для работы насосов, компрессоров и т. п. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (механические включения, влажность).

Температура исходящих из турбины газов составляет 450°С-550°С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1.5: 1 до 2.5: 1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя:

непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов;

производство пара низкого или среднего давления (8−18 кг/см²) во внешнем котле;

производство горячей воды (лучше, когда требуемая температура превышает 140°С);

производство пара высокого давления.

КПД газовой турбины составляет 25% - 35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Газовые турбины обладают хорошими экологическими параметрами (эмиссия NOx на уровне 25 ppm).

Работа турбины сопровождается высоким уровнем шума, поэтому для их установки используются индустриального типа здания (в том числе контейнерного типа), которые также обеспечивают влагозащищенность оборудования.

1.2 Краткое описание энергоблока ПГУ-190/220 Тюменской ТЭЦ-1

Сочетание паротурбинных и газотурбинных установок, объединенных общим технологическим циклом, позволило снизить потери теплоты с уходящими газами ГТУ, использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива в паровом котле, получить дополнительную тепловую и электрическую мощность за счет частичного вытеснения регенерации паровых турбоустановок и, в конечном итоге, повысить КПД электростанции [17, 20].

Кроме того, использование современных парогазовых технологий обеспечивает существенное снижение вредных выбросов в окружающую среду, значительную экономию газового топлива за счет высокого коэффициента использования топлива и низких удельных расходов на производство электроэнергии и тепла.

Технические характеристики основного тепломеханического оборудования блока № 1 при температуре охлаждающего воздуха — 7,5°С (среднеотопительная) приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Основное тепломеханическое оборудование ПГУ-190/220

Паровой котел типа Е-500−13,8−560ГН (модель ТГЕ-435/ПГУ) предназначен для работы в составе парогазовой установки с газовой турбиной фирмы «Siemens» V 64.3А. Котел выполняется с естественной циркуляцией, однобарабанным, в газоплотном исполнении для работы под наддувом. Котел снабжен установкой производства собственного конденсата для регулирования температуры пара впрыском. На пусковых режимах впрыск осуществляется питательной водой. Барабан оборудован устройством обогрева и расхолаживания. Котел имеет П-образную компоновку поверхностей нагрева и состоит из топочной камеры и опускного газохода. Топочная камера призматическая с 8-ю вихревыми горелками, расположенными в два яруса на боковых стенах топки. Над горелками установлены сопла для подвода части окислителя из общего короба перед горелками. В опускном газоходе расположены последовательно по ходу газов три ступени конвективного подогревателя, водяной экономайзер, совмещенный с газоводоподогревателем высокого давления (ГВПВД), а также газоводоподогреватель низкого давления (ГВПНД). ГВПНД предназначен для подогрева конденсата паровой турбины перед деаэратором 0,7 МПа при номинальном режиме.

Все элементы и поверхности котла подвешиваются к каркасу котла, служащего для восприятия несущих нагрузок. Предусмотрена установка двух вентиляторов, обеспечивающих подачу дополнительного воздуха, участвующего в процессе горения и одновременно снижающего температуру выхлопных газов для защиты металла в режиме ПГУ и работу котла в режиме без ГТУ. Подвод дополнительного воздуха осуществляется в газоход перед горелками. Для качественного смешивания газов и воздуха выполнено смешивающее устройство.

Турбина паровая теплофикационная Т-130/160−12,8 предназначена для работы в составе парогазового энергоблока с газовой турбиной фирмы «Siemens» V 64.3А. Турбина сопрягается с генератором переменного тока ТЗФП-160−2УЗ ОАО «Электросила», с воздушным охлаждением, монтируемым на общем с турбиной фундаменте. Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящий из однопоточного цилиндра высокого давления и двухпоточного цилиндра низкого давления. Подогрев основного конденсата осуществляется последовательно в охладителях основных эжекторов, конденсаторе пара лабиринтовых уплотнений, газоводяном подогревателе низкого давления, деаэраторе. Подогреватели низкого давления №№ 1 и 2 конструктивно выполнены в одном корпусе с соответствующим подогревателем сетевой воды. В режиме работы ПГУ ПНД байпасируются. Турбина имеет, два теплофикационных отбора пара — верхний и нижний, предназначенные для подогрева сетевой воды. Система маслоснабжения турбины питает маслом подшипники турбины и генератора, систему автоматического регулирования турбины и систему гидроподъема роторов. Конденсатор турбины 130КП-9000−1 предназначен для работы на пресной воде и имеет общую поверхность охлаждения 9000 м с номинальным расходом охлаждающей воды 16 000 м³. Конденсатор двухкорпусной с подключение корпусов к разным выхлопам ЦНД. Конденсатор имеет по два встроенных устройства для приема редуцированного пара от БРОУ и горячей воды. С турбиной поставляется устройство шариковой очистки трубок конденсатора и фильтры предочистки.

Фирма «Siemens» проводит фундаментальные исследования, разработку компонентов и процессов, направленные на совершенствование всей концепции электростанции. Эти работы позволяют ожидать повышения КПД паровых электростанций до 50%. Для газовых турбин в ближайшие годы будет превышен показатель 40%, для ПГУ — 60%. Повышение КПД приводит к уменьшению расхода топлива и снижению выбросов вредных веществ.

Ставшие возможными вследствие новых разработок увеличение температуры на входе в турбину и повышение КПД компонентов привели к существенному увеличению мощности ГТУ и их КПД. В настоящий момент в странах с частотой тока в сети 50 Гц фирма «Siemens» предлагает газовые турбины с параметрами, представленными в таблице 2.

Одновременно с развитием газовых турбин фирма «Siemens» разрабатывала и поставляла парогазовые установки с возрастающим КПД. Высокоэффективные ГТУ для рынка с частотой тока 50 Гц номинальной мощностью от 67 до 265 МВт обеспечивают широкий диапазон мощностей парогазовых электростанций одновальных и многовальных схем (даже с отборами тепла). Обычная станция комбинированного цикла в настоящий момент может иметь КПД (нетто) до 57,3%. Среди электростанций, находящихся в эксплуатации в настоящее время, одновальным блоком ПГУ с газовой турбиной V94.3A в Otahuhu (Новая Зеландия) уже достигнут КПД (нетто) 58%.

Таблица 2 — Газовые турбины фирмы «Siemens»

Газовая турбина фирмы «Siemens» V 64.3А представляет собой одновальную машину стационарной конструкции, заключенную в один общий корпус. Генератор ТЗФГ-63−2УЗ ОАО «Электросила» присоединяется к газовой турбине со стороны компрессора через редуктор.

Герметичный внешний корпус компрессора и турбины состоит из четырех частей:

входного корпуса компрессора с встроенным корпусом переднего радиально-упорного подшипника;

корпус компрессора, служащего держателем направляющих аппаратов компрессора;

центрального корпуса с кольцом камеры сгорания;

корпуса турбины.

Компрессор имеет 17 ступеней сжатия. Угол поворота входного направляющего аппарата компрессора изменяется для поддержания постоянной температуры выхлопных газов при нагрузках вплоть до половинной без потери КПД. С целью обеспечения устойчивой работы компрессора на низких скоростях вращения ротора при запуске и останове установлен ряд антипомпажных перепусков, которые стравливают необходимое количество воздуха. С целью компенсации потерь мощности, вызванных загрязнением лопаток, компрессор должен подвергаться периодической промывке.

Сжигание топлива происходит в кольцевой камере сгорания с гибридными горелками, которые обеспечивают низкий уровень выбросов окислов азота при сжигании газового топлива. Кольцевая камера сгорания гарантирует высокую равномерность поля температур горячих газов перед лопаточным аппаратом турбины. Конструкция системы сжигания отличается простотой и высокой степенью надежности. Горячий газ, поступающий из камеры сгорания, подвергается расширению в четырехступенчатой турбине. Лопатки ротора турбины изготовлены из высокотемпературных сплавов, выдерживающих большие механические и тепловые нагрузки. Ротор объединяет секции компрессора и газовой турбины на одном валу. Газы от газовой турбины направляются к котлу по осевому диффузору.

Охлаждение двух первых ступеней турбины пленочное, воздухом, отбираемым от компрессора. Чрезвычайно жесткий и легкий ротор турбины дает возможность устанавливать его с помощью двух подшипников, расположенных во входном корпусе компрессора (радиально-упорный подшипник) и в районе выхода из турбины (радиальный подшипник). Особая конструкция ротора позволяет иметь мягкий ход на переходных режимах работы. Высокая разгонная и нагрузочная способность обеспечивается благодаря малым тепловым постоянным времени собранного ротора. При прокрутке генератора тиристорное пусковое устройство обеспечивает быстрый и мягкий запуск турбины.

Все направляющие и рабочие лопатки компрессора и турбины допускают возможность своей индивидуальной замены непосредственно на месте установки турбины. Турбина снабжена валоповоротным механизмом, предназначенным для поворота ротора газовой турбины после её останова для предотвращения неравномерного охлаждения, которое может привести к деформации вала. Газотурбинная установка укомплектована маслосистемой, топливной системой, системой пожаротушения, оборудованием промывки ГТУ (поставка фирмы «Siemens»).

1.3 Выбор объекта моделирования и постановка задачи

В качестве объекта исследования в данном дипломном проекте выбрана камера сгорания газовой турбины промышленного типа, на примере агрегата фирмы «Siemens» модели V64.3A. Данная ГТУ относится к классу средних по мощности промышленных турбин с непрерывной кольцевой камерой сгорания.

Камеры сгорания в ГТУ играют главенствующую роль. Остановимся подробнее на её основных функциях и конструктивных особенностях.

В камере сгорания ГТУ осуществляется нагрев рабочего тела до заданной температуры за счет сжигания топлива в потоке сжатого воздуха.

К камерам сгорания предъявляются следующие требования:

в них должно происходить устойчивое горение топлива на всех режимах работы ГТУ, без срывов, опасных пульсаций и затухания пламени;

поле температур в газовом потока перед турбиной должно быть достаточно равномерным во избежание местных перегревов и повреждений сопел и лопаток;

для увеличения срока службы они должны иметь надежное охлаждение, особенно наиболее нагретых частей;

высокая экономичность на всех режимах работы ГТУ;

возможно меньшее гидравлическое сопротивление;

надежный запуск;

по конструкции они должны быть удобными и безопасными в эксплуатации, технологичными в недорогими в изготовлении;

камеры сгорания ГТУ передвижных и транспортабельных электростанций, кроме того, должны иметь еще возможно меньшую массу и габариты.

Камеры сгорания современных ГТУ работают на газообразном топливе (в основном это природные газы) и на различных сортах жидкого топлива: газойле, керосине, дизельном топливе, солярном масле, дистилляте. Проблема сжигания в камерах сгорания твердого топлива пока не решена, но в этом направлении ведутся исследовательские работы.

Интересно хотя бы вкратце проанализировать соображения, которыми обычно руководствуются при выборе конфигурации и основных размеров традиционных камер сгорания. Такого рода данные позволяют понять, как определяются конструктивные основные характеристики, обеспечивающие работу камеры сгорания.

На рисунке 1.2 (а) показана схема простейшей камеры сгорания — прямой цилиндрический канал, соединяющий компрессор с турбиной. К сожалению, такое простое устройство непригодно из-за недопустимо больших потерь давления.

Рисунок 1.2 — Стадии развития схемы традиционной камеры сгорания газотурбинного двигателя

Потери давления пропорциональны квадрату скорости воздушного потока. Поскольку скорость воздуха на выходе из компрессора близка к 150 (м/с), потери давления при этом могут достигать четвертой части общего повышения давления в компрессоре. Для снижения потерь давления до приемлемого уровня используют, как показано на рисунке 1.2 (б) диффузор, с помощью которого скорость воздуха уменьшают приблизительно в 5 раз.

Однако этого недостаточно, так как для предотвращения срыва пламени и поддержания устойчивого процесса горения необходимо с помощью обратных токов создать зону малых скоростей. На рисунке 1.2 (в) показано, как этого можно достичь посредством простой пластины. Такое устройство имеет, однако, один недостаток, который заключается в том, что необходимое для получения заданной величины повышения температуры отношение топливо-воздух существенно превышает предел воспламеняемости смесей углеводородов с воздухом. В идеальном случае коэффициент избытка воздуха близок к 1,25, хотя, например, при желании снизить выбросы окислов азота, эта величина может быть увеличена до 1,6. Указанный недостаток может быть устранен, если простой стабилизатор заменить, как показано на рисунке 1.2 (г), перфорированной жаровой трубой. В жаровой трубе создается зона малых скоростей, в которой процесс горения поддерживается циркуляционным потоком продуктов сгорания, непрерывно поджигающим поступающую в камеру свежую топливовоздушную смесь. Избыточная (ненужная для горения) часть воздуха вводится в жаровую трубу за зоной горения, где она перемешивается с горячими продуктами сгорания, понижая, таким образом, их температуру до приемлемого для турбины уровня.

Существующие камеры сгорания можно разделить на следующие основные типы:

а) индивидуальные;

б) секционные (многотрубчатые);

в) кольцевые;

г) трубчато-кольцевые.

Кроме того, камеры сгорания делятся на прямоточные и противоточные. В прямоточных камерах охлаждающий (вторичный) воздух движется в кольцевом канале между пламенной трубой и корпусом в том же направлении, что и продукты сгорания. В противоточных камерах поток охлаждающего воздуха направлен навстречу потоку продуктов сгорания в пламенной трубе. Применение противоточных камер в ряде случаев упрощает общую компоновку ГТУ и позволяет сократить длину камеры, но потери давления в них обычно больше, чем в прямоточных камерах.

Индивидуальные камеры, в свою очередь, бывают выносными и встроенными. Выносная камера в отдельно скомпонованном корпусе устанавливается в ГТУ рядом с турбокомпрессором. Применяют эти камеры в основном в стационарных и значительно реже в передвижных установках. У встроенных камер корпус опирается непосредственно на общий корпус турбокомпрессора или конструктивно с ним совмещён.

Существуют две разновидности индивидуальных камер сгорания: цилиндрические и угловые. В цилиндрической камере сгорания, изображенной на рисунке 1.3, воздух разделяется на два потока: первичный и вторичный. Первичный воздух поступает через воздухо-направляющее устройство 1 в пламенную трубу 4, куда через форсунку 2 (или горелку) подается топливо. Расход первичного воздуха регулируется в зависимости от расхода топлива поворотом лопаток воздухо-направляющего устройства 1, что осуществляется посредством специальных рычагов управления. Вторичный (охлаждающий) воздух пропускается через кольцевое пространство между пламенной трубой 4 и корпусом 3 камеры сгорания. При движении он интенсивно охлаждает стенки трубы и корпуса. Выходя из кольцевого пространства, вторичный воздух попадает в объем А, где он смешивается с продуктами сгорания, понижая тем самым их температуру до заданного значения.

Рисунок 1.3 — Схема цилиндрической камеры сгорания

Для уменьшения закрутки газового потока на выходе из камеры и для лучшего перемешивания вторичного воздуха с продуктами сгорания к пламенной трубе приварены лопатки 5, закручивающие поток вторичного воздуха в направлении, обратном тому, которое придается первичному воздуху.

В цилиндрических камерах можно установить не одну, а несколько форсунок, что увеличивает надёжность работы и позволяет регулировать тепловую мощность камеры сгорания изменением числа работающих форсунок. Объемная теплонапряженность этих камер составляет 20 000−30 000 кВт/м³ при давлении 0,4−0,45 МПа, а тепловая мощность камеры сгорания достигает 3000 кДж/ч, расход воздуха — 2,5· 10⁵ м³/ч,

К преимуществам индивидуальных цилиндрических камер сгорания относятся простота конструкции и сравнительно малые потери давления, достигающие 1,5−3,0%. Основными недостатками этих камер являются большие масса и габариты.

Секционные (многотрубчатые) камеры сгорания представляют собой конструкцию, в которой объединено несколько (6−16) параллельно работающих цилиндрических камер (секций), часто связанных между собой пламяпередающими патрубками.

Секция многотрубчатой камеры сгорания, в соответствии с рисунком 1.4, состоит из пламенной трубы и кожуха 8. Пламенная труба включает в себя головку, состоящую из лопаточного завихрителя 3, тарелки 2 и конуса 4, и корпус, состоящий из цилиндрической части 5 и двух конических участков, соединенных между собой конусным кольцом 6.

Первичный воздух поступает через входной кожух 1 в головку пламенной трубы. Часть его направляется в зону горения через лопаточный завихритель 3, а оставшаяся часть идет туда через многочисленные отверстия в тарелке 2 и конусе 4. Кроме того, на цилиндрической части пламенной трубы 5 имеется еще два ряда отверстий, через которые дополнительно поступает воздух, необходимый для горения при полной нагрузке ГТУ. Вторичный воздух идет по кольцевому пространству между пламенной трубой и кожухом 8 и затем поступает в зону смешения через четыре ряда отверстий в конической части пламенной трубы 7. Наибольшая часть охлаждаемого воздуха входит внутрь пламенной трубы через большое число отверстий малого диаметра в конусном кольце 6.

Рисунок 1.4 — Секция многотрубчатой камеры сгорания

Секционные камеры сгорания выполняют обычно в виде единого моноблока, в котором все секции заключены в общий корпус. Каждая секция имеет одну форсунку, впрыскивающую топливо по направлению потока. Секционные камеры сгорания отличаются компактностью, обеспечивают высокую полноту сгорания топлива и устойчиво работают в различных эксплуатационных условиях. Недостатком их является сравнительно большие потери давления (2,5−7,5%). Тепловая мощность отдельной секции составляет в среднем (0,7−1,7) · 10³ кВт, а иногда достигает 3,5· 10³ кВт. Объемная теплонапряженность у камер этого типа высокая — (100−160) · 10³ кВт/м³.

В кольцевых камерах сгорания, в соответствии с рисунком 1.5, зона горения I имеет форму кольцевой полости обычно шириной 150−200 м, которая образуется цилиндрами 1 и 2. Два других соосно-расположенных цилиндра (9 и 8) составляют кожух камеры. Первичный воздух через воздухопроводящее устройство 4 поступает в зону горения I. Вторичный воздух направляется по кольцевым зазорам 6 и 7 к смесительным насадкам 5, через которые поступает в зону II, где смешивается с продуктами сгорания, понижая тем самым их температуру. В воздухоподводящем устройстве 4, на входе в зону горения I по всей окружности расположены форсунки 3. За счет этого обеспечивается хорошее перемешивание топлива с воздухом и горение по всему кольцевому пространству. Число форсунок может достигать 10−20, но иногда это бывает одна вращающаяся форсунка.

Рисунок 1.5 — Схема кольцевой камеры сгорания

Объемная теплонапряженность у кольцевых камер примерно такая же, как и у секционных, но потери давления несколько больше (до 10%). По сравнению с секционными камерами они имеют меньший рабочий объем и более равномерное поле температур газа на выходе. Зато кольцевые камеры сложнее в изготовлении и доводке, труднодоступны для осмотра в ходе эксплуатации.

Трубчато-кольцевая камера сгорания представляет собой конструктивное совмещение элементов секционной и кольцевой камер. Так же, как и у кольцевой камеры, кожух её образуется наружным и внутренним соосно-расположенными цилиндрами. А в кольцевом пространстве между этими цилиндрами размещается ряд отдельных пламенных труб, снабженных форсунками. Трубы соединяются друг с другом пламяпередающими патрубками, которые предназначены для передачи пламени, зажигания и выравнивания давления между трубами. Трубчато-кольцевые камеры имеют теплонапряженность и потери давления приблизительно такие же, как секционные камеры. Они компактнее кольцевых камер и более просты в доводке. Небольшие размеры пламенных труб упрощают их изготовление и разборку.

Для работы на жидком топливе в камерах сгорания обычно применяют центробежные форсунки, изображенные на рисунке 1.6. Они просты по конструкции, надежны в работе и обеспечивают хорошее распыливание топлива. К форсунке топливо подаётся насосом 5 под давлением не менее 1,0−1,5 МПа. Поступает оно сначала в кольцевую полость 1, а затем через ряд тангенциально расположенных каналов 2 направляется в вихревую камеру 3, в которой приобретает вращательно-поступательное движение. При выходе из форсунки топливо распыляется под действием центробежных сил.

В центробежных форсунках регулировать расход топлива за счет изменения его давления можно не более чем в 2−2,5 раза. Для обеспечения более широкого диапазона регулирования применяют двухступенчатые форсунки и форсунки с перепуском топлива. У двухступенчатых (двухконтурных) форсунок на малых расходах работает лишь одна первая ступень. Для увеличения расхода топлива к ней подключается вторая ступень. У форсунок с перепуском топлива вихревая камера 3 соединена с регулируемым клапаном 4, который перепускает часть топлива обратно в подводящий трубопровод или же в расходный бак 6.

Рисунок 1.6 — Центробежная форсунка с перепуском топлива

Из представленного обзора можно сделать вывод, что кольцевые камеры сгорания, рассматриваемые в данном проекте, являются компактными и технологичными, но в то же время сложными в изготовлении и доводке. Под технологичностью в данном случае понимается равномерность потока, которая приводит к большей экологичности турбины и тепловой устойчивости камеры.

Сложность в изготовлении и доводке диктует применение новых технологий при проектировании агрегата. От классического пути необходимо переходить к программным средствам и методологиям, создавать виртуальные модели конструкций, которые позволяют провести практически любой вид анализа без каких либо технических затруднений и затрат. За рубежом, программные средства такого рода весьма распространены и используются в основном фирмами, которые привыкли отвечать за качество своей продукции и могут гарантировать его.

На сегодняшний день время подготовки производства и себестоимость продукции пристально изучаются с целью их сокращения для поддержания конкурентоспособности изделий и лидерства предприятий на рынке, поскольку требования, предъявляемые к предприятиям, постоянно возрастают. Наиболее короткий цикл подготовки производства в сочетании с низкими производственными затратами может быть реализован путем сокращения традиционных методов моделирования и испытаний. С внедрением методов компьютерного моделирования и анализа исключается необходимость повторного создания опытных образцов и проведения их испытаний вследствие корректировки конструкции по результатам предыдущих испытаний, так как корректировка конструкции осуществляется после компьютерного анализа, а испытание опытных образцов носит верификационный характер, как показано на рисунке 1.7.

Рисунок 1.7 — Жизненные циклы изделий, основанные на традиционных методах моделирования и компьютерном анализе

Для камер сгорания основными исследуемыми параметрами являются:

а) геометрия камеры сгорания (акустический анализ);

б) тепловой поток (термодинамический анализ);

в) режимы работы горелочного устройства (сопряженный анализ).

В данном дипломном проекте предложена методика, позволяющая производить конечно-элементный расчет по всем перечисленным пунктам. Такого рода виртуальные эксперименты и расчеты существенно облегчают проектирование камер сгорания и приносят неоспоримый экономический эффект.

Существуют и аналитические методы, позволяющие провести расчет камер сгорания, в том числе физико-химические и математические, учитывающие реагирующие потоки и турбулентность. Но затраты при таком подходе могут быть значительно ниже, если он гармонично сочетается с виртуальными расчетами.

1.4 Основные показатели работы камер сгорания

Тепловая мощность камеры (кВт) выражается количеством тепла, которое выделяется в единицу времени при полном сгорания топлива [5]:

(1.1)

где

В — расход сжигаемого топлива, кг/с;

— низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг.

Объемная теплонапряженность q (кВт/м³) характеризует компактность, а значит, и эффективность использования объема:

(1.2)

где — объем камеры сгорания, м³ (принимается обычно равным объему пламенной (жаровой) трубы).

С повышением давления в камере мощность и теплонапряженность её увеличиваются, так как при этом возрастает массовый расход воздуха через камеру, а, следовательно, и расход сжигаемого топлива. Поэтому при оценке камер сгорания их объемную теплонапряженность обычно берут относительно к давлению в камере, т. е.:

(1.3)

где — давление на входе в камеру, МПа.

Потери энергия в камере сгорания состоят из тепловых потерь и потерь давления.

Тепловой к. п. д. камеры сгорания учитывает все тепловые потери:

(1.4)

где — потери теплоты от неполного сгорания топлива (химический и физический недожог). У современных камер сгорания эти потери не должны превышать 1−5% общего расхода теплоты при работе на всем диапазоне рабочих нагрузок и 1−3% при работе на расчетной нагрузке;

— потери за счет отдачи теплоты, в окружающее пространство нагретой поверхностью камеры и примыкающих к ней трубопроводов. Эти потери обычно бывают не более 0,5% расхода теплоты.

В существующих камерах сгорания тепловой к. п. д., при работе на расчетном режиме:

Полные потери давления в камере сгорания складываются из гидравлических потерь и дополнительных.

Гидравлические потери возникают без подвода теплоты к камере, в результате потерь на трения при прохождении газового потока и местных сопротивлений от воздухо-направляющих ребер, завихрителей и т. д. Эти потери определяются при холодной продувке камеры.

Дополнительные потери давления вызваны нагревом газа при сгорании топлива в камере. Плотность газа в этом случае уменьшается, а скорость газового потока увеличивается. Процесс снижения давления в газовом потоке при подводе теплоты подробно рассматривается в курсе газовой динамики.

Полные потери давления принято выражать в долях или процентах по отношению к давлению полного торможения воздуха на входе в камеру:

(1.5)

где — полная потеря давления в камере;

— давление полного торможения газов на выходе из камеры.

Давление полного торможения воздуха в газе:

, (1.6)

где — статическое давление воздуха на входе и газа на выходе, МПа; _{В Г} — плотность воздуха и газа, кг/м³; _{В Г} — средние скорости воздуха во входном сечении и газа в выходном сечения камеры, м/с.

В современных конструкциях камер сгорания полные потери давления обычно бывают в пределах = 1−3 %.

Потери давления в камере сгорания снижают к. п. д. ГТУ. Это можно учесть с помощью аэродинамического к. п. д. камеры сгорания, который обычно составляет:. Общий к. п. д. камеры сгорания можно выразить в виде произведения:

. (1.7)

У современных камер сгорания .

Общий коэффициент избытка воздуха в камере сгорания:

(1.8)

где и — соответственно расход воздуха и топлива в камере, кг/с;

— теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 кг топлива рассчитывается элементарному составу топлива.

Как уже отмечалось в современных ГТУ = 4−8.

Непосредственно в процессе сгорания участвует не все количество воздуха G_B, а только часть его — первичный воздух, поступающий в зону горения:

(1.9)

где ₁ — коэффициент избытка первичного воздуха, зависящий от конструкции камеры сгорания и вида сжигавшего топлива.

Обычно .

2. Программная среда разработки проекта

2.1 Краткое описание метода конечных элементов

Развитие техники ставит новые задачи в области исследования работоспособности машин и их элементов. Повышение их надежности и долговечности, являясь важнейшим фактором, определяющим рост конкурентоспособности изделий, связано с достоверным определением «опасных» мест конструкций [3,9,12].

Наиболее эффективным широко используемым современным средством достижения поставленной цели является использование метода конечных элементов. Первоначально метод рассматривался как специальная инженерная процедура для построения матричных решений задач при расчете напряжений и перемещений. Однако позже стало очевидно, что этой процедуре можно дать вариационную интерпретацию, если ввести в рассмотрение потенциальную энергию системы.

Сущность метода конечных элементов состоит в аппроксимации исследуемого тела некоторой моделью, которая представляет собой совокупность элементов с конечным числом степеней свободы. Эти элементы взаимосвязаны только в узловых точках, куда прикладываются фиктивные силы, эквивалентные поверхностным напряжениям, распределенным по границами элементов. Параметры приведенной идеализированной системы определяются исходя из соответствующих вариационных решений.

Хотя основные принципы метода конечных элементов сформулированы давно, данный метод получил широкое применение только во второй половине двадцатого столетия. В основном это связано с тем, что его использование требует больших объемов рутинных вычислений. Ситуация в корне изменилась с развитием вычислительной техники, когда выяснилось, что ЭВМ вполне подходят для решения подобных задач. Первые программные продукты, использующие для расчетов метод конечных элементов, появились еще в конце шестидесятых годов.

Метод конечных элементов позволяет значительно уменьшить затраты при разработке новых изделий, так как позволяет существенно сократить объемы или даже полностью отказаться от дорогостоящих стендовых испытаний. Кроме того, с помощью метода конечных элементов можно в сравнительно короткие сроки оценить характеристики разных вариантов конструкций и выбрать наилучшую.

В последнее время метод конечных элементов применяется в самых разных отраслях промышленности и науки. С его помощью выполняются расчеты в архитектуре, причем не только расчеты на прочность, но также расчеты акустики и тепловые расчеты. Широкое применение программные продукты, использующие данный метод, получили в машиностроении для расчетов на прочность самых разных узлов и конструкций современных машин. Решаемые задачи не ограничиваются прочностными. Также важным являются задачи расчета температурного режима узлов механизмов

Отдельным, и тоже важным классом задач, решаемых методом конечных элементов, являются гидродинамические задачи, причем современные программные комплексы умеют решать практически любые задачи данного класса.

Некоторые пакеты, основанные на методе конечных элементов, «научились» решать даже такие трудно моделируемые задачи, как задачи разрушения, задачи с большими пластическими деформациями (например расчеты процессов прессования) и т. д.

В настоящее время существует достаточно много программных продуктов для решения отдельных классов задач, основанных на методе конечных элементов. Можно подобрать программный продукт практически для любой задачи. Следует отметить, что многие коммерческие программы чрезвычайно дороги (речь идет о десятках тысяч евро), но в отличие от дешевых и бесплатных программных пакетов, они способны представить более высокое качество и скорость решения задач.

Один из наиболее мощных коммерческих программных продуктов — это ANSYS [13,15]. ANSYS известен на рынке уже более двадцати лет и является наиболее распространенным средством для научных и инженерных расчетов. Особенностью ANSYS является чрезвычайно широкий спектр задач, которые он в состоянии решать. Сюда входят задачи: расчетов на прочность (как линейные, так и нелинейные), теплообмена, гидродинамики, смешанные и даже акустики.

Многоцелевой конечно-элементный пакет инженерного анализа ANSYS позволяет производить расчет в таких дисциплинах как прочность, теплофизика, динамика жидкостей и ряд других. Программа ANSYS представляет собой, компьютерную систему для проектирования и выполнения связанного междисциплинарного анализа методом конечных элементов. Программный комплекс ANSYS сертифицирован согласно серии стандартов ISO 9000, 9001, а также бессрочно аттестован в Госатомнадзоре РФ на проведение расчетов для атомной промышленности. ANSYS обеспечивает двустороннюю связь практически со всеми известными CAD-системами.

Из большого количества программных продуктов, реализующих метод конечных элементов, наибольшее распространение получили универсальные, «тяжелые» конечно-элементные пакеты.

За рубежом для расчета с помощью метода конечных элементов широко применяются такие программные пакеты, как NASTRAN, ANSYS, ABAQUS, SAP, ADINA, COSMOS.

2.2 Основные принципы проектирования в ANSYS

Программный комплекс ANSYS представляет собой многоцелевой пакет для решения сложных проблем физики и механики.

Программа располагает широким перечнем расчетных средств, которые могут учесть разнообразные конструктивные нелинейности. Многоцелевые функции комплекса ANSYS обеспечиваются наличием в нем многочисленного семейства отдельных специализированных программ, имеющих много общих функций, однако математическое обеспечение которых рассчитано на решение отдельных классов задач.

ANSYS/Multiphysics — программа для широкого круга инженерных дисциплин, которая позволяет проводить расчеты в области прочности, распространения тепла, механики жидкостей и газов, электромагнетизма, а также решать связанные задачи.

ANSYS/Mechanical — программа для решения сложных задач прочности конструкций, теплопередачи, акустики. Эта программа позволяет определять перемещения, напряжения, усилия, температуры давления и другие параметры, важные для оценки механического поведения материалов и прочности конструкции. Данная программа является подмножеством ANSYS Multiphysics.

ANSYS/Structural — выполняет сложный прочностной анализ конструкций с учетом разнообразных нелинейностей, среди которых геометрическая и физическая нелинейности, нелинейное поведение конечных элементов и потеря устойчивости. Используется для точного моделирования поведения больших и сложных расчетных моделей. Данная программа является подмножеством ANSYS/Mechanical.

ANSYS/Thermal — это отдельная программа, выделенная из пакем ANSYS/Mechanical, для решения тепловых стационарных и нестационарных задач.

ANSYS/LS-DYNA — программа, предназначенная для решения прочностных задач динамики при больших нелинейностях. Эта программа может использоваться для численного моделирования процессов формообразования материалов, анализа аварийных столкновений и ударов при конечных деформациях, включая пробивание, нелинейное поведение материала и контактное взаимодействие элементов конструкции.

ANSYS/ED — представляет собой программу, обладающую возможностями ANSYS/Multiphysics, но имеющую ограничения по размерам расчетной модели. Эта программа предназначена, в основном, для учебных целей.

Предварительная подготовка и вход в программу

Прежде, чем входить в программу, необходимо выполнить следующее:

установить разрешение дисплея не хуже 1024×765 пиксел;

цветовая палитра должна включать не менее 256 цветов.

Вход в интерактивный режим осуществляется в следующей последовательности:

настройка параметров;

запуск сессии Run Interactive Now.

После входа в интерактивный режим диалог пользователя с программой осуществляется через многооконный «Графический интерфейс пользователя (GUI)», изображенный на рисунке 2.1, в котором меню представляет собой перечень нескольких логически связанных процедур управления программой, расположенных в отдельных окнах. Кратко опишем некоторые из окон GUI.

Рисунок 2.1 — Графический интерфейс пользователя программы ANSYS

Верхнее горизонтальное окно 1 представляет собой «Меню утилит (Utility menu)». Меню утилит содержит набор часто используемых процедур, которые отображены здесь для доступа в любой момент работы программы.

Окно 2 представляет собой «Окно ввода (ANSYS input)» — область для набора команд и вывод сообщений в «Output Window» . Имеется возможность обратиться к списку введенных ранее команд. Команды можно извлекать из файла регистрации (log-файла) введенных ранее команд и (или) входных файлов для последующего ввода.

Окно 3 представляет собой «Главное меню (ANSYS Main Menu)». Оно содержит основные функции и этапы выполнения программы, которые группируются в располагаемые сбоку всплывающие (динамические) меню, вид которых зависит от продвижения по программе.

Окно 4 является «Графическим окном». Оно представляет собой область для вывода такой графической информации, как конечно-элементная модель или графики результатов анализа.