Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка отечественной энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности с применением комплекса современных расчетно-экспериментальных методов

Диссертация: Разработка отечественной энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности с применением комплекса современных расчетно-экспериментальных методов
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В марте 2007 г. ОАО «ЕЭС России» и ОАО «Газпром» согласовали базовые принципы заключения долгосрочных договоров на поставки газа, в которых подтверждены объёмы поставок организациям электроэнергетики в следующих объемах: в 2007 г. — 162,9 млрд. м3, в 2008 г. — 166,9 млрд. м3, в 2009 г. — 174,89 млрд. м3, 2010 г. — 186 млрд. м3, что соответствует протоколу Правительства РФ № 42 от 30.11.2006 г… Читать ещё >

Разработка отечественной энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности с применением комплекса современных расчетно-экспериментальных методов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Основные условные обозначения и сокращения
  • 1. Обзор технического уровня ГТУ в России и за рубежом
    • 1. 1. Развитие энергетического газотурбостроения в России
    • 1. 2. Технический уровень энергетического газотурбостроения в России и за рубежом, классификация ГТУ
      • 1. 2. 1. Технический уровень ГТУ, производимых в России и СНГ
      • 1. 2. 2. Классификация ГТУ по уровню мощности, областям применения и технико-экономическим показателям
    • 1. 3. Тенденции совершенствования ГТУ по технико-экономическим показателям и технический облик разрабатываемой ГТУ среднего класса мощности
    • 1. 4. Потребности рынка энергетического газотурбостроения в мире
    • 1. 5. Роль газотурбостроения в Концепции технической политики РАО «ЕЭС России»
    • 1. 6. Перспективы внедрения ГТУ среднего класса мощности
  • 2. Выбор и обоснование основных показателей ГТУ среднего класса мощности
    • 2. 1. Методологические основы анализа тепловых схем и основных характеристик ГТУ
      • 2. 1. 1. Тепловая схема одновальной ГТУ простого цикла
      • 2. 1. 2. Определение параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части ГТУ
      • 2. 1. 3. Возможности повышения показателей современных энергетических ГТУ, оптимизация и выбор их параметров
    • 2. 2. Методология создания компрессора ГТУ средней мощности методами численного моделирования
      • 2. 2. 1. Выбор и обоснование параметров компрессора
      • 2. 2. 2. 3D расчеты течения на номинальном режиме
      • 2. 2. 3. CFD расчеты входного устройства и закомпрессорного диффузора
    • 2. 3. Принципы построения низкоэмиссионных кольцевых камер crop ания ГТУ
      • 2. 3. 1. Концепция создания низкоэмиссионной камеры сгорания
      • 2. 3. 2. Основные принципы формирования конструктивных решений по камере сгорания
      • 2. 3. 3. Теоретическая модель физических процессов в камере сгорания
      • 2. 3. 4. Алгоритм работы низкоэмисионной камеры сгорания
    • 2. 4. Теоретические основы создания высокоэффективной охлаждаемой турбины ГТУ среднего класса мощности
      • 2. 4. 1. Общие принципы формирования проточной части турбины
      • 2. 4. 2. Численные исследования оптимальных параметров проточной части турбины
      • 2. 4. 3. Выбор и обоснование необходимой системы воздушного охлаждения для турбин высокотемпературных ГТУ
      • 2. 4. 4. Разработка схем охлаждения лопаточного аппарата турбинных ступеней ГТУ
    • 2. 5. Теоретическое обоснование необходимых характеристик прочности основных узлов ГТУ
  • 3. Материально-техническая база для исследования узлов
  • ГТУ среднего класса мощности
    • 3. 1. Стенд для испытаний модельных компрессоров
      • 3. 1. 1. Описание стенда
      • 3. 1. 2. Экспериментальная модель
      • 3. 1. 3. Методика и средства и измерений
      • 3. 1. 4. Стенды для определения потерь в закомпрессорном диффузоре и усталостных испытаний лопаток компрессора
    • 3. 2. Стенды для испытаний камер сгорания
      • 3. 2. 1. Описание стендов
      • 3. 2. 2. Испытуемый модуль камеры сгорания
      • 3. 2. 3. Методика и средства измерений
      • 3. 2. 4. Погрешности измерений
    • 3. 3. Стенд для испытаний охлаждаемых лопаточных аппаратов турбины
      • 3. 3. 1. Описание стенда
      • 3. 3. 2. Объекты исследований
      • 3. 3. 3. Методика исследований пропускной способности систем охлаждения и теплового состояния лопаток турбины с конвективной и конвективно-пленочной системами охлаждения
      • 3. 3. 4. Схемы измерений
  • 4. Результаты исследований экспериментальных узлов ГТУ, сравнение опытных и расчетных данных
    • 4. 1. Характеристики модельного компрессора по результатам испытаний, результаты тензометрирования рабочих лопаток
    • 4. 2. Характеристики экспериментального отсека камеры сгорания, технические решения по доработке штатного варианта
    • 4. 3. Экспериментальные теплогидравлические характеристики лопаток турбины с конвективным и конвективно-пленочным охлаждением, сравнение опытных результатов и теоретических расчетов
      • 4. 3. 1. Результаты исследований сопловых лопаток турбины с конвективной системой охлаждения (2-ой ступени)
      • 4. 3. 2. Результаты исследований рабочих лопаток турбины с конвективной системой охлаждения (2-ой ступени)
      • 4. 3. 3. Результаты исследований рабочих и сопловых лопаток турбины с конвективно-пленочной системой охлаждения (1-ой ступени)
  • 5. Разработка конструктивного облика энергетической ГТУ среднего класса мощности на примере ГТЭ-65 и ее использование в блоках ПГУ
    • 5. 1. Описание конструкции ГТУ в целом, технологии изготовления основных узлов и сборки
    • 5. 2. Основные принципы организации системы автоматического управления и регулирования ГТУ среднего класса мощности
    • 5. 3. Возможности использования разработанной ГТУ среднего класса мощности в парогазовых блоках, привязка головного образца к объекту эксплуатации
      • 5. 3. 1. Конденсационные ПГУ с ГТУ среднего класса мощности
      • 5. 3. 2. Теплофикационные ПГУ с ГТУ среднего класса мощности
      • 5. 3. 3. Теплофикационные ПГУ для схем с поперечными связями
    • 5. 4. Рекомендации по внедрению результатов исследований и их использованию для дальнейшего совершенствования ГТУ среднего класса мощности

Мировой технический уровень газотурбинных установок (ГТУ) в начале XXI века можно охарактеризовать тремя показателями: их собственный КПД вплотную приблизился к 40%, КПД парогазовых установок (ПГУ) — к 60%, а единичная мощность ГТУ превысила 300 МВт. По-прежнему, основными направлениями их развития являются [67] повышение температуры газа перед турбиной (до 1500°С), степени повышения давления в компрессоре (более 20), широкое внедрение новых материалов и покрытий (монокристаллических для лопаток турбины, хромистых сталей и порошковых материалов [19], [56], [63] для дисков, высокопрочного чугуна с шаровидным графитом для корпусов компрессора) и прогрессивных технологий охлаждения паром элементов камер сгорания, статорных и роторных деталей турбины с последующим использованием пара в цикле ПГУ.

По темпам внедрения парогазовых технологий энергетика России пока отстаёт как от промышленно развитых стран, так и от целого ряда развивающихся стран, в частности, в Юго-Восточной Азии и на Среднем Востоке.

Вследствие того, что в течение последних 15 лет в энергетику России практически не вкладывались средства, возник значительный отложенный спрос на модернизацию существующих установок и ввод новых блоков ПГУ.

Ещё в 2003 году в «Энергетической стратегии России» [112] отмечалось, что в перспективе произойдёт ускоренное нарастание объёмов основного энергетического оборудования, выработавшего парковый ресурс [108], [109]. Так к 2010 г. 104 млн. кВт или около 50% действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС выработает ресурс, а к 2020 г. — 150 млн. кВт, что составит около 70%. Поэтому вводы мощностей должны обеспечивать не только прирост потребности в генерирующей мощности, но и замещение выбывающего ресурс оборудования.

В «оптимистическом» варианте потребность ввода мощностей на электростанциях России за период 2003;2020 гг. [112] оценивались величиной порядка 177 млн. кВт, в том числе на ТЭС — 143 млн. кВт. При этом объёмы вводов на замену устаревшего оборудования (техническое перевооружение) должны составить около 76 млн. кВт. В «умеренном» варианте потребность во вводе генерирующих мощностей оценивалась величиной порядка 121 млн. кВт, из них 70 млн. — за счёт технического перевооружения.

В [112] предполагалось, что основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 67−70%. Выработка электроэнергии на ТЭС к 2020 г. возрастёт в 1,4 -1,5 раза по сравнению с 2001 г. и прогнозно составит 655−688 млрд. кВт-ч к 2010 г. и 790−850 млрд. кВтч к 2020 г.

По более поздним оценкам [8] отрицательная динамика (выбытие) существующих установленных мощностей приведёт в 2020 г. к их снижению до 169 ГВт. Максимальная потребность в установленной мощности в 2020 г. составит уже 401 ГВт. Базовая потребность в установленной мощности составляет 349 ГВт (рис. 1). Таким образом максимальная потребность в вводе мощностей составит 232 ГВт, а в базовом варианте — 180 ГВт.

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения ТЭС в европейской части страны и ужесточение экологических требований обуславливают необходимость скорейшего внедрение достижений научно-технического прогресса в электроэнергетике, и в первую очередь парогазовых технологий. Ключевым вопросом внедрения ПГУ являются перспективы топливоснабжения.

В марте 2007 г. ОАО «ЕЭС России» и ОАО «Газпром» согласовали базовые принципы заключения долгосрочных договоров на поставки газа, в которых подтверждены объёмы поставок организациям электроэнергетики в следующих объемах: в 2007 г. — 162,9 млрд. м3, в 2008 г. — 166,9 млрд. м3, в 2009 г. — 174,89 млрд. м3, 2010 г. — 186 млрд. м3, что соответствует протоколу Правительства РФ № 42 от 30.11.2006 г. При этом объём поставки природного газа, получаемого от ОАО «Газпром» составит 103 млрд. м, дополнительные объёмы будут закупаться у независимых производителей газа и на торговой площадке ООО «Межрегионгаз».

Основным условием долгосрочных договоров будет являться принцип «take or pay» с правом РАО «ЕЭС России» при наличии технической возможности перераспределить «невыбранный» газ между своими объектами газопотребления или перенести поставку на последующие периоды.

История развития парогазового цикла в XX веке подробно рассмотрена в [72], [73]. В России фактическое начало внедрения ПТУ было положено вводом в эксплуатацию 22 декабря 2000 г. на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга первого теплофикационного энергоблока ПГУ-450Т. Блок представляет собой парогазовую установку, выполненную по бинарной схеме, и состоящую из двух газотурбинных установок фирмы Siemens Y94.2, двух вертикальных котлов-утилизаторов П-90 производства ЗИО, паровой турбины Т-150−7,7 производства JIM3 и трёх электрогенераторов производства ОАО «Электросила». Электрическая мощность блока составляет 450 МВт, проектная тепловая мощность 350 Гкал/ч. После ввода в ноябре 2006 г. 2-го блока установленная мощность электростанции составляет 900 МВт.

Несколько ранее — в 1999 году на ТЭЦ-29, филиале ГРЭС-3 ОАО «Мосэнерго» (г. Электросталь), введена в эксплуатацию ГТУ-ТЭЦ на базе ГТУ GT35C фирмы ALSTOM. ГТУ комплектуется генератором ALSTOM. Водогрейный котёл-утилизатор фирмы Foster Wheeler. Электрическая мощность установки 16,9 МВт, тепловая — 28 МВт.

В 2004 г. на Тюменской ТЭЦ был введен парогазовый энергоблок ПТУ-190/220 с ГТУ фирмы Siemens V64.3A [58], выполненный по схеме со сбросом отработавших в ГТУ газов в энергетический котёл. Мощность блока вместе с паровой турбиной составляет 215 МВт.

Также в 2004 г. на Сочинской ТЭЦ пущен блок ПГУ-39 с газотурбинной установкой фирмы Siemens GT10C [57]. ПГУ выполнена с одной ГТУ, одним котлом-утилизатором П-103 Машиностроительного завода «ЗиО-Подольск», одной паровой турбиной Т-10/11−5,2/0,2 КТЗ, электрогенератором газовой туртурбины AMS фирмы ABB и электрогенератором паровой турбины ТАП-12−2КУЗ «Электросилы». Общая установленная мощность блока 39 МВт.

В 2005 г. на Дзержинской ТЭЦ запущена ПТУ с ГТУ V94.2 фирмы Сименс. В состав оборудования блока входят: генератор ГТУ типа TLRI (Сименс), теплофикационная турбина Т30/50 (ОАО «Теплоэнергосервис, Екатеринбург), генератор паровой турбины типа ТТВФП-63−2, мощностью 45 МВт (Филиал ОАО «Силовые машины» «Электросила»), котёл-утилизатор П-91 (ОАО «ИК ЗИОМАР»). Пар от КУ подаётся в общестанционный коллектор.

В этом же году в Белгороде введены в эксплуатацию два блока на ГТУ-ТЭЦ «Луч» с ГТУ фирмы GE LM2500+ суммарной мощностью 60 МВт. Установка комплектуется двумя вертикальными водогрейными котлами КУВ-35,0/150 Машиностроительного завода «ЗиО-Подольск».

В октябре 2005 г. принят в эксплуатацию первый энергоблок Калининградской ТЭЦ-2 с ПГУ-450. По тепловой схеме и составу оборудования этот блок аналогичен блоку ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге, только вместо импортных ГТУ V94.2 применены отечественные ГТЭ-160, изготавливаемые Филиалом ОАО «Силовые машины» «ЛМЗ» по лицензии Siemens. В отличие от Северо-Западной ТЭЦ на этой электростанции применён горизонтальный котёл-утилизатор П-96, также Машиностроительного завода «ЗиО-Подольск». Проведенные в мае 2006 г. гарантийные испытания подтвердили заявленные параметры ГТУ.

ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» (группа «Энергомаш») в течение 6 лет реализует проект по строительству серии многоблочных автономных теплоэлектроцентралей.

Проект охватывает 45 станций в шести Федеральных округах России, на которых будет установлено 120 турбоблоков по 9 МВт, 20 из них запущены в промышленную эксплуатацию. Каждая ТЭЦ имеет два или четыре блока с ГТУ типа ГТЭ-009 (электрической мощностью 9 МВт и тепловой 21 Гкал/ч). На июнь 2007 г. суммарная выработка электроэнергии на этих ТЭЦ превысила 1,146 млрд. кВт-ч [86].

В 2007 г. завершено строительство первого полублока Ивановской ГРЭС, на которой создаётся конденсационная парогазовая установка мощностью 325 МВт на базе двух ГТЭ-110 НПО «Сатурн» с котлом-утилизатором П-88 Машиностроительного завода «ЗиО-Подольск», паровой турбиной К-110−6,5 Филиала ОАО «Силовые машины» «ЛМЗ» и генераторами Филиала ОАО «Силовые машины» «Электросила».

В 2006 г. в ОАО «Мосэнерго» строятся два новых теплофикационных блока ПГУ-450 с ГТЭ-160 на ТЭЦ-27 и ТЭЦ-21 с вводом в эксплуатацию в 2007 и 2008 годах соответственно, а на ТЭЦ-26 начато строительство блока ПГУ-420 на базе газотурбинной установки АГАТОМ ОТ26.

Идёт реконструкция ТЭЦ-9 Мосэнерго с внедрением головного образца газотурбинной установки ГТЭ-65 Филиала ОАО «Силовые машины» «ЛМЗ» с котлом-утилизатором П-111 Машиностроительного завода «ЗиО-Подольск» по схеме сброса пара в общий коллектор для обеспечения работы имеющихся паровых турбин.

В январе 2007 года в Ноябрьске, Ямало-Ненецкий АО, начато строительство первой частной электростанции с ПТУ на базе газовых турбин ОЕ. Установленная электрическая мощность ПТУ составит 124 МВт, тепловая — 90 Гкал/ч.

Принято решение о строительстве ПТУ с ГТУ мощностью 270 МВт: ПГУ-800 с двумя ГТУ на Сургутской ГРЭС-2, Нижневартовский ГРЭС и Ки-ришской ГРЭС, ПГУ-400 с одной ГТУ на Шатурской ГРЭС, Няганской ГРЭС, Астраханской ТЭЦ-2 и Средне-Уральской ГРЭС.

Кроме того, начаты работы по проектированию ПГУ с ГТЭ-160 для ТЭЦ-5 (Правобережная) и ТЭЦ-22 (Южная) ОАО «Ленэнерго» (ПГУ-450Т), Челябинской ТЭЦ-3 и Дягилевской ТЭЦ (ПГУ-230Т) и с У64.3А для ТЭЦ-14 (Первомайская) ОАО «Ленэнерго» (два блока ПГУ-180Т), Тюменской ТЭЦ-1 (сбросная ПГУ-190/220). необходимый прирост установленной мощности ^^.

232 ГВт.

180 ГВт.

2Ш6 г.

2010 г.

2015 г.

2020 г.

Динамика существующей установление мощности.

ПотреВногтъ в установленной мощности (баз, вариант).

Потребность в установленной мощное&trade- (макс, вариант).

ГВт.

— 12.

— 10 — 8 — 6.

— 4.

— 2 — О.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012.

Рис. 1. Потребность в вводе новых генерирующих мощностей [8] и темпы строительства блоков ПГУ в России.

Представляется, что мы находимся на пороге нового «энергетического бума», возникающего в связи с практическим внедрением парогазовых технологий производства электроэнергии, приход которого был абсолютно предсказуем на основе зарубежного опыта, особенно в такой богатой газом стране, как Россия. Даже временная разница в экспортных и внутренних ценах на газ и, как следствие, его дефицит — «на руку» ПГУ. Довольно скоро оправдается парадоксальный не первый взгляд тезис: чем меньше газа — тем больше ПГУ, поскольку именно в условиях дефицита и подорожания газа наиболее рельефно проявляются преимущества ПТУ по КПД.

Решение задач, поставленных в Энергетической стратегии России, техническое перевооружение электроэнергетики не возможны без развития отечественного энергетического машиностроения [5], [80].

Наиболее освоенными в России надо признать ГТУ малой мощности (до 25 МВт), которые получены как результат конверсии авиационных или судовых газотурбинных двигателей. Примерами таких установок могут служить разработанные ОАО «Авиадвигатель» [12], [18] ГТУ-2,5П мощностью 2,7 МВт, ГТУ-4П — 4,17 МВт, ГТУ12П — 12,42 МВт, ГТУ-16П — 15,56 МВт, ГТУ-25П — 25,8 МВтГТГ-1500−2Г мощностью 1,59 МВт ОАО «Пролетарский завод" — ГТД-6РМ мощностью 6,5 МВт ОАО «НПО «Сатурн" — НК-16СТ мощностью 16 МВт ОАО «КМПО» и др.

Другими, в основном, освоенным классом являются ГТУ мощностью более 100 МВт: ГТЭ-160 мощностью 157 МВт производства ОАО «Силовые машины» по лицензии Siemens, а также ГТЭ-110, производимая НПО «Сатурн» по лицензии «Зоря-Машпроект», Украина.

Между тем, одной из самых востребованных при реконструкции паросиловых установок с использованием газотурбинных технологий путём сброса отработанных газов в энергетический котёл или надстройки с отдельным котлом-утилизатором и вытеснением регенерации, а также замещением котлов на электростанциях с центральным коллектором и параллельными связями и, наконец, просто для новых бинарных ПГУ мощностью от 100 до 200 МВт являются ГТУ среднего класса мощностью порядка 50−70 МВт [70], [71], [81], [96]. Такой установки в российском машиностроении нет, и её разработка является актуальной задачей как с научно-технической, так и с практической точки зрения.

Цель работы заключается в разработке основных научно-технических решений для создания отечественной энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности на основе применения комплекса современных расчетно-экспериментальных методов исследований и использования ее в составе ПГУ современных ТЭЦ и ГРЭС.

Для достижения указанной цели в работе были поставлены и решены следующие задачи:

— обобщение опыта разработки, создания и доводки ГТУ аналогичного класса мощности за рубежом;

— оптимизация термодинамических параметров ГТУ среднего класса мощности и разработка основных конструкторско-технологических решений;

— создание материально-технической базы стендов и экспериментальных моделей для исследований наиболее ответственных узлов ГТУ: компрессора, камеры сгорания и охлаждаемых турбинных лопаток;

— выбор методик трехмерных расчетов и прикладных программ, достоверных экспериментальных методов исследований;

— проведение стендовых испытаний модельного компрессора, модуля низкоэмиссионной камеры сгорания и охлаждаемых турбинных лопаток с конвективной и конвективно-пленочной системами охлаждения;

— сопоставление теоретических моделей с результатами модельных испытаний основных узлов ГТУ;

— разработка научно-технических рекомендаций по созданию энергетической ГТУ среднего класса мощности и ее использованию в комбинированных схемах выработки электрической и тепловой мощности;

— разработка на примере ГТЭ-65 конструктивного облика отечественной ГТУ среднего класса мощности и выработка технических решений по освоению ее производства.

Объектом исследования является класс энергетических газотурбинных установок средней мощности (25−70 МВт). Предмет исследований — газодинамические и теплотехнические характеристики определяющих узлов ГТУкомпрессора, камеры сгорания, охлаждаемых лопаток турбины методами теоретических расчетов и модельных стендовых испытаний.

6. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ.

Разработана отечественная энергетическая газотурбинная установка среднего класса мощности. В основу методологии разработки положено применение комплекса теоретических методов трехмерного численного моделирования основных узлов ГТУ, максимальное использование отработанных на прототипах конструкторско-технологических решений, проведение стендовых модельных испытаний компрессора, камеры сгорания и охлаждаемых турбинных лопаток, сопоставление численных моделей с экспериментальными данными, оптимизация технических решений по результатам испытаний и внедрение отработанных таким образом узлов в конструкцию ГТУ.

Основные научно-исследовательские результаты работы заключаются в следующем:

— оптимизированы термодинамические параметры основных узлов газотурбинной установки — компрессора, камеры сгорания и турбины, а их характеристики взаимоувязаны для работы в едином турбоагрегате, что обеспечило электрический КПД энергетической ГТУ среднего класса мощности 35,2%;

— разработана, изготовлена в масштабе 1:2,23 и испытана на стенде модель первых шести, наиболее нагруженных ступеней компрессора, определены газодинамические характеристики модельного отсека и вибрационное состояние лопаточного аппарата, которые позволили уточнить теоретическую модель;

— спроектирован 16-ти ступенчатый осевой компрессор со степенью сжатия и адиабатическим КПД на номинальном режиме 15,6 и 86% соответственно, имеющий три ступени поворотных направляющих аппаратов для регулировки расхода и поддержания постоянной температуры на выходе из ГТУ от 100% до 70% ее мощности;

— создан специализированный стенд испытаний камер сгорания и их элементов на газообразном топливе при давлении воздуха до 0,9 МПа, натурных температурах газа до 1400 °C и воздуха до 450 °C, на котором проведены испытания модуля (сегмента) кольцевой камеры сгорания применительно для ГТУ среднего класса мощности;

— на основании расчетно-экспериментальных исследований разработана кольцевая, малоэмиссионная камера сгорания, обеспечивающая заданную радиальную и окружную эпюры температур перед турбиной с максимальными значениями в пределах 12% и 22% соответственно от подогрева в камере сгорания и допустимый нормативными документами уровень выбросов 1ЧОх < 50 мг/нм3 при 15% 02;

— разработан лопаточный аппарат турбины с конвективно-пленочной системой охлаждения 1-ой ступени, обеспечивающей глубину охлаждения 0,40,56 в среднем сечении, и конвективной системой охлаждения 2-ой ступени турбины с глубиной охлаждения 0,25−0,35 в среднем сечении, который может быть изготовлен методом освоенной равноосной технологии «по выплавляемым моделям»;

— проведены тепло-гидравлические испытания полноразмерных турбинных лопаток с конвективно-пленочной и конвективной системами охлаждения, которые при близких к натурным температурам газа до 1000 °C и воздуха до 350 °C, а также номинальных отношениях давления охлаждающего воздуха к статическому давлению газа на выходной кромке, позволили определить расходные характеристики систем охлаждения лопаток, их температурное состояние и безразмерную глубину охлаждения;

— спроектирована 4-х ступенчатая турбина с внутренним КПД 0,887, имеющая семь охлаждаемых венцоввоздух на охлаждение и уплотнение зазоров в суммарном количестве 24,7% отбирается как из-за компрессора, так и от промежуточных его ступеней;

— в результате модельных испытаний масштабированного компрессора,.

306 модуля камеры сгорания и полноразмерного лопаточного аппарата экспериментальным путем выявлены основные особенности аэродинамических и тепловых характеристик этих узлов, что позволило идентифицировать теоретические модели и уточнить инженерные методики их расчетов, трансформировать полученные результаты на натурные условия эксплуатации ГТУ;

— на базе изложенных в работе методов и рекомендаций могут быть разработаны и созданы ГТУ среднего класса мощности (25−70 МВт) с КПД не менее 35%, а также ГТУ большего класса мощности (вплоть до 220−250 МВт) путем аэродинамического и теплового масштабирования;

— разработанная ГТУ позволяет рекомендовать ее для широкого использования в различных схемах комбинированного цикла: бинарных (КПД не менее 52%), схемах надстройки паросиловых блоков и для других регенеративных вариантов.

Практическим внедрением является использование научно-технических результатов работы при создании в Филиале ОАО «Силовые Машины» «ЛМЗ» головного образца отечественной энергетической газотурбинной установки ГТЭ-65 для эксплуатации в составе блока ПГУ по схеме «с параллельными связями» на ТЭЦ-9 ОАО «Мосэнерго».

Показать весь текст

Список литературы

  1. Л.В. Стационарные газотурбинные установки / Л. В. Арсеньев, В. Г. Тырышкин. — Л.: Машиностроение, 1989.
  2. П.А. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий / П. А. Березинец, Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2001. — № 6. — С. 11−20.
  3. Г. И. Совершенствование вихревых диффузоров / Г. И. Богорадовский, Э. И. Гудков, Ю. А. Кравцов и др. // Теплоэнергетика. 1987. -№ 7.-С. 35−37.
  4. Ю.С. Энергетическая стратегия России и проблемы развития отечественного энергетического машиностроения / Ю. С. Васильев, С. Г. Митин, Ю. К. Петреня // Тяжелое машиностроение. 2002. — № 10. — С. 2−5.
  5. Г. К. Организация низкоэмиссионного сжигания газа в газотурбинных установках / Г. К. Ведешкин, Е. Д. Свердлов // Теплоэнергетика. -2005.-№ 11.-С. 10−13.
  6. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. М.: РАО «ЕЭС России», 2007.
  7. В.П. Обеспечение экологических требований при производстве тепла и электроэнергии на тепловых электростанциях / А. Г. Тумановский, В. П. Глебов, А. Н. Чугаева и др. // Теплоэнергетика. 2006. — № 7. — С. 35−42.
  8. Глебов В. П. Природоохранные мероприятия в тепловой энергетике
  9. России / В. П. Глебов, А. Г. Тумановский, Е. В. Минаев и др. // Энергетик. -1994.-№ 6. -С. 7−11.
  10. ГОСТ 25.502−79. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость.
  11. ГТУ-27ПС перспективный газотурбинный привод сложного цикла / A.A. Иноземцев, Д. Д. Сулимов, A.A. Пожаринский, C.B. Торопчин // Газотурбинные технологии. — 2005. — № 4. — С. 2−7.
  12. Э.И. Имитация реальных условий входа потока при статических испытаниях моделей выхлопных патрубков / Э. И. Гудков, В. А. Басов, В. А. Конев // Труды ЦКТИ. Вып. 274. СПб. — 1992.
  13. М.Е. Газодинамика диффузоров и выхлопных патрубков турбомашин / М. Е. Дейч, А. Е. Зарянкин. М.: Энергия, 1970.
  14. Г. С. Газовые турбины авиационных двигателей. М.: Оборонгиз, 1963.
  15. В.А. Отечественные газотурбинные двигатели. Основные параметры и конструктивные схемы. М.: Машиностроение, 2005.
  16. И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. -М.: Машиностроение, 1975.
  17. A.A. Пермские газотурбинные технологии / A.A. Иноземцев // Газовая промышленность. 2005. — № 9. — С. 38−39.
  18. Исследование охлаждаемых направляющих лопаток турбины в составе агрегатов ГТЭ-150 при доводке их до среднемассовой температуры газа 950 °C / М. С. Золотогоров, А. Г. Николаев, A.C. Лебедев, A.A. Соломатников // Тр. ЦКТИ. Вып. 284. СПб. — 2002. — С. 90−98.
  19. Н. Аэродинамика компрессоров. -М.: Мир, 2000.
  20. И.И. Автоматическое регулирование паровых и газовых турбин. М.: Машгиз, 1961.
  21. С.З. Конструкция и расчет системы охлаждения газовых турбин / С. З. Копелев, А. Ф. Слитенко. -М.: Машиносторение, 1972.
  22. А.Г. Динамика и прочность турбомашин. М.: Издательство МЭИ, 2000.
  23. С.С. Справочник по теплопередаче / С. С. Кутателадзе, В. М. Боришанский. М.: Госэнергоиздат, 1959.
  24. К.Л. Методы оптимизации проточных частей осевых тепловых турбин. М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1984 (Энерг. машиностроение / НИИ экономики орг. производства и техн. экон. информ. в энерг. машиностроении- вып. 3).
  25. К.Л. Многорежимная оптимизация проточных частей авиационных газовых турбин / К. Л. Лапшин // Изв. вузов. Сер. Авиац. техника. 1998,-№ 2. -С. 95−98.
  26. К.Л. Трехмерный газодинамический расчет потока в ступени осевой турбины со сниженным градиентом степени реактивности / К. Л. Лапшин, М. С. Панкратов // Энергомашиностроение. 2006. — № 2. — С. 57−60.
  27. A.C. ГТЭ-150: от опытной эксплуатации к промышленной / A.C. Лебедев // Газотурбинные технологии. 2001. — № 3. — С. 32−33.
  28. A.C. Метод оценки профильной температурной неравномерности в охлаждаемых турбинных лопатках на стадии начального проектирования. / A.C. Лебедев // Изв. вузов. Сер. Авиационная техника. -1987. -№ 3.- С. 90−92.
  29. A.C. Охлаждаемая лопатка турбомашины, а.с. № 733 355 с приоритетом по заявке № 2 680 272 от 30.10.1978.
  30. A.C. Проект газотурбинной установки ГТЭ-65 Концерна «Силовые машины» / A.C. Лебедев // Тез. докл. конф. «Russia Power 2006», M., 14−16 марта 2006.
  31. A.C. Работы ОАО «ЛМЗ» в области мощных газовых турбин / A.C. Лебедев // Тез. докл. XLVIII науч.-техн. сессии по проблемам газовых турбин. Рыбинск, 2001.
  32. A.C. Экспериментальное исследование теплообмена в модельных каналах охлаждения турбинных лопаток. / A.C. Лебедев // Изв. вузов СССР. Сер. Энергетика. 1986. — № 9. — С. 92−96.
  33. A.C., Алексеев Н. М., Бичев А. Г., Гайгеров В.И., Гуськов В. И., Демин Р. Н., Елтаренко A.A., Зеленгур A.A., Миронов Б. П., Сергеев В. А., Тарарин В.Н., а.с. № 278 462 с приоритетом по заявке № 3 179 846 от 31.08.1987.
  34. A.C. Создание оборудования для парогазовых блоков одна из приоритетных задач энергомашиностроителей / A.C. Лебедев, Г. Л. Буталов // Теплоэнергетика. — 2007. — № 4. — С. 42−45.
  35. A.C. Газотурбинные установки для современных технологий выработки электроэнергии. / A.C. Лебедев, Г. Л. Буталов // Энергетик. 2007. -№ 8.-С. 18−21.
  36. A.C. Газотурбинные установки ОАО «Силовые машины» для парогазовых блоков / A.C. Лебедев, Г. Л. Буталов // Тез. докл. LIII науч.-техн. сессии по проблемам газовых турбин, Москва, 13−14 сент. 2006 г.: Сб. -М, 2006.-С. 39−42.
  37. A.C. Энергетическая газотурбинная установка среднего класса мощности ГТЭ-65: конструкция и производство / A.C. Лебедев, И. С. Варламов, М. В. Росляков // Электрические станции. 2007. — № 1. — С. 19−22.
  38. A.C. Опыт эксплуатации ГТЭ-150 на ГРЭС-3 Мосэнерго в период 1998—2002 гг../ A.C. Лебедев, И. В. Залетов // Тр. ЦКТИ. Вып. 284. -СПб, 2002.-С. 35−40.
  39. A.C. Новое направление работ на АО «ЛМЗ» -газотурбинные установки мощностью 160−180 МВт / A.C. Лебедев, А, Н. Зандрак // Электрические станции. 2002. — № 7. — С. 13−15.
  40. A.C. Охлаждение лопаточных аппаратов газовых турбин: Обзор / A.C. Лебедев, А. Н. Коваленко, Л. П. Сафонов. М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1990. — 40 с. — (Энергетическое машиностроение:. Сер. 3. Вып. 4).
  41. A.C. Парогазовые установки с котлами-утилизаторами на базе энергетического оборудования ОАО «Силовые машины» / A.C. Лебедев, И. В. Патрина, В. А. Фомин // Электрические станции. 2005. — № 10. — С. 7178.
  42. A.C. Стенды испытательной станции для исследования низкоэмиссионных камер сгорания / A.C. Лебедев, H.H. Пономарев // Газотурбинные технологии. 2005. — № 5. — С. 44−48.
  43. A.C. Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт / A.C. Лебедев, Н. И. Серебряников, Д. Д. Сулимов, A.A. Романов // Теплоэнергетика. 2001. — № 5. — С. 8−11.
  44. A.C. Стратегия ресурсного проектирования новой энергетической газотурбинной установки ГТЭ-180 / A.C. Лебедев, Н. О. Симин // Теплоэнергетика. 2004. -№ 11.- С.9−13.
  45. A.C. Обоснование выбора параметров тепловой схемы газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65 и характеристики ее основных узлов. / A.C. Лебедев, Н. О. Симин // Тяжелое машиностроение. -2007. № 7. — С. 2−7.
  46. A.C. Применение современных методов трехмерного математического моделирования физических процессов при создании энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65 /
  47. A.C., Лебедев, Н. О. Симин // Тез. докл. LI науч.-техн. сессии по проблемам газовых турбин, Уфа, 21−23 сент. 2004 г.: Сб. Уфа, 2004. — С. 59.
  48. .П. О влиянии смешения на процесс горения в первичной зоне камеры сгорания ГТД. Труды ЦИАМ № 1010. М., 1982.
  49. А. Процессы в камерах сгорания ГТД. М., Мир, 1986.
  50. Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Физматгиз, 1959.
  51. Математическое моделирование и оптимизация параметров рабочих процессов в газотурбинных и комбинированных парогазовых установках / И. А. Богов, A.C. Лебедев и др. СПб.: Энергомашиностроение, 2005.
  52. Материалы и защитные покрытия турбинных лопаток основа эффективности ГТД / В. П. Лесников, В. П. Кузнецов, A.A. Иноземцев, A.C. Коряковцев // Газотурбинные технологии. — 2005. — № 2. — С. 36−38.
  53. C.B. Испытание газотурбинных установок ГТ-10С (SGT-700) на Сочинской ТЭС / C.B. Малахов, Г. Г. Ольховский, В. А. Голубничий // Теплоэнергетика. 2006. — № 12. — С. 2−10.
  54. C.B. Результаты гарантийных испытаний газотурбинной установки V-64.3A на Тюменской ТЭЦ-1 / C.B. Малахов, Г. Г. Ольховский,
  55. B.А. Брызгалов // Теплоэнергетика. 2006. — № 12. — С. 33−35.
  56. Марочник сталей и сплавов. М.: Машиностроение, 2001.
  57. Х.И. Проект эффективного энергоблока мощностью 600 МВтна каменном угле / Х. И. Мейер, А. Г. Тумановский, В. Р. Котлер // Электрические станции. 2005. — № 3. — С. 67−71.
  58. В.К. Проектирование и расчет выходных диффузоров турбомашин / В. К. Мигай, Э. И. Гудков. Л.: Машиностроение, 1981.
  59. В.К. Совершенствование аэродинамики напорного патрубка осевой воздуходувки для мощных котлов / В. К. Мигай, Э. И. Гудков // Энергомашиностроение. 1971. — № 8. — С. 16−18.
  60. Монокристаллический никелевый сплав ЖС36ВИ: структура, свойства применение / В. П. Кузнецов, В. П. Лесников, A.A. Иноземцев, A.C. Коряковцев // Газотурбинные технологии. 2006. — № 3. — С. 22−23.
  61. Ю.А. Обеспечение требуемых ресурса и прочностной надежности газотурбинных установок, создаваемых на базе авиационных двигателей / Ю. А. Ножницкий, Б. С. Блинник, Н. Г. Бычков и др. // Теплоэнергетика. 2005. — № 11. — С. 35−40.
  62. Ю.А. Стандартизация и сертификация газотурбинных установок / Ю. А. Ножницкий, В. М. Гусев, И. Н. Долгополов и др. // Газотурбинные технологии. 2005. — № 7. — С. 20−24.
  63. Г. Г. Газовые турбины для энергетики / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2004. — № 1. — С. 33−43.
  64. Г. Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и паротурбинных установок за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2002. — № 9. — С. 72−77.
  65. Г. Г. Энергетические ГТУ за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2004. — № 11. — С. 71 -76.
  66. Г. Г. Основные технические направления и тенденции развития рынка газотурбинной и парогазовой тематики (обзор) / Г. Г. Ольховский, В. В. Гончаров. М., 2007.
  67. Г. Г. Перспективы развития российской теплоэнергетики / Г. Г. Ольховский, А. Г. Тумановский // Энергия: Экономика. Техника. Экология. 2003. — № 4. — С. 9−16.
  68. Г. Г. Перспективы развития теплоэнергетики / Г. Г. Ольховский, А. Г. Тумановский // Энергия: Экономика. Техника. Экология. -2003,-№ 5.-С. 2−11.
  69. Ю.К. История парогазового цикла / Ю. К. Петреня, JT.A. Хоменок // Акад. энергетики. 2007. — № 1. — С. 62−66.
  70. Ю.К. История парогазового цикла / Ю. К. Петреня, JI.A. Хоменок // Акад. энергетики. 2007. -№ 2. — С. 76−80.
  71. И.Л. Аэродинамический эксперимент в машиностроении. М.-Л.: Машгиз, 1959.
  72. Пресс-релиз РАО «ЕЭС России», Москва, 15 февраля 2007.
  73. Программа газодинамического анализа параметров осевого компрессора. Инструкция пользователю. Отчет по второму этапу договора № 64/98 от 16.09.1998 г. по теме: «Анализ OK». СНТК им. Кузнецова, Самара. — 72 с.
  74. Разработка метода оценки усталостной прочности рабочих лопаток турбин. Отчет НПО ЦКТИ, 0−13 208. Л., 1985.
  75. РД 50−213−80. Правила измерения расходов газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М.: Изд. стандартов, 1982.
  76. A.A. Перспективы электроэнергетики ее техническое перевооружение / A.A. Романов, Н. Т. Сорокин, Ю. К. Петреня // Тяжелое машиностроение. — 2002. — № 10. — С. 6−8.
  77. A.A. Перспективы технического перевооружения электроэнергетики / A.A. Романов, Н. Т. Сорокин, Ю. К. Петреня // Тр. ЦКТИ. Вып. 283.-М., 2002.-С. 5−11.
  78. РТМ 108.020.14−82. Нормы статической и термоциклической прочности рабочих и направляющих лопаток. Л.: НПО ЦКТИ, 1982.
  79. РТМ 108.021.13−83. Расчет валопровода турбоагрегата на внезапное короткое замыкание. Л.: ТЕЛО ЦКТИ, 1983.
  80. РТМ 108.022.104−77. Турбины газовые стационарные. Расчет на прочность хвостовых соединений рабочих лопаток газовых турбин. Л.: НПО ЦКТИ, 1978.
  81. РТМ 108.022.106−86 Установки газотурбинные. Расчет на прочность дисков и роторов. Л.: НПО ЦКТИ, 1986.
  82. Сайт группы «Энергомаш» (www.energomash.ru), раздел ГТ-ТЭЦ.
  83. A.A. Будущее газовых турбин в Японии // Энергетика за рубежом. 2006. — № 6. — С. 29−31.
  84. К.П. Теория и расчет турбокомпрессоров / К. П. Селезнев Ю.С. Подобуев, С. А. Анисимов. -М.: Машиностроение, 1978.
  85. В.А. 75 лет во главе научно-технического прогресса в области авиационных двигателей и газотурбинных установок / В. А. Скибин, В. И. Солонин, Т. К. Ведешкин // Теплоэнергетика. 2005. — № 11. — С. 2−9.
  86. Создание оборудования для парогазовых блоков одна из приоритетных задач энергомашиностроителей / В. Д. Гаев, A.C. Лебедев, С. А. Иванов, А. Н. Велик // Энергомашиностроение. — 2005. — № 2−3. — С. 15−19.
  87. .В., Медведев В. В., Лебедев A.C., Елтаренко A.A., Черный М. С. Способ теплообмена, а.с. № 1 481 586 с приоритетом по заявке № 4 311 192 от 28.09.1987.
  88. .В., Медведев В. В., Лебедев A.C., Елтаренко A.A. Охлаждаемая лопатка газовой турбины, а.с. № 1 480 435 с приоритетом по заявке № 4 310 248 от 28.09.1987.
  89. Ю.М., Еремин A.C. Патент на полезную модель № 53 724. Охлаждаемая сопловая лопатка газовой турбины.
  90. A.M., Лебедев A.C., Соломатников A.A., Иванов E.H. Охлаждаемая лопатка газовой турбины, изобретение, решение о выдачепатента от 10.01.1998 г., с приоритетом по заявке № 2 101 513 от 15.06.1993.
  91. ТМ 764 771. Исследование диафрагм, сопел и сопел Вентури во всасывающем тракте. Л., НПО ЦКТИ, 1977.
  92. .М. Теплофикационная утилизационная парогазовая установка мощностью 210МВт / Б. М. Трояновский, А. Д. Трухний, В. Г. Грибин // Теплоэнергетика. 1998. — № 8. — С. 9−12.
  93. А.Д. Стационарные паровые турбины. 2-е изд. перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1990.
  94. А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 41. Объект и методика проведения исследований / Теплоэнергетика. 1999. — № 1. — С. 27−31.
  95. А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 42. / Теплоэнергетика. 1999. -№ 7. — С. 54−59.
  96. А.Д. Основы современной энергетики: курс лекций для менджеров энергетических компаний: современная теплоэнергетика / А. Д. Трухний, В.В. Клименко- под ред Е. В. Аметистова. М.: Изд. МЭИ, 2002.
  97. А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для ВУЗов / А. Д. Трухний, Б. В. Ломакин. -М.: Изд-во МЭИ, 2002.
  98. А.Д. Выбор профиля маневренных парогазовых установок для новых электростанций России / А. Д. Трухний, И. А. Михайлов // Теплоэнергетика. 2006. — № 6. — С. 45−49.
  99. А.Г. Малотоксичные камеры сгорания для энергетических ГТУ / А. Г. Тумановский, М. Н. Гутник, К. Ю. Соколов // Теплоэнергетика. 1997. — № 3. — С. 48−52.
  100. А.Г. Перспективы создания высокотемпературных малотоксичных камер сгорания стационарных ГТУ / А. Г. Тумановский, М. Н. Гутник, М. Н. Артеменко // Теплоэнергетика. 2000. — № 10. — С. 23−26.
  101. А.Г. Проблема и пути создания малотоксичных камер сгорания для перспективных стационарных ГТУ / А. Г. Тумановский, М. Н. Гутник, В. Д. Васильев и др. // Теплоэнергетика. 2006. — № 7. — С. 22−29.
  102. А.Г. Исследование рабочего процесса двухзонной камеры сгорания стационарной ГТУ / Тумановский А. Г, Соколов К. Ю, Гутник М. Н. и др. // Теплоэнергетика. 1994. — № 9. — С. 20−24.
  103. О.Н. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России / О. Н. Фаворский, Э. П. Волков, Г. Г. Ольховский // Энергия: Экономика. Техника. Экология. 2001. — № 2. — С. 2−7.
  104. О.Н. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России / О. Н. Фаворский, Э. П. Волков, Г. Г. Ольховский // Наука и промышленность России. 2001. -№ 4−5. — С. 15−19.
  105. К.В. Теория и расчет авиационных лопаточных машин. — М.: Машиностроение, 1970.
  106. C.B. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / C.B. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов. М.: Издательство МЭИ, 2002.
  107. Энергетическая стратегия России // Энергия России. 2003. — № 8−9. -С. 2−3.
  108. Эффективность осерадиальных диффузоров при различных режимах течения / JI.M. Зысина-Моложен, В. М. Кузнецова, Ю. С. Сачков, JI.A. Фельдберг // Теплоэнергетика. 1980. — № 5. — С. 19−23.
  109. Barker Thomas, Kalyanaraman Kalyan. GE delivers LMS100 for Mid-Load Power // Turbomachinery international, January/February 2004.
  110. Documentation for ANSYS, Release 8.1, 2.5.12. Creep equation. Ansys Inc., 2002.
  111. Gas Turbine World 2006 Handbook.
  112. Gas Turbine World, November-December, 1998.
  113. Gas turbine sales will rebound in 2006 // Turbomachinery International, 10/2005, Vol. 46, No. 6, pp. 12−14.
  114. Gas turbine sales begin rising again // Turbomachinery International, Handbook 2007, 10/2006, Vol. 47, No. 6, pp. 12−16.
  115. Feigl Markus, Setzer Fred, Feigl-Varela Rebecca, Myers Geoff. Field tests validation of the DLN2.5H combustion system on the 9H gas turbine at Baglan Bay power station. Proceedings of ASME Turbo Expo 2005, June 2005.
  116. Fisher J. Willbald. V64.3A Turbine operation provides valuable experience // Diesel & Gas Turbine Worldwide, October 2003.
  117. Fluent 6.2. Users guide. Fluent Inc., 2005.
  118. Jeffs Eric. Alstom’s revamped GT-26 is on-line // Turbomachinery international, March/April 2004.
  119. Introduction to Turbomachinery. David Japikse and Nicholas C. Baines. Concepts ETI, Inc and Oxford University Press, 1997.
  120. Kalyanaraman Kalyan, Jeffs Eric. OEMs spar over steam cooling // Turbomachinery international, January/February 2004.
  121. Kuo K.K.Y. Principles of Combustion. John Wiley and Sons, New York, 1986.
  122. Step by step // International Power Generation, July 2004, p. 14.
  123. Smith David. H system steams on // Modern power systems, February2004.
  124. Stalling Pressure Rise Capability of Axial Flow Compressor Stages. Koch C.C. // Journal of Engineering for Power, October 1981, vol.103, p. 645−656.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!