автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Расчет тепловых схем трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара и их исследование

На правах рукописи

Лукьянова Татьяна Сергеевна Я ^у

РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТРЕХКОНТУРНЫХ ПТУ С ПРОМЕЖУТОЧНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА И ИХ ИССЛЕДОВАНИЕ

Специальность 05.04.12 - Турбомашини и комбинированные турбоустановки

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005018040 2 6 ДПР 2012

Москва 2012

005018040

Диссертация выполнена на кафедре Паровых и газовых турбин Национального исследовательского университета «МЭИ».

Научный руководитель:

заслуженный деятель науки РФ, доктор технических наук, профессор Трухний Алексей Данилович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор; технический директор ООО «КВРЦ-НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ» Зройчиков Николай Алексеевич

кандидат технических наук, доцент; зав. кафедры ТЭС Национального исследовательского университета «МЭИ» Буров Валерий Дмитриевич

Ведущая организация: ОАО «Институт Теплоэлектропроект»

Защита диссертации состоится «18» мая 2012 г. в 15 час. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.09 при Национальном исследовательском университете «МЭИ» по адресу: Москва, Красноказарменная ул., д. 17, корпус Б, ауд. Б-407.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального исследовательского университета «МЭИ».

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим присылать по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет Национального исследовательского университета МЭИ.

Автореферат разослан «'З » а^і^Л 2012 г.

Учёный секретарь диссертационного совета

Д 212.157.09, к.т.н., доцент

А.И. Лебедева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Строительство ПТУ, использующих природный газ, стало преобладающей тенденцией в развитии мировой и отечественной теплоэнергетики благодаря их замечательным свойствам: высокой экономичности, достигающей 60%, хорошим экологическим показателям, быстрым вводами в эксплуатацию, умеренным капитальным затратам.

В России более 60% ТЭС и ТЭЦ используют природный газ в качестве основного топлива. Поэтому имеются все возможности для коренной модернизации всей теплоэнергетики путем строительства ПГУ. К сожалению, в силу исторических причин, газотурбостроение России существенно отстает от зарубежного, поэтому сегодня и в ближайшей перспективе сооружение новых ПГУ будет базироваться на использовании 1 ГУ, производимых в России по лицензиям или по закупкам за рубежом. Однако паросиловая часть ПГУ (котел-утилизатор и ПТУ), которая обеспечивает 1/3 мощности ПГУ, может быть, как показывает опыт строительства Краснодарской ТЭЦ, создана отечественным энергомашиностроением с качеством, не хуже зарубежного, а может быть и более совершенного.

Температура выхлопных газов современных ГТУ достигла 625 °С, и это создает предпосылки для использования более экономичного паросилового цикла.

Создание оптимальных ПГУ, паросиловое оборудование которых проектируется и изготавливается котельными и турбинными заводами, при существующих условиях требует многократного согласования параметров котла-утилизатора (КУ) и паровой турбины (ПТ). Такие же согласования требуются на этапе технико-экономического обоснования строительства новых ПГУ. Проведение необходимых многовариантных расчетов немыслимо без использования вычислительной техники. При этом программа должна выполнять расчет КУ и паротурбинной установки (ПТУ), позволяющий получить все необходимые параметры: тепловую диаграмму КУ и тепловые

мощности его поверхностей, параметры и мощности цилиндров ПТ, параметры в характерных точках тепловой схемы, определяющих надежность (в точках смешения и за паровой турбиной). Проведение многовариантных расчетов позволяет быстро вносить коррективы в получаемые результаты и получать исходные данные для котельных и турбинных заводов для окончательной разработки оборудования.

Решению обозначенных проблем и посвящена настоящая работа.

Объект исследования. Объектом исследования в данной работе является ПГУ с ГТУ GT26 фирмы Alstom Power. Выхлопные газы этой ГТУ имеют температуру 614 °С, что позволяет рассматривать случай повышения температуры перед ПТ до 600 °С.

Цель работы и задачи исследования. Целью диссертационной работы является:

- выполнение обзора и анализа литературных данных и обоснование целесообразности решения поставленной задачи;

- разработка методологии конструкционного расчета тепловых схем трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара (ППП) и ее конкретной реализации для ПГУ с вакуумным деаэратором;

- создание современной вычислительной программы расчета тепловой схемы ПГУ в среде Delphi;

- проведение численного эксперимента по исследованию влияния параметров паросилового цикла на экономические показатели и надежность.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- проанализировать состояние освоения ПГУ установок в России и оценить возможность создания ПГУ с отечественным оборудованием.

- создать методологию расчета, позволяющую выполнить расчёт тепловой схемы трехконтурной ПГУ с ППП для любого варианта исходных данных на примере тепловой схемы ПГУ фирмы Alstom с ГТУ GT26;

- создать программу расчета тепловой схемы трехконтурной ПГУ с 111Ш, позволяющую выполнить расчеты тепловых мощностей поверхности нагрева КУ, поступенчатый расчет ПТ и в итоге определить экономические показатели ПГУ в целом и ее отдельных элементов.

- с помощью созданной программы расчета проанализировать влияние параметров паросилового цикла на показатели ПТУ и ПГУ в целом.

Методы исследований и достоверность полученных результатов. При выполнении работы широко использовались общепризнанные и отработанные методы проведения исследования.

Достоверность полученных результатов обеспечивалась многочисленными методическими расчетами и контролем правильности и точности расчетов; использованием в методике расчетов проверенных практикой математических зависимостей и алгоритмов, которые апробированы на отдельных задачах, встречающихся в области парогазовых установок.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

- разработана методика «сквозного» расчета трехконтурной ПГУ с 111111, позволяющая по известным параметрам выхлопных газов ГТУ и сформулированным допущениям получить: параметры газов, пара и воды по всему тракту КУ; тепловые мощности всех теплообменных поверхностей КУ; процесс расширения пара в ПТ, КПД и внутренние мощности ее цилиндров; конструктивный облик ПТ; основные экономические показатели КУ, ПСУ, ПТУ и всей ПГУ в целом;

- разработана эффективная программа расчета утилизационных ПГУ с ППП, позволяющая оптимизировать ее параметры и выдавать обоснованные задания котельным и турбинным заводам для окончательного проектирования КУ и ПТУ;

- проанализировано влияние параметров пара высокого давления, промежуточного перегрева, совместного увеличения температур пара перед ЦВД и ЦСД, параметров пара низкого давления на экономические показатели ПТУ и ПГУ.

Практическая ценность и реализация результатов

Полученные в работе результаты имеют важное практическое значение. С помощью разработанного метода расчета можно рассчитать любой вариант трехконтурной утилизационной ПГУ с ППП, определив при этом технико-экономические показатели КУ, ПТ, ПСУ и ПГУ. Программа, написанная по данной методике, позволяет оптимизировать параметры рассматриваемой ПГУ и выдавать обоснованные задания котельным и турбинным заводам для окончательного проектирования КУ и ПТУ.

Личный вклад автора заключается в:

- выполнении обзора и анализа литературных данных и обосновании целесообразности решения поставленной задачи;

- разработке методологии конструкционного расчета тепловых схем трехконтурных ПГУ с ППП и ее конкретной реализации для ПГУ с вакуумным деаэратором;

- создании современной вычислительной программы расчета тепловой схемы ПГУ в среде Delphi;

- проведении численного эксперимента по исследованию влияния параметров паросилового цикла на экономические показатели и надежность.

Апробация работы. Основные результаты работы обсуждались и докладывались на:

- 18-ая международная научно-техническая конференция "Информационные средства и технологии". - М.: МЭИ, 19-21 октября 2010 года;

- 17-ой ежегодной международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика". -М.: МЭИ, 24 - 25 февраля 2011 г.;

- 18-ой ежегодной международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика". -М.: МЭИ, 1 - 2 марта 2012 г.;

- заседании кафедры Паровых и газовых турбин НИУМЭИ. - М.: НИУМЭИ, 27 марта 2012 г.

Публикации. По результатам диссертационной работы было опубликовано 2 научных статьи и 1 учебное пособие по курсу «Парогазовые установки электростанций» для студентов, обучающихся по специальности «Газотурбинные, паротурбинные установки и двигатели». Еще одна научная статья принята к печати и будет опубликована в журнале «Теплоэнергетика» №9,2012 г.

Автор защищает:

- созданную методику «сквозного» расчета трехконтурной ill У с ШИ1, позволяющая по известным параметрам выхлопных газов ГТУ и сформулированным допущениям получить: параметры газов, пара и воды по всему тракту КУ; тепловые мощности всех теплообменных поверхностей КУ; процесс расширения пара в турбине, КПД и внутренние мощности цилиндров ГГГ; конструктивный облик ПТ; основные экономические показатели КУ, ПСУ, ПТУ и всей ПГУ;

- разработанную программу расчета утилизационных ПГУ с 111111, позволяющую оптимизировать ее параметры и выдавать обоснованные задания котельным и турбинным заводам для окончательного проектирования КУ и ПТУ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения по работе, списка используемой литературы, включающего 80 наименования. Работа изложена на 153 страницах машинописного текста, иллюстрируется 66 рисунками на 62 страницах, список литературы изложен на 8 страницах, в тексте приведено 10 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, формулируется цель, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе представлен краткий обзор литературных источников, посвященных вопросам, в той или иной степени связанных с предметом

настоящих исследований. В частности, большое внимание уделено анализу ГТУ ведущих зарубежных фирм производителей, проанализировано освоение современных газотурбинных технологий в России.

В таблице 1 приведены параметры ГТУ мощностью более 200 МВт ведущих фирм - производителей, и основные показатели ПГУ, изготавливаемых на их основе.

Как видно из табл. 1 в настоящее время ПГУ при работе с одной ГТ достигли мощности более 400 МВт и КПД на уровне 60%. Эти параметры были достигнуты в основном благодаря повышению начальной температуры ГТУ, а также использованию специальных сплавов для сопловых и рабочих лопаток и камер сгорания, улучшению системы охлаждения облапачивания и КС, разработке новых более совершенных термобарьерных покрытий, улучшению аэродинамики проточных частей газовой турбины и компрессора.

Выполненный анализ состояния освоения ПГУ в России показывает, что в ближайшем будущем вряд ли можно рассчитывать на быстрое создание современных качественных высокотемпературных ГТУ. Вместе с тем создание высокотемпературных паросиловых установок, за счет которых собственно и обеспечивается высокая экономичность ПГУ, является вполне посильной задачей для российской энергетики, которая может быть решена уже сегодня.

Во второй главе изложена общая методология расчета тепловых схем трехконтурных ПГУ с ППП и ее конкретная реализация на примере ПГУ с ГТУ фирмы Alstom.

Тепловая схема ПГУ фирмы Alstom приведена на рис. 1.

Она включает трехконтурный КУ, в котором осуществляется основной и промежуточный перегрев пара, трехцилиндровую ПТ и вакуумный деаэратор, питаемый греющим паром из соответствующей ступени ЦНД ПТ.

Общий подход к расчету состоит в составлении уравнений материального баланса для точек смешения пара разных параметров и уравнений теплового баланса для трех контуров КУ (см. рис. 1), совокупности выходных поверхностей КУ, деаэратора, точек смешения и отборов позволяющих

Таблица 1.

Параметры Фирма изготовитель ГТ, марка турбины

ALSTOM General Electric Siemens Power Generation Mitsubishi Heavy Industries

GT26 MS9001FA MS9001FB MS 9001H SGT5-4000F (V94.3A) SGT5-8000H M701F M701F3 M701F4 M701G1 M701G2 M701H M701J

Электрическая мощность, МВт 281 255,6 268 320 265 375 234 270 278 271 334 350 460

Электрический КПД % 38,3 36,9 - - 38,5 40 36,6 38,2 38,7 38,7 39,5 39,7 -

Степень сжатия компрессора 30:1 16:1 18,5:1 23:1 17: 1 19,2 16: 1 17: 1 18: 1 18: 1 21: 1 25:1 -

Температтоа перед гт/с - 1316 1371 1430 - - 1350 1400 1425 1450 1500 1500 1600

Температура уходящих газов, °С 614 609 - - 584 625 549 586 592 588 587 593 -

Расход газа, кг/с 632 625 685 644 820 665 665 650 645 755 575 -

Мощность при работе в комбинированном цикле с одной ГТ, МВт 424 390,8 412,9 480 390 570 344 398 416,4 405 497 520 670

КПД при работе в комбинированном цикле, % 58,3 56,7 58 60 57,3 >60 54,4 57,7 59 58,2 59,3 61 >60

соответственно получить неизвестные расходы пара контуров КУ (Лвд, £сд, Онд), температуру уходящих газов КУ, расход греющего пара деаэратора, энтальпии пара на входе в ППП и камере смешения ЦСД. Эти данные позволяют выполнить расчет ПТ и всех экономических показателей.

выхлопные газы от ГГУ

Рис. 1. Тепловая схема двухвальной трёхконтурной ПГУ-400 фирмы АЫот с вакуумным деаэратором и промежуточными перегревом: ППВД, ППСД, ППНД - соответственно пароперегреватели ВД, СД, НД; ППП - промежуточный пароперегреватель; БВД, БСД, БНД - соответственно барабаны ВД, СД, НД; ИВД, ИСД, ИНД - соответственно испарители ВД, СД, НД; ЭкВД-1, ЭкВД - II, ЭкВД - III - соответственно первая, вторая и третья секции экономайзера ВД; ЭкСД/НД - общая секция экономайзера контуров НД и СД; ЭкСД - экономайзер контура СД; ЦВД, ЦСД, ЦНД - соответственно цилиндры ВД, СД, НД паровой турбины; ЭГ - электрогенератор; КЭН - конденсатный электронасос; Д -деаэратор; ПЭН ВД - питательный насос ВД; ПЭНСД/НД - питательный электронасос контуров СД и НД.

Перед началом расчета необходимо задаться давлениями в барабанах КУ, температурой насыщения в деаэраторе, давлением в конденсаторе, температурными напорами в зонах пинч-точек и на входе газов в КУ.

Газоход КУ разделяется сечениями, проходящими через пинч-точки, на участки, для которых составляется система уравнений материального и теплового балансов. При этом возникает необходимость в оценке в первом

приближении КПД ЦВД ПТ для определения параметров на входе в ППП. Из решения полученных уравнений определяются расходы пара каждого из контуров. Уравнения теплового баланса для деаэратора и экономайзерных поверхностей ЭкВД-1 и ЭкСД/НД позволяют найти расход греющего пара деаэратора £>д и температуру уходящих газов 0п.

На втором этапе формируется профиль паровой турбины и определяется ее мощность. В первом приближении определяется число цилиндров и число потоков пара в ЦНД.

Расчет ПТ ведется по отсекам. Принимается, что давления перед турбиной отличаются от давлений в барабанах КУ на величину гидравлических потерь. Полученные на первом этапе данные по отсекам (расход пара, параметры перед отсеком и давление за ним) используются для его поступенчатого расчета. Отсеки ЦВД и ЦСД рассчитывают как группы унифицированных ступеней. Отсеки ЦНД рассчитывают отдельно ступень за ступенью, учитывая пространственный характер течения. В результате получаем геометрические характеристики проточной части ПТ, КПД, мощности каждой ступени, отсеков постоянного расхода, цилиндров и всей ПТ.

На третьем этапе получаем основные экономические показатели ИГУ, а также ее основных элементов (КУ, ПТ, ПТУ, ПСУ).

После выполнения второго этапа анализируются показатели надежности ПСУ (конечная влажность, разности температур пара в точках смешения) и в случае необходимости выполняется коррекция исходных данных и делается следующее приближение

Третья глава посвящена описанию программы расчета трехконтурной ПГУ UPGU в среде Delphi, разработанной с использованием методики, приведенной в гл. 2.

Расчет утилизационной трехконтурной ПГУ с ППП зависит от многочисленных факторов: структуры и расположения поверхностей нагрева в КУ, начальных, промежуточных и конечных параметров паросилового

цикла, температурных напоров в пинч-точках и параметров выхода пара к контуров КУ, способов деаэрации и организации подогрева конденсата пере; его поступлением в КУ, организации питания контуров конденсатом i питательной водой соответствующего давления и от других факторов Оптимизация значений перечисленных параметров возможна только npi рассмотрении паросиловой части ПГУ как единого целого, состоящего из КУ и ПТ, взаимно влияющих друг на друга. Кроме того это рассмотрение из-зг многочисленности влияющих факторов невозможно без использования соответствующих вычислительных программ.

Программа UPGU позволяет проводить расчеты по оптимизации параметров трехконтурной утилизационной ПГУ с ППП и вакуумным деаэратором. Программа написана на языке Pascal в среде Delphi с использованием библиотеки функций для вычисления свойств воды и водяного пара программы пакета WaterSteamPro, разработанной на кафедре ТВТМЭИ(ТУ).

На рис. 2 приведена блок-схема программы для расчета тепловой схемы ПГУ с трехконтурным КУ и ППП.

Рис. 2. Блок-схема программы для расчета тепловой схемы ПГУ

Программа ЦРви включает в себя следующие модули:

- взаимодействия пользователя с формой исходных данных (рис. 3);

- расчета параметров и основных технико-экономических показателей трехконтурного КУ;

- поступенчатого расчета отсеков паровой турбины;

Данные по котлу-утилизатору: Данные по паровой турбине:

Диженне б барабане ВД.МПа [1171 ■ Давление перед ЦНД МПа [*02

Д*Еавшевбар«£аи«СД,МЩ ( 3/15 ; Даьвяв«- в «вядвмслторе, МПа ( а 005

Дамежв в барабане НД. МП» [ 0 43 ; Потеря даикми* » ПП ВД. МПк ¡0.053

Темпгрюурапвра перед ЦСД, ОС | 5650 , Потери давлвшя е ГШ НД, МПа ¡0.050

Недотра пара ВД до текясратуры гдао*,0 С | 4&20 . Покря дамениявЩ Са МШ {0.050

Недогр« пара СД до температуры гаэое,ЯС [ 7.00 Мвнжячесжий ЩЦ [аэ5Г~

Недотрев пара НДдо температуры гвмв;0 С | 7.00 КПД мемрогенержтора 10.980 '

Недогр» «ондвнеата ВДвгаючнточке.Ос I 7.00 ' Энтажлия пара в отборе на деаэрацию, ¡2584.0 '

кДж/*г

Нсдеире* «шадеисюв <Щвтшп-хот&,Ос | . Недогр® «ждеятеха ЙД в ямфпрш^С | 7.00 Температура птоятввйжй 160.00 ;

ют --

Эяеяричеамй КПД ] 0.3645

Рйсюд уходшра газов, кг/с Температуре уходя»« поов. °С | ¿14.2 .

Состав газа по объему)

С5Н12 I о.ОО

Рис. 3. Диалоговое окно монитора для заполнения таблицы исходных данных

- расчета общих параметров и технико-экономических показателей паровой турбины, а также взаимодействия пользователя с главным меню;

- глобальных переменных, используемых в программе;

- вычисления параметров продуктов сгорания;

- вычисления параметров воды и водяного пара;

- заполнения формы с основными результатами расчета ГТУ, 111 У и КУ;

- заполнения формы с основными результатами расчета ПТ (рис. 4);

г

- заполнения формы результатами доступенчатого расчета отсеков паровой турбины.

Четвертая глава посвящена исследованию влияния параметров ПТУ на экономические показатели рассмотренной ПТУ. Исследовано влияние параметров пара ВД, промежуточного перегрева пара, влияние совместного

ВД цел тттт

изменения температур и ¿„ , влияние параметров контура НД на параметры и экономические показатели ПГУ. Все исследования проводились при неизменной мощности ГТУ,

Увеличению температуры пара перед ЦВД на 10 °С, при неизменной температуре перед ЦСД, приводит к увеличению КПД ПГУ на 0,03 % и к

Расмэд пара, кг/с

Давление, МПа Температура, град Энтальпия, еДж/кг Цельный объем, мЛ3/кг Энтропия. кДж/(кг*К) Сухость

в

цвд

ЩСДІ дсдп

ЦВДІ

| золо

то

189.44 . 1101.79

Параметры перед отсеком

ЦВДД

| 48.52 і

2.84

565.0

зои

020

227.6

Параметры за отсеком

Давление, МПа 2.99 0.46 олоо 0.02 0.005

Темпдитура, град 354.4 3091 227.6 61.1 329

ЭнТалышя, кДжйх 31264 3084.7 2926:2 2562.6 2386.8

Сдельный оЬъгм, иЛ3/кг 0.092 0.583 1.14« 7.173 26.163

Энтропия, кДж'(кг*К) 6.763 7.538 7.622 7-748 7.825

Сухость 1000 £•• ' 1.000 1Д00 0.980 0.9282

Параметры отсеков и цилиндров

Располагаемый тешюперепад, кДайз- 450.0 574.1 , 159.1 405.5 196.1 |

Использованный тешюперепад, кДж/кг 383.6 320.2 Г 142.1 3634 175.8

Внутренний относительный КПД 0.853 0.906 0 Ж 0.597 0.896

Внутренняя мощность, МВт 2*: 24 44.79 14.10 1827 8.08 |

■ эййвяшшш

Рис. 4. Диалоговое окно с результатами расчета паровой турбины по отсекам

увеличению мощности ПГУ на 0,19 МВт. В то же время увеличение температуры пара на 60 °С (табл. 2) приводит к увеличению КПД ПГУ на 0,18 % и к увеличению мощности ПГУ на 1,16 МВт. Таким образом, повышение температуры пара перед ЦВД в диапазоне 10-60 °С не оказывает существенного влияния на технико-экономические показатели ПГУ. Таблица 2.

,ВД оґі *0 ' ^ вд Б , кг/с сд Б ,кг/с о О НД, кг/с ЦОД N ,МВт и^лв, і/4*,МВт ИТ N , МВт ПГУ N ,МВт кпд117, % ПГУ кпд , %

604,2 71,56 17,21 12,48 28,62 58,49 52,4 139,51 371,76 38,26 57,32

544,2 72,72 17 12,32 26,43 59,06 52,82 138,31 370,6 37,9 57,14

Д,% -1,62 1,22 1,28 7,65 -0,97 -0,80 0,86 0,31 0,94 0,31

При изменении давления в БВД максимальные значения технико-экономических показателей ПГУ достигаются в диапазоне давлений в БВД от 12 до 18 МПа, при этом максимум КПД ПГУ и мощности ГП У

при достижении давления в БВД 16 МПа. Повышение давления в БВД с 12 МПа до 16 МПа приводит к повышению ПГУ всего на 0,06% и к повышению мощности ПГУ на 0,11 МВт (табл. 3), при этом повышение давления приводит к усложнению конструкции ГГГ.

Таблица 3.

р"",МПа D„w,itr/c П„сд,н7с D™,KT/C N^MBT Мцсд,МВт N«™MBt N^MBT NnryfMBT кпд1",0/. кпд1",0/«

10 78,31 12,02 12,22 25,17 59,43 53,1 137,7 370 37,71 57,05

12 74,83 14,87 12,33 26,59 59,05 52,82 138,46 370,73 37,94 57,16

14 71,91 17,44 12,39 27,28 58,84 52,64 138,76 371,04 38,04 57,21

16 69,4 19,78 12,41 27,5 58,73 52,6 138,83 371,09 38,05 57,22

18 67,21 21,93 12,42 27,41 58,71 52,56 138,68 370,96 38,02 57,2

20 65,27 23,91 12,41 27,12 58,73 52,6 138,45 370,71 37,95 57,16

22 63,56 25,73 12,4 26,68 58,8 52,62 138,1 370,39 37,85 57,11

Увеличение температуры перед ЦСД незначительно влияет на температуру уходящих газов, в связи с этим КПД КУ почти не меняется. Рост температуры пара перед ЦСД на 60 °С приводит к возрастанию степени сухости с 92,3 до 93,75%, что в свою очередь приводит к увеличению КПД ПТ на 0,58%. Рост КПД ПТ и незначительное изменение КПД КУ приводит к небольшому возрастанию КПД ПГУ и мощности всей ПГУ. Увеличение температуры перед ЦСД на 60°С приводит к росту КПД ПГУ на 0,25% и к росту мощности ПГУ на 1,65 МВт (табл. 4).

Таблица 4.

rf.-c D™, кг/с Do*-3, кг/с Do1®,кг/с цЦВДМВт N^MBT К«™,МВт N^MBT N"™. МВт кпд1", % кпд

604,2 69,29 17,63 12,8 26 60,9 52,98 139,88 372,11 38,41 57,37

544,2 74 6,77 2,15 27,89 57,74 52,54 138,17 370,46 37,83 57,12

Д,% 6,80 4,88 5,08 -7,27 5,19 0,83 1,22 0,44 1,51 0,44

При увеличении разделительного давления расходы пара контуров ВД и НД возрастают, а расход контура СД уменьшается. Паропроизводительность контуров СД и НД существенно меньше, чем контура ВД, и их относительное изменение при изменении разделительного

давления составляет примерно 50%. Важно отметить, что при увеличена разделительного давления с 2 МПа до 5 МПа увеличивается суммарны! расход пара через КУ, что связано с изменением тепловой мощносл контуров КУ. При этом понижается температура уходящих газов КУ с 105,! до 102,6 °С, что, в свою очередь, приводит к увеличению теплової мощности КУ и к увеличению его КПД на 0,5%, а увеличен» разделительного давления на 1 МПа (с 3 МПа до 4 МПа) приводит і увеличению КПД КУ на 0,17%. Изменение разделительного давленю приводит к немонотонному изменению экономических показателей, что связано с разнонаправленными изменениями характеристик ПТ и КУ. В результате изменения был получен оптимальный диапазон давлений, в котором КПД 111У и мощность ПГУ принимают максимальное значение -это диапазон от 2 МПа до 2,5 МПа (табл. 5).

Таблица 5.

ркл, МПа 0„вд, кг/с кг/с О0вд,кг/с М«ВД,МВт І^.МВт Ы11Г, МВт Мшт,МОт кпд1™, % кпдпгу,%

2 68,99 21,17 9,12 31,47 53,98 53,74 139,19 371,43 38,24 57,27

2,5 70,75 18,98 10,88 29,21 56,91 53,02 139,14 371,39 38,18 57,26

3 72,31 17,08 12,38 27,21 58,86 52,68 138,75 371,01 38,03 57,21

3,5 73,75 15,33 13,73 25,35 60,22 52,54 138,11 370,4 37,82 57,11

4 75,11 13,7 14,95 23,62 61,17 52,54 137,33 369,64 37,57 56,99

4,5 76,38 12,18 16,07 21,99 61,81 52,62 136,42 368,75 37,28 56,86

5 77,61 10,75 17,1 20,43 62,21 52,76 135,4 367,78 36,98 56,71

С ростом температур пара перед ЦВД и ЦСД увеличиваются теплоперепады на ЦВД, ЦСД и ЦНД. При совместном увеличении температуры пара перед ЦВД и ЦСД на 60 °С мощность ПГУ возрастает на 2,77 МВт, а КПД ПГУ возрастает на 0,42 % (табл. 6).

Для изменения температуры пара НД необходимо изменять температурный напор в пинч-точке СД, при этом учитывается, что пар НД поступает в камеру смешения ЦСД. При увеличении температуры пара НД теплоперепады и КПД цилиндров ПТ практически не изменяются, а происходит перераспределение расходов пара между контурами КУ.

Таблица 6.

1оВД,1„Цед. °с П0ВД, и/с В„сд, кг/с 0„вд, кг/с ^.МВ! М^МВ! М'™,МВ1 Ыот,МВт М'™, МВ": кпд"1, % кпд"™,»/.

604,2 68,58 17,75 12,89 27,35 60,55 52,72 140,62 372,81 38,63 57,48

544,2 74,41 16,7 12,09 27,08 57,95 52,7 137,73 370,04 37,7 57,06

Д,% -8,50 5,92 6,21 0,99 4,29 0,04 2,06 0,74 2,41 0,73

Температура уходящих газов понижается, что приводит к росту КПД КУ. Максимальные технико-экономические показатели получаются при понижении температуры пара НД на выходе из КУ. Так уменьшение температуры пара НД на 25 °С приводит к повышению мощности ПГУ на 3,2 МВт и к повышению КПД ПГУ на 0,5% (табл. 7).

Таблица 7.

1«'с □.вд, кг/с кг/с 0„вд, кг/с МЧ^МВ! М^.МВт ^.Шт И1", МВт М^МВт кпд1", % кпдшу,%

266,6 74,96 3,71 25,12 28,3 54 53,5 135,7 368,06 37,12 56,75

241,6 72,05 11,23 11,23 27,1 59,25 52,64 139,01 371,26 38,11 57,24

Д,% 3,88 -66,96 55,29 4,24 -9,72 1,61 -2,44 -0,87 -2,67 -0,86

При изменении давления в БНД было определено, что технико-экономические показатели ПГУ имеют немонотонный характер. Максимальное значение данных показателей находится в диапазоне давлений от 0,45 МПа до 0,75 МПа (табл. 8).

Таблица 8.

р^МПа Э«. кг/с О^.в-Ь 0„вд, кг/с Мщд,МВг Мцсд, МВт ЦЦВДМВТ Ыш, МВт М^.МВт ШДш,% кпд"™, %

0,3 72,39 16,68 14,47 27,24 55,52 54,58 137,34 369,65 37,16 57

0,45 72,32 17,02 12,68 27,21 58,5 52,94 138,65 370,91 37,93 57,19

0,6 72,27 17,26 11,29 27,19 59,88 51,82 138,89 371,15 38,33 57,23.

0,75 72,24 17,45 10,13 27,18 60,51 50,96 138,65 370,93 38,61 57,19

0,9 72,21 17,59 9,12 27,17 60,7 50,3 138,17 370,44 38,68 57,12

1,05 72,18 17,71 8,21 27,16 60,6 49,72 137,49 369,79 38,73 57,02

1,2 72,16 17,81 7,39 . 27,15 60,3 49,24 136,69 369,03 38,73 56,9

!

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. На базе общей теории комбинированных турбоустановок теплообменных аппаратов разработана методология расчета тепловых схе утилизационных трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пар: позволяющая по известным мощности и параметрам выхлопных газов ГТ определять параметры газов, пара и воды по тракту котла-утилизатора тепловые мощности его поверхностей нагрева, параметры процесс расширения пара в турбине, мощность паровой турбины и ее цилиндро] экономические показатели котла-утилизатора, паротурбинной и паросилово установки и все ПГУ.

2. На основе разработанной методики для ГТУ вТ26 разработан эффективная программа расчета утилизационной ПГУ, позволяюща оптимизировать ее параметры и сформулировать задания котельным 1 турбинным заводам для окончательного проектирования КУ 1 паротурбинной установки.

3. Выполнено исследование влияния параметров пара контура В^ на экономические показатели ПГУ. Увеличение температуры пара пере, ЦВД при сохранении остальных параметров контуров, приводит ] незначительному росту экономических показателей ПГУ. При изменении давления в барабане ВД максимальные значения КПД ПГУ реализуются в диапазоне давлений от 12 до 18 МПа, при этом максимум КПД ПГУ и мощности ПГУ достигается при давлении в БВД 16 МПа.

4. Увеличение КПД паровой турбины при повышении температуры пара перед ЦСД почти в два раза выше, чем при таком же увеличении температуры пара перед ЦВД. Следовательно, для получения более высоких технико-экономических показателей ПГУ целесообразнее повышать температуру пара перед ЦСД, чем перед ЦВД. Изменение разделительного давления приводит к немонотонному изменению технико-экономических показателей ПГУ. Оптимальный диапазон давлений, в котором КПД ПГУ и

мощность ПТУ принимают максимальное значение, находится в диапазоне от 2 МПа до 2,5 МПа, а оптимальное относительное разделительное давление 0,15-0,2.

5. При совместном увеличении температур пара перед ЦВД и ЦСД максимальные экономические показатели ПГУ достигаются при максимальном приближении температур перед ЦВД и ЦСД к температуре выхлопных газов ГТУ. В тоже время это приводит к усложнению и удорожанию конструкции КУ и ПТ. Увеличение мощности и КПД ПГУ при совместном увеличении температур пара перед ЦВД и ЦСД на 40% больше, чем при таком же увеличении температуры пара только перед ЦСД.

6. При изменении температуры пара НД максимальные экономические показатели достигаются при понижении температуры пара НД на выходе из КУ. При изменении давления в БНД экономические показатели ПГУ имеют немонотонный характер, и максимальное значение КПД находится в диапазоне давлений 0,45 - 0,75 МПа.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. А.Д. Трухний, Н.С. Паршина, Т.С. Лукьянова, Расчет тепловых схем трухконтурных утилизационных парогазовых установок: учеб. Пособие - М.: Издательский дом МЭИ, 2010. - 48с.

2. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. Исследование влияния параметров паротурбинного цикла на экономичность трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара. - Теплоэнергетика. 2011, №3 с. 67-73.

3. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. Исследование влияния разделительного давления на экономичность и надежность трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара. - Теплоэнергетика. 2012, №3., с. 6771.

4. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. Расчет трехконтурной парогазовой установки с промежуточным перегревом пара и вакуумным деаэратором //

Труды XVIII международной научно-технической конференщ «Инновационные средства и технологии». Том 3. - М.: МЭИ, 19-21 октяб] 2010 г., с. 174-182.

5. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. Исследование и разработ] утилизационной 111 У на повышенные параметры пара // Тезисы докладе семнадцатой ежегодной международной научно-технической конференцк студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика Том 3. - М.: МЭИ, 24 - 25 февраля 2011 г., с. 236-238.

6. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. Исследование влиянк разделительного давления на экономичность и надежность трехконтурны ПТУ с промежуточным перепевом пара // Тезисы докладов восемнадцато ежегодной международной научно-технической конференции студентов аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика". Том 3. - М МЭИ, 1 - 2 марта 2012 г., с. 247.

Подписано в печать зак. ^ Тир. /00 П.л. ^Лд

Полиграфический центр МЭИ Красноказарменная ул., д. 13

61 12-5/2153

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

«МЭИ»

На правах рукописи

Лукьянова Татьяна Сергеевна

РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТРЕХКОНТУРНЫХ ПГУ С ПРОМЕЖУТОЧНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА И ИХ ИССЛЕДОВАНИЕ

Специальность: 05.04.12 - Турбомашины и комбинированные турбоустановки

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор А.Д. Трухний

Москва - 2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.........................................................................................4

ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................................5

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ..........................................................................................В

Г Л А В А 1. Состояние и перспективы парогазовых технологий в россии и за рубежом........................................................................................................................9

1.1 11оменклатура современных ГТУ мощностью более 220 МВт для ПТУ с промежуточным перегревом пара..........................................................................9

1.2 Конструктивные особенности современных высокотемпературных ГТУ............................................................................................Ю

1.3 Оборудование для паросиловой установки ПТУ и реализация инвестиционной программы строительства ПТУ в России...............................36

1.4 Предмет, задачи и цели исследования........................................................42

ГЛАВ А 2. Методика расчета утилизационных трехконтурных парогазовых установок с промежуточным перегревом пара и вакуумным деаэратором........43

2.1 Цели и задачи методики...............................................................................43

2.2 Общая схема теплового расчета..................................................................43

2.3 Методика расчета котельной установки.....................................................48

2.4 Методика формирования профиля паровой турбины ПГУ и расчета ее мощности по отсекам.............................................................................................59

Вывод по второй главе:...................................... .......................................................79

Г Л А В А 3. Описание программы по расчету трехконтурных утилизационных

ПГУ с промежуточным перегревом пара................................................................81

3.1 Описание модулей...................................... ......................................................82

Вывод по третьей главе:..................................... .....................................................103

Г Л А В А 4. Исследование влияния параметров пту на параметры и экономические показатели пгу с 111111..................................................................104

4.1 Введение с постановкой задачи и программой исследования..................104

4.2 Базовый вариант для исследования и его показатели................................104

4.3. Влияние параметров пара ВД......................................................................108

4.4 Влияние параметров пара СД.......................................................................117

4.5. Совместное влияние температуры пара перед ЦВД и перед ЦСД..........128

4.6. Влияние параметров пара НД......................................................................133

Вывод по четвертой главе:......................................................................................142

ЗАКЛЮЧЕНИЕ........................................................................................................144

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.......................................................................................146

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ПГУ - парогазовая установка,

ГТУ - газотурбинная установка,

КУ - котел-утилизатор,

ГТ - газовая турбина,

ПТ - паровая турбина,

ПТУ — паротурбиннаяустановка,

КС - камера сгорания,

ЭГ - электрогенератор,

ЭкВД - экономайзер высокого давления,

ЭкВД/СД - экономайзер высокого и среднего давления,

ЭкСД/НД - экономайзер среднего и низкого давления,

БВД - барабан высокого давления,

БСД - барабан среднего давления,

БНД - барабан низкого давления,

ИВД - испаритель высокого давления,

ИСД - испаритель среднего давления,

ИНД - испаритель низкого давления,

ППВ Д - пароперегреватель высокого давления,

ППСД - пароперегреватель среднего давления,

ППНД - пароперегреватель низкого давления,

ППП - промежуточный пароперегреватель,

ПЭНВД - питательный электронасос высокого давления,

ПЭНСД/НД - питательный электронасос среднего и низкого давления,

КЭН - конденсатный электронасос,

В Д - высокое давление,

СД - среднее давление,

НД - низкое давление,

ЦВД - цилиндр высокого давления,

ЦСД - цилиндр среднего давления,

ЦНД - цилиндр низкого давления;

GE - General Electric;

МШ - Mitsubishi Heavy Industries.

ВВЕДЕНИЕ

Основным направлением использования природного газа в энергетике является строительство ПГУ утилизационного типа. За рубежом это направление развивается уже почти три десятилетия, в то время как в России оно только начинает приносить практические плоды. ПГУ с КУ - наиболее перспективная ПГУ, отличающаяся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Эти ПГУ - единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме отпускают потребителям электроэнергию с КПД 55-60%. Другое важное преимущество ПГУ в том, что на их строительство требуются значительно меньшие капитальные вложения, чем на строительство ТЭС других типов. К тому же такие энергоблоки можно пускать поэтапно - сначала газотурбинную часть, а потом уже достраивать паросиловую установку [1].

В последние годы были усовершенствованы методы расчета тепловых схем и элементов ГТУ и ПГУ с применением математического моделирования и компьютерной техники. В настоящее время значительное внимание уделяется прогрессивным технологиям сжигания топлива в КС ГТУ и улучшению экологических показателей установок. При создании ГТ используются новые материалы, улучшаются схемы охлаждения их элементов, применяются конструктивные схемы с повышенными значениями давления воздуха после компрессоров, с его промежуточным охлаждением, промежуточным перегревом газов в ГТ, используются регенеративные циклы и схемы с впрыском пара и воды в ГТУ.

Наибольшую выгоду сулит использование трехконтурных ПГУ с ППП, строительство которых уже началось в России.

Сегодня на мировом энергетическом рынке лидируют четыре основных производителя ГТУ мощностью более 200 МВт для работы в комбинированном цикле трех давлений это ALSTOM, General Electric, Siemens Power Generation, Mitsubishi Heavy Industries. Лучшие ГТ этих фирм при работе в

комбинированном цикле при условии ISO имеют КПД около 60%. Проектирование КУ и ПТ для выбранных расчетных условий работы ГТУ осуществляется соответственно котельными и турбинными заводами. При этом возникает необходимость многократных согласований параметров ГТУ, КУ и ПТ, поскольку их функционирование принципиально взаимосвязано. Избежать этого и ускорить процесс проектирования можно путем создания и использования метода расчета, позволяющих очень быстро решить эту задачу для любого варианта исходных данных. При этом можно осуществить и первичную оптимизацию параметров.

Работа над диссертацией предусматривает анализ состояния и перспектив развития наиболее совершенных трехконтурных ПГУ с промперегревом, разработку метода расчета тепловой схемы утилизационной высокотемпературной трехконтурной ПГУ и ее ПТ, создание современной вычислительной программы в сфере Delphi для расчета тепловой схемы и проведение численного эксперимента по выявлению целесообразности создания ПГУ с повышенными начальными параметрами пара и с оптимизацией других параметров паросилового цикла.

В работе рассматриваются конструктивные особенности мощных ГТ и ПГУ в целом зарубежных производителей, а так же применение данных ГТ и ПГУ на российских электростанциях. Непосредственным объектом исследования является ПГУ с ГТ GT26 фирмы Alstom. Выхлопные газы этой ГТУ имеют температуру 614 °С, что позволяет рассматривать случай повышения температуры перед ПТ до 600 °С. Для расчета тепловой схемы данной ПГУ была создана методика расчета, позволяющая рассчитать технико-экономические показатели ПГУ [2,3]. Основная трудность расчета тепловых схем таких установок заключается в расчете трехконтурного КУ с перемежающимися поверхностями нагрева и необходимость одновременного учета при таком расчете расширения пара в ПТ. Для оптимизации параметров паросилового цикла была создана программа в сфере Delphi, позволяющая

быстро определить экономические показатели ПТУ, а также выполнить поступенчатый расчет ПТ.

Научная новизна диссертационной работы заключается в разработанной методике «сквозного» расчета трехконтурной ПТУ с ППП, позволяющей по известным параметрам выхлопных газов ГТУ и сформулированным допущениям получить: параметры газов, пара и воды по всему тракту КУ; тепловые мощности всех теплообменных поверхностей КУ; процесс расширения пара в ПТ, КПД и внутренние мощности ее цилиндров; конструктивный облик ПТ; основные экономические показатели КУ, ПСУ, ПТУ и всей ПТУ в целом. Благодаря программе, созданной по методике, появилась возможность быстрого определения экономических показателей при изменении исходных данных, что позволило проанализировать влияние начальных параметров на экономические показатели ПТУ и оценить целесообразность создания ПТУ на повышенные параметры пара.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В настоящее время экономичность современных ГТУ достигла 40% и на их основе созданы ПГУ с КПД свыше 60%. Одновременно с этим температура выхлопных газов ГТУ достигла 620 °С, что позволяет повысить температуру пара ВД паросиловой установки ПГУ до 590-600 °С и тем самым существенно увеличить экономичность ПТУ и ПГУ в целом.

Одновременно с этим необходимо отметить, что уже созданы и эффективно работают во многих развитых странах, особенно в Японии, угольные энергоблоки на суперсверхкритические параметры пара с начальной температурой и температурой промежуточного перегрева 600-610 °С, а в Европе создается паросиловой угольный энергоблок на начальную температуру 700-720 °С. Это говорит о возможности создать утилизационную ПГУ с ПТ на примерно такие же параметры.

Работа над диссертацией предусматривает:

• Анализ состояния и перспектив развития парогазовых установок с промежуточным перегревом пара по литературным данным;

• Разработку метода расчета тепловой схемы утилизационной высокотемпературной трехконтурной ПГУ и ее ПТ;

• Создание современной вычислительной программы в сфере Delphi для расчета тепловой схемы;

• Проведение численного эксперимента по выявлению целесообразности создания ПГУ с повышенными начальными параметрами пара и с оптимизацией других параметров паросилового цикла.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПАРОГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

Сооружение установок комбинированного цикла, или ПТУ является основной тенденцией развития мировой теплоэнергетики в последние два десятилетия. Эксплуатационные издержки мощной современной ПТУ вдвое ниже по сравнению с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ПТУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов [1,4]. Одной из главных причин перспективности ПТУ для энергетики России являются огромные запасы природного газа. Газ - это лучшее топливо для энергетических ГТУ - основного элемента установки. Комбинация цикла Брайтона на базе ГТУ и цикла Ренкина на базе ПТУ обеспечивает резкий скачок тепловой экономичности. При этом две трети мощности комбинированной установки приходится на ГТУ.

В целях обеспечения максимальной тепловой экономичности начальные параметры ГТУ (температура и степень повышения давления в компрессоре) непрерывно повышаются. Одновременно используются другие возможности увеличения экономичности и удельной мощности установок (промежуточное охлаждение воздуха в компрессоре, промежуточный подогрев рабочего тела ГТУ). В итоге на лучших ПГУ реализуется КПД (брутто) 58-60%.

1.1 Номенклатура современных ГТУ мощностью более 220 МВт для ПГУ

с промежуточным перегревом пара

Непрерывный рост мирового потребления энергии сопровождается увеличением спроса на надежные, экономически доступные, эффективные и одновременно с этим экологически безопасные технологии производства электроэнергии. В современных условиях, отличающихся жесткой конкурентной борьбой, заказчики и компании-операторы электростанций

стремятся использовать оборудование с высокими технико-экономическими показателями, изготовленное с применением новейших технологий. При этом в своих решениях они все больше времени уделяют анализу затрат в течение всего жизненного цикла электростанции.

В таблице 1.1 приведены параметры ГТУ мощностью более 200 МВт и ПГУ ведущих фирм - производителей, и основные показатели ПГУ, изготавливаемых на их основе [5-28].

Как видно из табл. 1.1, на сегодняшний день ПГУ при работе с одной ГТ достигли мощности более 400 МВт и КПД на уровне 60%. Эти параметры были достигнуты в основном благодаря повышению начальной температуры путем:

- использования специальных сплавов для сопловых и рабочих лопаток и камер сгорания;

- улучшения системы охлаждения облапачивания и КС;

- разработка новых более совершенных покрытий;

- улучшение аэродинамики проточной части ГТ и компрессора.

1.2 Конструктивные особенности современных высокотемпературных

ГТУ

Современные ГТУ различных фирм отличаются значительным конструктивным разнообразием, но все они основаны на одинаковых главных принципах [1].

1. Газотурбинный двигатель (ГТД) имеет несущий корпус, содержащий в себе компрессор, камеру сгорания и газовую турбину. Корпус имеет горизонтальный и вертикальный разъемы, обеспечивающие возможность его изготовления и технического обслуживания ГТД.

2. По краям корпуса внутри него установлено по одной опоре, на которые помещается валопровод ГТД, объединяющий в себе роторы компрессора и ГТ, между которыми формируется пространство для КС.

3. Боковой или верхний подвод воздуха осуществляется с одного из краев корпуса. В этой же зоне размещается упорный подшипник и.

Таблица 1.1. Основные показатели мощных энергетических ГТУ

Параметры Фирма изготовитель ГТ, марка турбины

ALSTOM General Electric Siemens Power Generation Mitsubishi Heavy Industries

GT26 MS 9001 FA MS 9001 FB MS 9001H SGT5-4000F (V94.3A) SGT5-8000H M 701 F M 701 F3 M 701 F4 M 701 Gl M 701 G2 M 701 H M 701 J

Электрическая мощность, МВт 281 255,6 268 320 265 375 234 270 278 271 334 350 460

Электрический КПД ,% 38,3 36,9 - - 38,5 40 36,6 38,2 38,7 38,7 39,5 39,7 -

Степень сжатия компрессора 30: 1 16: 1 18,5: 1 23: 1 17: 1 19,2 16: 1 17: 1 18: 1 18: 1 21: 1 25: 1 -

Температура перед ГТ, °С - 1316 1371 1430 - - 1350 1400 1425 1450 1500 1500 1600

Температура выхлопных газов, °С 614 609 - - 584 625 549 586 592 588 587 593 -

Расход газа, кг/с 632 625 685 644 820 665 665 650 645 755 575 -

Мощность ПГУ в комбинированном цикле с одной ГТ, МВт 424 390,8 412,9 480 390 570 344 398 416,4 405 497 520 670

КПД ПГУ в комбинированном цикле, % 58,3 56,7 58 60 57,3 >60 54,4 57,7 59 58,2 59,3 61 >60

подсоединяется ротор генератора. К противоположному краю корпуса крепится осевой диффузор, направляющий выхлопные газы ГТУ в КУ.

4. В ГТД используются компактные кольцевые или трубчато-кольцевые КС, оборудованные большим числом горелок, иногда многофакельных, обеспечивающих качественное сжигание бедных смесей из воздуха и газообразного или легкого жидкого топлива с допустимым уровнем выбросов оксидов азота и без использования воды для их подавления.

5. Для охлаждения венцов облапачивания пламенных труб КС, корпуса ГТ, запирания картеров подшипников и пламенных труб КС используется воздух, отбираемый из соответствующих ступеней компрессора.

Рассмотрим типичные ГТУ основных производителей, отмечая их основные особенности.

Газотурбинные установки фирмы Siemens. Начиная с 1990 г., фирма Siemens совместно с авиационной фирмой Pratt & Whitney начала активно работать над созданием ГТУ нового типа - с кольцевой КС. Головной в этой серии была ГТУ V84.3A (новое название SGT6-4000F) мощностью 170 МВт. На базе этой турбины созданы две новые ГТУ для привода генератора. Первая из них, - SGT5-4000F, - для непосредственного привода генератора, работающего на электрическую сеть 50 Гц, была создана методом масштабирования (коэффициент 1,2), в результате чего достигнута мощность 240 МВт [8,9].

ГТУ SGT5-4000F фирмы Siemens является одной из лучших в мире. Ее продольный разрез показан на рис. 1.1.

ГТУ имеет силовой внешний корпус с горизонтальным разъемом, обеспечивающим удобное техническое обслуживание, сборный ротор со стяжным болтом и хиртовыми соединениями стягиваемых элементов, двухопорный ротор, привод генератора со стороны холодного конца компрессора, один поворотный ВНА в компрессоре, гибридные горелки с предварительным смешением и сжиганием бедной смеси, внутреннее

Рис. 1.1. ГТД газотурбинной установки SGT5-4000F (рисунок из проспекта фирмы Siemens): 1 - входной патрубок компрессора; 2 - передний подшипник; 3 - ВНА; 4 - корпус компрессора; 5 - стяжной болт ротора; 6 - горелка; 7 -кольцевая камера сгорания; 8 - полость размещения камеры сгорания; 9 - задний подшипник; 10 - выходной диффузор; 11 - задняя опора двигателя; 12 - привод ВНА; 13- передняя опора.

охлаждение элементов ротора, подачу охлаждающего воздуха от компрессора к статорным деталям газовой турбины по внешним трубопроводам.

Принципи�