автореферат диссертации по кораблестроению, 05.08.05, диссертация на тему:Разработка математической модели и компьютерной программы для определения эффективности судовых и энергетических комбинированных газопаротурбинных установок

На правах рукописи

ЛЫОНГЛУККУЙНЬ

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И КОМПЬЮТЕРНОЙ ПРОГРАММЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СУДОВЫХ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМБИНИРОВАННЫХ ГАЗОПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

05.08.05 - Судовые энергетические установки и их элементы (главные и вспомогательные)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт - Петербург 2005

Работа выполнена на кафедре Судовых турбин и турбинных установок Санкт-Петербургского Государственного морского технического университета.

Научный руководитель: Доктор технических наук, профессор

Тихомиров Борис Александрович

Официальные оппоненты: Доктор технических наук, профессор

Рассохин Виктор Александрович

Кандидат технических наук, доцент Сударев Борис Владимирович

Ведущая организация: ФГУП «ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова»

Защита состоится « » 2005 г. в ч. на засе-

дании диссертационного совета Д 212.228.03 при Санкт-Петербургском Государственном морском техническом университете по адресу: 190008, Санкт-Петербург, Лоцманская, дом З.актовый зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского Государственного морского технического университета.

Автореферат разослан 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета д.т.н., профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

В последние годы газотурбинная установка (ГТУ) прошла сложный путь развития и получила значительное распространение в различных областях промышленности. Современной ГТУ присущи следующие достоинства: небольшие габариты и масса; быстрота запуска, высокая маневренность, агрегатность и компактность; упрощение вспомогательных механизмов и систем, и, как следствие, надёжность; большие потенциальные возможности по дальнейшему улучшению характеристик.

Наряду с достоинствами у ГТУ имеется также ряд недостатков: сравнительно небольшой ресурс; повышенные требования к качеству топлива; выброс больших масс газов высокой температуры до 600-650 0С, что снижает КПД установки.

Паротурбинные установки уступают газотурбинным в отношении массы и габаритов, требуют большого числа вспомогательных механизмов и систем, на запуск установки уходит большое время, но зато к числу преимуществ паротурбинной установки можно отнести следующие: высокая надёжность, большой межремонтный период и срок службы; возможность работы на самых дешёвых низкосортных видах топлива; достаточная безопасность.

Стремление сочетать достоинства установок различных типов явилось одной из главных причин создания комбинированных энергетических установок. Это позволяет существенно снизить полную массу энергетической установки, сочетать высокую экономичность установки на режимах полной и частичной нагрузок, а также значительно улучшить другие показатели работы ГТУ.

Комбинированные газопаротурбинные установки (КГПТУ) получили развитие в ряде областей промышленности, особенно в электроэнергетике и в судовой энергетике. В последние годы газотурбинные и парогазовые установки (ПГУ) заняли важное место в электроэнергетике мира. Уже много стран в мире применяют КГПТУ с утилизационными котлами для новых электростанций, работающих на природном газе. Сейчас их КПД уже достиг 52—54 % и в ближайшей перспективе возрастет до 58—60 %. В судовой энергетике уже созданы морские КГПТУ на базе газотурбинных двигателей (ГТД) второго поколения (СССР), и четвертого поколения (США). Пути повышения эффективности утилизационных паровых циклов до конца еще не исследованы и представляют собой сложную многопараметрическую задачу. Поэтому важной задачей ближайшего времени является построение модели КГПТУ нового поколения, имеющей высокую эффективность.

В настоящее время разработаны ГТД четвёртого и пятого поколения, на базе которых будут создаваться КГПТУ нового поколения. Это требует новых программных продуктов на основе математических мо-

делей оборудования с большим числом уровней котлов-утилизаторов (КУ) по давлению, впрыском пара в ГТД, парового охлаждения элементов ГТД. В связи с этим тема является актуальной.

Цель работы. Целью работы является разработка единой математической модели и компьютерной программы для проектных расчетов судовых и энергетических комбинированных установок нового поколения.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:

- Разработка обобщенной тепловой схемы парового теплоутили-зирующего контура (ТУК), пригодной для моделирования различных вариантов судовых и энергетических КГПТУ;

- Разработка единой математической модели и компьютерной программы для проектного расчета и оптимизации парового теплоутили-зирующего контура различных вариантов судовых и энергетических КГПТУ;

- Сравнительный анализ характеристик судовых и энергетических КГПТУ с различными вариантами и параметрами теплоутилизирую-щего контура. Разработка рекомендаций по рациональным параметрам энергетических установок.

Достоверность и обоснованность результатов достигается разработкой математической модели на основе фундаментальных законов и уравнений термодинамики и теплообмена; использованием современных методов для описания свойств воды и водяного пара, газообразных продуктов сгорания топлива; использованием в качестве исходной информации проектных и эксплуатационных данных ведущих российских и зарубежных фирм - производителей ГТД и КГПТУ; согласованием полученных результатов расчета с данными испытаний КГПТУ, выполненных по различным схемам.

Научная новизна состоит в следующем:

- Впервые разработана обобщенная тепловая схема, математическая модель и компьютерная программа, позволяющие выполнять проектный расчет теплоутилизирующего контура судовых и энергетических КГПТУ с различным числом уровней давления в котле - утилизаторе, без использования и с использованием промежуточного перегрева, с различным числом цилиндров паровой турбины, с паровым и воздушным охлаждением элементов ГТД, с различными схемами включения турбогенератора и деаэратора в состав пропульсивного комплекса судовой энергетической установки (СЭУ).

- Впервые выполнен подробный анализ характеристик судовых и энергетических КГПТУ с ГТД различных поколений и теплоутилизи-рующим контуром, выполненным по различным вариантам тепловой схемы.

Практическая ценность и реализация работы.

Результаты работы доведены до практического применения в виде компьютерной программы и технических рекомендаций. Это позволяет их использовать при проектировании судовых и энергетических КГПТУ с теплоутилизирующим контуром разнообразной конфигурации и параметров, прогнозировать характеристики основного оборудования ТУК. В результате сравнительного анализа КГПТУ с различными схемами ТУК получена новая информация, которая позволяет более обоснованно принять решение по выбору схемы и параметров ТУК.

Разработанная математическая модель и компьютерная программа используются в учебном процессе кафедре судовых турбин и турбинных установок СПб ГМТУ. Рекомендуется использовать программу для выполнения проектных расчетов при создании новых проектов энергетических установок на предприятиях и организациях России, а также для разработки технического задания на создание новых КГПТУ для СРВ.

Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались в мае 2003 г. - на Региональной научно - технической конференции с международным участием «Кораблестроительное образование и наука - 2003».

Публикации. По теме диссертации опубликованы одна статья в сборнике региональной научно-технической конференции с международным участием «Кораблестроительное образование и наука - 2003» и две статьи в журнале «Турбины и компрессоры».

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы из 73 наименований.

Объем работы -155 страниц, в том числе 45 таблиц и 66 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы и поставлены задачи исследования.

В первой главе дан обзор литературы и приведена разработанная на его основе обобщенная тепловая схема КГПТУ, имеющая большое число вариантов использования, различающихся числом контуров по давлению пара (от 10Г0 до Зех), числом цилиндров паровой турбины (от 10Г0 до Зех), наличием или отсутствием промперегрева пара, способами включения турбогенератора и деаэратора в состав пропульсивного комплекса СЭУ. На рис. 1 показана обобщенная тепловая схема энергетической КГПТУ (трехконтурная с промперегревом пара, ЗПТ). На рис. 2 показана обобщённая схема судовой КГПТУ с одноконтурным ТУК. Остальные варианты энергетических и судовых КГПТУ рассмотрены при описании модели и компьютерной программы.

КОТКЛ-УТИ/ИЗАТОР

Рис. 1. Обобщенная тепловая схема энергетической КГЛТУ (трехконтурная с промпе-

регревом пара, ЗПТ)

Рис. 2. Обобщённая схема судовой КГПТУ с одноконтурным ТУК Где: ВО1, ВО2 - воздухоохладитель №1, 2; Д - деаэратор; К - конденсатор; КН -конденсатный насос; КС1 - камера сгорания; КС2 - камера дожигания топлива; ПНВД, ПНСД, ПННД - питательные насосы высокого, среднего, низкого давления; ПНД - подогреватель низкого давления; ЦВД, ЦСД, ЦНД - цилиндры высокого, среднего, низкого давления; ПТ - паровая турбина; ЭД - электродвигатель; ЭГ - электрогенератор.

Во второй главе разработана математическая модель и компьютерная программа для расчета обобщенной схемы КГПТУ. Уравнения котла - утилизатора

@г{^г.вх ~ ^г.вых У1ку = - ^охл.гтд Х^ля ~ ^вых.цвд)+ ~ Ьлввд )

+ СП2 {кт - кпвсд ) + {Нлг - клвнд ) + Ст

= С'" + +

'т

Л 2

■'л 3

вых.наг

'Л.Д'

-к

вх.иаг />

где

- расход газа на выходе из ГТД;

(7д1>6Я2,(7Яз - расход перегретого пара ВД; СД, НД; (?Яд - расход отбора пара на деаэратор;

^охлгтд' ^пв - расход пара на охлаждение ГТД, расход питательной воды;

Лку - КПД котла - утилизатора;

J- „л,^- энтальпия газа на входе, выходе из котла - утили-

/ .оЛ " I .ВЫЛ

затора;

- энтальпия пара ВД, СД, НД, промперегрева;

^пввд'Квсд^пвнд - энтальпия питательной воды ВД, СД, НД;

Ь „ ,„,„. - энтальпия пара на выходе из ЦВД; вых.цвд

^вхилг^выхнлг - энтальпия воды на входе и выходе из нагревателя.

Уравнения контура высокого давления (ВД)

Уравнение промперегревателя

ог Г.вх ~ ^г.пп у1пп = ~ ^охп.пд )(^П77 ~ ^вых.цвд )'

уравнение пяпс1Попогпопятопа тип/пя кп

6г{^г.пп ~^г.тУ1т ~ ^т{^т ~ ^нлс.пд)'

уравнение иппяпитепя кптл/пя ИЛ

С Г Vr.ni ~ г.т Ют = 1*1 -г ~ ^Кнед)'

уравнение экономайзера контура ВД

^Л^г.т гэ\)Пэ\ =КЦ£тК ~^пввд)'

Уравнения контура среднего давления (СД)

р ~ ^ г.п2 у}п2 ~ ^п2 ~ ^нлс.сд )'

уравнение иппяпитепя контупя Г)Л

с*г v г.п2 ~ г.и2 юи2= кц2 &п21*2шг ~ ^2 нед )'

уравнение яконпмяйзепя к-пнтипя Г)Л

сгг.и2 ~^г.эгпэг ~^цг^пг\Аэ2 ~^пвсд)'

Уравнения контура низкого давления (НД)

Уравнение р' Г т -г 1и'" _г, ]

иг\у г.э2 и глг)Чю ~ктпз\ппз "нас.нд Г

уравнение асоюишаешие ра ножтэраД-Ш

где

эн-

^г.пп > ^ г.т' ^ г.т»^ г.э\ • ^г.п г»^ гмг > ^ г.эг1 *^глз»> *^г.эз

тальпия газа за промперегревателем, пароперегревателем, испарителем, экономайзером ВД, СД, НД;

ЧппЛт'ЧтЛ^ПпгЛинПэг'ЧтЛиз'Пэ) " КПД промперегре вателя, пароперегревателя, испарителя, экономайзера ВД, СД, НД;

кратность циркуляции ВД, СД, НД;

Кщ' Кцг' Кцъ

кНАС.ВД » ^НАС.СД > ^НАС.ид

■ энтальпия насыщенного пара ВД, СД, НД;

А й й - энтальпия воды на выходе из экономайзера ВД, СД,

НД;

Г - удельная теплота парообразования;

.X,. х2, хг -доля пара в смеси на выходе из испарителя ВД, СД, НД;

^\нЕД' НЕД ' НЕД

перепад энтальпии, соответствующий не-

догреву воды до температуры насыщения в экономайзере ВД, СД, НД. Уравнения цилиндра высокого давления (ЦВД)

Уравнения цилиндра среднего давления (ЦСД)

Уравнения цилиндра низкого давления (ЦНД) с отборами пара

7цнд ~-Чм^-Чпе*Лис*'

где

^ ЦВД ' ^ цСд > N цНд

■ эффективная мощность ЦВД, ЦСД, ЦНД;

Пцвд' Чцсд- Чцнд -эффективный КПД ЦВД, ЦСД, ЦНД;

^ппнд -Расх°Д отбора пара на подогреватель НД; ттНЕД ттНЕД

недоиспользованные перепады энтальпии; - изоэнтропийный перепад энтальпии пара в ЦВД,

ЦСД;

,Н^!Ш'0ХЛ- изоэнтропийный перепад энтальпии пара

промперегрева, пара на выходе из системы охлаждения ГТД, пара на выходе из контура СД в ЦСД;

л'т.■ Т}?01 >71 мСД< мЩ~ внУтРенний. механический

КПД ЦВД, ЦСД, ЦНД;

Т]™, №. Т}™* -КПД передачи ЦНД.ЦНД.ЦНД;

Ук?' Чн? - коэффициент потерь в неработающих ступе-

нях ЦВД, ЦСД, ЦНД.

Уравнения подогревателя низкого давления (ПНД)

(*Л.ПНД ■(Ьп.вх ~ Ь-пЧЬис )-ПпнД ~ ПВ •(Ьв.вых ~ Ь-ВЛХ ) '

где

^^пвх^^пвш ' энтальпия паРа на входе и выходе из ПНД; ^в'вх^ввых - энтальпия воды на входе и выходе ПНД;

Чпщ - КПД ПНД-

Уравнение конденсатора (К)

^ПВ (^ВЫХ ' к вод ) ~ &ОХЛ.ВОД-Св в •

где

„^ - расход охлаждающей воды конденсатора; охл .вид

1СБ - теплоёмкость охлаждающей воды конденсатора;

- разность температуры охлаждающей воды на входе и выходе из конденсатора;

- энтальпия пара на выходе из ЦНД, энтальпия воды

на входе в конденсатный насос. Уравнениедеаэратора (Д)

^пв-^вх + ^П.Д ОТБОР = (Ся, + ^7/2 + ^Пз)'^ВЫХ '

где

^вх^вых^отбор - энтальпия воды на входе, выходе из деаэратора,

энтальпия отбора пара.

Уравнения воздухоохладителей №1, №2 (В01, В02)

р (-¡ВЫХ.КНД _ [_ВХ.КВД\П г

^ВОЗ\ПВОЗ ПВОЗ / / В02 ~ ипв-°'

^ОХЛ.ВОЗ'^ВОЗ ~^ВОЗ Д)71во\ = &ппл'

где

- расход воздуха, расход воздуха на охлаждение

ГТД;

ДВ01.В02;

j ВЫХ.КНД г

"воз >"

.t*:KBJJ - энтальпия воздуха на выходе из КНД, на входе в

ВОЗ

КВД;

- энтальпия отборного воздуха, воздуха на охлаж-

ОТБОР' ВОЗ

дение ГТД;

а, Ъ - разность энтальпии воды в В01, ВО2. Расчёт энтальпии продуктов сгорании

Энтальпия СО2, Н2О, N2, O2 определена по формуле:

Р = + п Т

п=0

1000 1000

Энтальпия продуктов сгорания определена по формуле:

^C02'MiC02 + R-HW^iHlO + Rq2 -ßiQl

Jr

где:

44,01 ,RC02 +18,016.^0+28,15.^ +32Д

И20

N2

02

C02 ' ^нго ' ^N2 ' ^02

объёмный состав продуктов сгорания С02, Н20, N2, 02;

М1С02>Мш2О^т>Мю2 - энтальпия С02, Н20, N2, 02 (кДж/кмоль). Расчет свойства воды и водяного пара

Термодинамические свойства воды и водяного пара рассчитывается на основе Формуляции ^ - 97.

Основное уравнение для жидкости

В этой области основным является уравнение для удельной энергии Гиббса

где я = Р/Р'-, т = Т'/Т\ Р'=165ШПа; Т'=Ш6К. Основное уравнение для перегретого пара

Для этой области основным является уравнение для удельной энергии Гиббса, состоящее из двух частей - относящейся к идеально-газовому состоянию у0 и описывающей реальную составляющую

g(P,T)/RT = у(я,т) = Г°(*,т) + Гг{*,г).

9 Л

где л = PiP" и т = Т' IT , а Р'= \МПа и Т' = 540Я. У' Основное уравнениеДля околокрИТической области

Для этой области основным является уравнение для удельной энергии Гельмгольца:

Уравнения линии насыщения

Уравнение, описывающее линию насыщения, представлено квадратным уравнением в неявной форме:

р2Вг + пхр2& + пгр2 + пгрЗг +паР9 + п$Р + п6$1 +щЗ + щ =0,

где

Р = (Р5/Р')Ш и 3 = Т,/Т' +п9/[(Т,/Г)-пт] при Р'=1МПа,

Т* - \К. Это уравнение может быть разрешено в явном виде как относительно давления насыщения Ps, так и относительно температуры насыщения ^ Решение его относительно Ps даёт основное уравнение линии насыщения

-[4

2 С

-В + {Вг-4АС)хп\ ' где Р" = 1МПа; А = Э2 +и^ + и2; В = пг32 +п^9 + Пу С = и652 +и?19 + Л8.

Решение относительно температуры насыщения приводит к дополнительному уравнению

при Е-Р1 +п3Р + п6', р~=щрг +П4р + П7\ С = п2Р2 +п5Р + п%. Основное уравнение для области высоких температур

Основным для этой области является уравнение для удельной энергии Гиббса g, представленное в безразмерном виде y = g/RT и

разделенное на две части - относящуюся к идеальногазовому состоянию у0 и описывающую реальную составляющую у''.

Уравнение для идеальногазовой части

у" =1пяг + ^77,°г/'° и Для реальной у' ,

где я = Р/Р' \лт = Т'/Т при Р" == \МПа иГ'= 1000А-.

Теплообмен в котле - утилизаторе

Процессы теплообмена показаны на рис. 3. Тракт генерации пара для случая трех уровней давления с промежуточным перегревом можно разбить на 11 зон:

I - подогрев общего расхода питательной воды в нагревателе. В этой зоне температура воды повышается от Твх.наг до Твых.наг, а температура газа на выходе из ГТД уменьшается от ТаЗ до Т5 (температура на выходе из котла - утилизатора);

II - подогрев питательной воды НД до кипения (точка ЬЗ);

III - испарение воды НД; - перегрев пара НД;

■ подогрев питательной воды СД до кипения (точка b2);

■ испарение воды СД;

■ перегрев пара СД; подогрев питательной воды ВД до кипения (точка Ы); испарение воды ВД; перегрев пара ВД;

Промежуточный перегрев пара. Температура пара на входе в промперегреватель (ТВхпп ) равна температуре пара на выходе из ЦВД.

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

Рис. 3. Q - Т диаграмма генерации пара трех уровней давления Уравнения теплового баланса между газом на выходе из ГТД и водяным паром в котле - утилизаторе: для зон IX, X, XI

Г ТА ~ ^Тх\ )7л:П0 = (^/7! ~ К} ) + 6ПП (клл — Ьвых ЦВд ).

для зоны VIII

Gpi^Txl ~Jral)V/Cr8 = Gm(hbl —hal),

для зон VI, VII

~ J тхг)7! кг i = Gn2(hn2 -hb2),

для зоны V

Gr(JТх2 - JТа1 )т]КГ5 = Gni (hb2 -ha2), для зон III, IV

{JTal ~^Тхъ)Т1кГ* =

для зоны II

Gr (JTx3 ~ J Таъ)1! KY2 ~ Gm(hbJ —haJ),

для зоны I

{^ТаЪ ~JT$)T1KY\ = + Gnl + ^пъ)^1 ВЫХ.НАГ

где

J та > J т > Лы > jm. Jul > Лхз, Ли> J Ti - энтальпия газа за ГТД на участках Т4, Тх1, Та1, Тх2, Та2, ТхЗ, ТаЗ, Т5 котла - утилизатора; hm,hn2,hin,hnn - энтальпия пара ВД, СД, НД и промперегрева;

¿ыАр^гЛгЛзЛзА - энтальпия воды в точках Ы, а1, Ь2, а2, ЬЗ, аЗ, а;

Ьлшцвд,кшхшг - энтальпия пара на выходе из ЦВД, энтальпия

воды на выходе из нагревателя;

Gm, Gni, Gm - расход пара ВД, СД, НД;

вгЛт'ПпгЛпчЧкпЛтЛпьЛпп ■ Расход газа на выходе

из ГТД, КПД котла - утилизатора по зоне I, II, IV, V, VII, VIII, X. Компьютерная программа

Компьютерная программа написана на языке Visual Basic 5.0. Компьютерная программа может использоваться для расчета 12 вариантов конфигурации тепловых схем КГПТУ в электроэнергетике: трёхконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом и без него (2ПТ и ЗПТ), двухконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (1ПТ и 2ПТ), одноконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него(1ПТ и 2ПТ), и 4 вариантов в судовой энергетике.

Программа имеет отдельное окно для расчёта энтальпии продуктов сгорания при использовании в качестве топлива природного газа и жидкого топлива, и окно для расчёта свойства воды и водяного пара. Окна программы показаны на рис. 4, 5,6, 7.

Рис. 4. Окно выбора варианта конфигурации тепловой схем КГПТУ

Свойства воды и водяного пара

- Линия насыщения -

бар

99,60592 град. С

Вода

н 1417,4365

5 (1,302539

Я 1958,6368

Пар

2674,984 кДж/кг

|7.358833 кДж/кг.К

1,694062 " МЗ/кг

0,5902973 " кг/МЗ

Задаваемые параметры------

Линия насыщения (• Подавлению

С По температуре

Вся область

С Р - Т (вода и перегретый пар) С Р - Н (кроме околокритич. обл)

Г Р-5 (кромеоколокригич. обл)

Р-Х (насыщенный, влажный пар и кипящая вода)

ОК

Выход

Рис. 5. Окно расчёта свойств воды и водяного пара

Рис 6. Окно расчета энтальпии продуктов сгорания

iffawHiypttMflUlíyjHIJti М9НЩ Домни) ,

Ьлолние данный Параметры ГТД ^ Чиепоп» (j

шэ

МП*

КПДгт» |Э9"32~" 0f {570 2

j652

КПД яаровы» турбин

кплшй ¡аз %

кпдцсд кпд*д

Коктур ВД и {2СО Контур НД П ¡1 I

С*аГ1ад [20 «»«С Ов1вТ1и*|2о i

Oeie Г2»д К Г* Контур СД " (36 wwc bap j50 1 Ко нденс агор п |0 034 1

О*» TICK |20 w»c Рохл »•< ji 9 I

Odia ГЗсд 'cq «адС ТОХЛ »1 j10 1

Промперегреватель J7S tap D««»™ ,0 i Кодвмсатныи тс о с

Datal^nn ¡jj (рад С Fto. U 1

бар

мс

Деаэратор И

Энтальпиягаза Jq^ «Д**г Температура roa WC

Нагреватель

|жТшбГ ^„„^„„ры

т.-™, ^-ф»С f»

Подогреватель НД ТдоОа» езда

Рп/ид р7 вар »

КПДтц |97 %

Нэгосы и гр <ррчтори кпднвсое Ъп %

СТДм^а gjH

КПДЗГИИ Qftg

РЕЗУЛЬТАТЫ контур ед

1 ¡600

Кант я) СД Контур ИД

с тп2 |1Э99)1590|рв*с Гп3 ¡107 409606грв*с

Гяа»ные всэу/ьтаты Омор I охл

(Одобаа мда-On об а, ну ж) Опав а, муж jg Krteac

(Рпоха гт(,«Рпп)

Опвхл гтд |22 "" К*

ОНвТохапд jj¡¡ (рад С

Свойства воды и [

в"1 ¡06JB753C8O Krte О™ |64 £753090 Kí* 002 ¡8 41023732*'* 0,019 907623 Kffc ©fu

Т»ыж4

Техмвд

ЦГД

Х»хцвд

XlXUCK p"

37953 >радС Т»хднд *gg 60592 Оппн*

Х""™ j0 9849864

Таыхшд |44б9312 Таыкдюд |9960592 Tiboci»* ,26 18163

х.ьосц.» р X.«!« |о 9826798

^ 182624 17 к"

Мцад

|23082 49 " к,т

х»ых^« ¡00796428 *** ¡38036 16

|313Э1 47 ТММС

[29387.28 W«c

|б43957Э~ Kffc

[99 60592 г»д С

¡° Кг*

¡3841 792 Kit

[90 30563 Граде

¡143742 8 Kit

[ЙбЭСИ 60 30011 К»Т %

Тепловая eveua

Рис. 7. Окно расчета трехконтурной КГПТУ с промперегревом

В третьей главе проведен анализ результатов расчета тепловых схем КГПТУ с промперегрева и без него при использовании различного числа контуров при изменении начальных параметров пара.

Рис. 8. Влияние числа контуров и начальных параметров пара на КПД К1 111У оез промперегрева.

На рис. 8 показано влияние числа контуров и начальных параметров пара на КПД КГПТУ без промперегрева. Из изложенного следует, что для достижения максимальной экономичности в КГПТУ без промперегрева пара количество контуров и начальные параметры пара должны быть максимальными.

55,5 55 54,5 54 53,5 53

кпд,%

54,9

55

54,5 3

2 контур

53,7 контур

1 контур

54,7 3

2 контур

53,8 контур

1

контур

127,5 бэр; 550 град. С

127,5 бар; 600 град. С

Рис. 9. Влияние числа контуров и начальных параметров пара на КПД КГПТУ с промперегревом.

На рис. 9 показано влияние числа контуров и начальной температуры пара на КПД КГПТУ с промперегревом. Влияние начального давления пара на КПД КГПТУ при начальной температуре пара 600 °С показано на рис. 10а. Начиная с начального давления пара порядка 80 бар, КПД установки слабо зависит от величины этого давления.

III!-1-Г"

6,4

P2, бар

Рис. 106. Влияние давления пара за вторым контуром на КПД КГПТУ с пром-перегревом (при начальных параметрах пара 127,5 бар, 600 "С и давлении промперегрева 40 бар).

Рис. 10с. Влияние давления промперегрева пара на КПД КГПТУ с промпе-регревом (при начальных параметрах пара 127,5 бар, 600 0С и давлении за вторым контуром двух- и трехконтурных КГПТУ, равном 1,18 и 4,3 бар).

Влияние давления пара за вторым контуром на КПД КГПТУ с пром-перегревом при начальных параметрах пара 127,5 бар, 600 °С и давлении промперегрева 40 бар показано на рис.106.

Влияние давления промперегрева пара на КПД КГПТУ с промперег-ревом показано на рис. Юс при начальных параметрах пара 127,5 бар, 600 °С и давлении за вторым контуром двух- и трехконтурных КГПТУ, равном 1,18 и 4,3 бар. Из изложенного следует, что наиболее экономичной является трехконтурная КГПТУ с промперегревом при возможных максимальных начальных параметрах пара.

Трехконтурная КГПТУ с промперегревом пара

Рис. 11. Влияние количества тепла, отводимого из системы охлаждения ГТУ, на КПД трехконтурной КГПТУ с промперегревом пара.

КПД, % 55,5

55,5

55

54,5

54

55,2 55,3 55,4 600

600 град. С 550 град.

550 град. с

54,5 54,7 град. С С

600

550 град.

град. С С

127,5 бар 166,7 бар 190 бар

Рис. 12. Влияние начальных параметров пара на КПД трехконтурной КГПТУ с промперег-

ревом пара.

При использовании водяного пара для охлаждения высокотемпературных элементов ГТД отобранное им тепло естественно использовать в паротурбинной части КГПТУ. Влияние на КПД количества тепла, отбираемого из ГТД для промперегрева пара, показано на рис. 11. Например, при отборе из ГТД количества тепла, соответствующего 4,5 % мощно-

сти ГТД, КПД КГПТУ повышается на 0,97 %. На рис. 12 представлены показатели упомянутой КГПТУ при начальном давлении пара 127,5; 166,7 и 190 бар и двух значениях температуры пара — 550 и 600 °С. При начальной температуре пара 550 °С увеличение начального давления пара с 127,5 до 166,7 бар повышает КПД на 0,7%, до 190 бар—еще на 0,1%. При начальной температуре пара 600 °С соответствующее повышение КПД составляет 0,6 и 0,2%. При начальных параметрах 190 бар, 600 °С и давлении пара в конденсаторе 9,8 кПа максимальное значение КПД равно 55,3 %. При снижении давления пара в конденсаторе до 3,4 кПа увеличивает КПД КГПТУ на 0,2... 0,3 %, и максимальное значение КПД достигает 55,5 % при 190 бар/600 °С.

кпд,%

600 Тпп,град. С

Рис. 13. Влияние температуры промперегрева пара на КПД трехконтурной

КГПТУ.

Рис. 14. Влияние температуры воды на входе в нагреватель котла - утилизатора на КПД трехконтурной КГПТУ с ппромперегревом пара

Влияние на экономичность трехконтурной КГПТУ температуры промперегрева представлено на рис. 13 для начального давления пара 127,5 и 190 бар, начальной температуры пара 600 °С. Влияние на экономичность КГПТУ температуры воды на входе в нагреватель котла - утилизатора представлено на рис. 14.

Влияние начального давления пара и температуры воды на входе в экономайзер котла - утилизатора на КПД судовой КГПТУ

Из результатов расчета следует, что КПД четырёх вариантов практически одинаков. Наибольшая экономичность достигается при начальном давлении пара 27 + 30 бар и возможной максимальной температуре пара. Температура воды на выходе из деаэратора (на входе в экономайзер котла - утилизатора) оказывает незначительное влияние на КПД установки. Таким образом, подогрев питательной воды в деаэраторе не приводит к увеличению КПД. Подогрев воды целесообразен для предотвращения коррозии экономайзера котла - утилизатора. Рассмотренные варианты отличаются практическим использованием. В варианте 1 мощность паровой турбины № 2 задаётся в соответствии с потребностью в электроэнергии для всех потребителей на судне. В варианте 2 мощность паровой турбины № 2 зависит от давления пара в деаэраторе.

Судовые КГПТУ с открытой схемой ТУК

В этой схеме отсутствует деаэратор, давление конденсатного насоса равно атмосферному давлению (0,98 бар). Схема представляет собой частный случай схемы 2 (рис. 2) при отключении отбора пара на деаэратор. Из результатов расчета следует, что КПД КГПТУ с открытой схемой больше чем КГПТУ с деаэратором на 0,3%. В этом случае оптимальное начальное давление пара находится в диапазоне 20 + 25 бар. При одинаковой производительности КУ, которая определяется тепловым балансом испарительной части и пароперегревателя, повышение КПД КГПТУ с открытой схемой связано со снижением температуры газа за КУ.

Судовые КГПТУ на базе ГТД различных поколений

Расчеты выполнены при использовании ГТД РТ4С-2 и ДИ59 (2ое поколение); М70, 1_М2500 и Бреу (Зое поколение); 1_М1600, М80 и 1_М2500+ (4ое поколение); МТЗО, \WR21, МТ50 и _М6000 (5ое поколение).

Расчетные значения параметров КГПТУ на базе ГТД различных поколений при использовании одноконтурной схемы КГПТУ без промпе-регрева показаны на рис. 15. Оптимальное значение начального давления пара пропорционально температуре газа на выходе из ГТД. В рассматриваемых ГТД, температура газа на выходе из ГТД повышается с 355 °С (ГТД WR21) до 566 °С (ГТД _М2500), соответственно начальное давление пара повышает с 8,6 до 43 бар. КПД КГПТУ на базе ГТД 20Г0 поколения составляет от 37,6 до 39,3 %, на базе ГТД Зего поколения - от 41,8 до 48,9 %, на базе ГТД 40Г0 поколения - от 47,1 до 49,9 %, на базе ГТД 50Г0 поколения - от 50 до 50,2 %. КПД КГПТУ на базе ГТД с регенерацией (WR21) меньше чем КГПТУ на базе ГТД без регенерации. Это определяется тем, что температура газа на выходе из ГТД намного меньше.

Рис 15 КПД судовых одноконтурных КГПТУ на базе ГТД различных поколений Поскольку температура газа за турбиной в ГТД Зего, 40Г0 и 5ого поколений достаточно велика была рассмотрена возможность использования для этих двигателей двухконтурного ТУК. На рис. 16а показаны параметры ГТД и КГПТУ для случая использования двухконтурной схемы ТУК. Из полученных результатов видно, что использование двухконтурного ТУК возможно. При одинаковых начальных параметрах пара в одно и двухконтурной схемах ТУК повышение КПД КГПТУ при использовании двух контуров составляет 1,1-1,5 %. При использовании оптимальных начальных параметров пара в двухконтурной схеме повышение КПД КГПТУ несколько выше и составляет 1,4 + 2,0% (рис. 16а).

На рис. 166 дано сравнение КГПТУ при использовании одно и двух-контурных ТУК по величине относительного повышения КПД КГПТУ по сравнению с КПД ГТД г/е

Видно, что эффективность использования ТУК снижается при переходе от ГТД Зего к ГТД 40Г0 и 50Г0 поколений для случаев одно и двухкон-турных ТУК. При использовании одноконтурного ТУК величина А77 снижается от 0,314 до 0,195, при использовании двухконтурного ТУК и одинаковых начальных параметров пара Д77 снижается от 0,346 до 0,221, при различных начальных параметрах пара от 0,368 до 0,229 (рис 166)

б)

Рис. 16. Сравнение эффективности одно и двухконтурных судовых КГПТУ

Доверительный интервал и доверительная вероятность

Для статистической оценки точности расчета КПД КГПТУ по разработанной программе использованы опубликованные данные по КПД судовых и энергетических КГПТУ (объем выборки - 11 установок, включая 2 судовых и 9 энергетических, среди которых 6 Российских (СССР) и 5 Американских). При задании доверительной вероятности для компьютерной программы 95 % доверительный интервал по КПД равен ± 0,33%.

В четвертой главе разработана математическая модель для расчета КГПТУ при охлаждении элементов ГТД паром, выполнено сравнение эффективности КГПТУ при охлаждении газовой турбины возду-

хом и паром.

Все параметры ГТД определяются компьютерной программой FOCUS (автор: Ерохин С. К. - кафедра СТ и ТУ СПб ГМТУ).

По результатам испытаний, которые производились в СПб ГТУ, определены зависимости средней безразмерной глубины охлаждения 8 по обводу контура профиля в среднем сечении оболочки и по поверхности полки опытной сопловой лопатки с закрытой системой охлаждения при использовании в качестве охладителей воздуха и водяного пара

где ТГ,Т0ХЛ - полная температура газового потока и охладителя;

1ТЛ - температура стенки;

- относительный расход охладителя; - расход охладителя и газа.

Аппроксимации для этих зависимостей имеют следующий вид:

- Для охлаждения лопаток водяным паром:

вл = -5,04842.10"2.(ДС£,)2 +3,32278.10"1.ДСо -1,6037.10"3 (1)

- Для охлаждения лопаток воздухом:

9Л =-5,90737.10"2(Д(^)2 +2,61201.10"1.ДС^-0)0387.10"3 (2)

- Для охлаждения полок водяным паром:

вп = -1,29525.10""1.(ДСо)2 +4,51356.10_1.ДСо -1,56133.10"3 (3)

- Для охлаждения полок воздухом:

9п = -3,90734.10~2 (Д(?0)2 +2,36553.10_1.ДСо -1,00151.10_3 (4)

По формулам (1) - (4) относительный расход охладителя Д(?0 (воздуха Л(гв и водяного пара ) определяются при за-

дании безразмерной глубины охлаждения

Влияние на экономичность КГПТУ начальной температуры газа и системы охлаждения ГТД показано на рис. 17. При начальной температуре газа 1300°С переход от охлаждения ГТД воздухом к охлаждению ГТД паром увеличивает КПД КГПТУ на 3,2 % (с 55,1 до 58,3 %). При начальной температуре газа 1430°С повышение этого показателя составляет соответственно 2,7 % (с 57,3 до 60,0). Таким образом, при повышении температуры газа перед турбиной ГТД эффективность использования парового охлаждения ГТД снижается.

Сравнение расчетных данных и реальных характеристик КГПТУ свидетельствует о достаточной точности разработанной программы при использовании её для расчета КГПТУ с охлаждением элементов газовой турбины паром. Более детальная идентификация программы пока не

23

может быть выполнения ввиду ограниченности базы данных по КГПТУ такого типа.

62-,

кпд, %

60

60-

58,3

5856 ■ 55,1

57,3

охл. воздухом

54-

охл.

52

ВОЗД. л,

1300 "С

1430 °С ТЗ

Рис. 17. Влияние начальной температуры газа и системы охлаждения ГТД на экономичность трехконтурной КГПТУ с промлерегревом

Влияние количества контуров на КПД КГПТУ с промперегревом и без него при охлаждении ГТД воздухом и паром показано на рис. 18. Расчеты выполнены при использовании ГТД 7G (охлаждение воздухом) и ГТД 7Н (охлаждение паром) с расходом пара на охлаждение ГТД 21,67 кг/с и разностей температур пара на входе и выходе из системы охлаждения ГТД 44°С. При охлаждении ГТД воздухом и начальной температуре пара 565 °С, давлении 154 бар для КГПТУ без промперегрева переход от одного контура к двум увеличивает КПД КГПТУ на 1,2 % (с 54,9 до 56,1 %), к трем контурам — еще на 0,2 % (до 56,3 %). Для КГПТУ с промперегревом повышение этого показателя составляет соответственно 1,6 % (с 55,2 до 56,8 %) и 0,5 % (до 57,3 %).

При охлаждении ГТД паром и начальной температуре пара 600 °С, давлении 200 бар для КГПТУ без промперегрева переход от одного контура к двум увеличивает КПД КГПТУ на 1,1 % (с 57,4 до 58,5 %), к трем контурам — еще на 0,3 % (до 58,7 %). Для КГПТУ с промперегревом повышение этого показателя составляет соответственно 0,9 % (с 58,7 до 59,6 %) и 0,4 % (до 60 %).

Переход от охлаждения ГТД воздухом к охлаждению паром в одно-, двух- и трехконтурных КГПТУ без промперегрева увеличивает КПД соответственно на 2,5 % (с 54,9 до 57,4 %), 2,4 % (с 56,1 до 58,5 %) и 2,4 % (с 56,3 до 58,7 %). Для КГПТУ с промперегревом повышение этого показателя составляет соответственно 3,5 % (с 55,2 до 58,7 %), 2,8 % (с 56,8 до 59,6 %) и 2,7 % (с 57,3 до 60 %).

Из результатов расчета следует, что при переходе от КГПТУ без промперегрева к КГПТК с промперегревом, а также при снижении числа контуров эффективность использования парового охлаждения ГТД повышается.

Рис. 18. Влияние количества контуров на КПД КГПТУ с лромперегревом и без него при охлаждении ГТД воздухом (начальные параметры пара 154 бар и 565 °С) и паром (начальные параметры пара 200 бар и 600 °С)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ результатов расчёта КГПТУ позволяет сделать следующие выводы.

1 - Компьютерная программа может быть использована для расчета 12 вариантов схем энергетических КГПТУ: трёхконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (2ПТ и ЗПТ), двухконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (1ПТ и 2ПТ), одноконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (1ПТ и 2ПТ), и 4 вариантов схем судовых КГПТУ. Программа имеет отдельное окно для расчёта энтальпии продуктов сгорания при использовании в качестве топлива природного газа и жидкого топлива и окно для расчёта свойств воды и водяного пара.

2 - Наиболее экономичной является трёхконтурная КГПТУ с промежуточным перегревом пара при максимально возможных начальных параметрах пара. Влияние начальных параметров пара на КПД КГПТУ с промперегревом и КГПТУ без промперегрева примерно одинаково. Переход от давления 66,7 бар и температуры 550°С к 127,5 бар и 600°С оказывает наибольшее влияния на КПД КГПТУ с трехконтурным теплоутилизирующим контуром (0,8%), к 166,7 бар и 600°С - еще на 0,6%, к 190 бар и 600°С - еще на 0,2%, при снижении количества контуров до одного это влияние меньше (до 0,5%).

3 - Влияние количества контуров на КПД КГПТУ с промперегревом и КГПТУ без промперегрева также примерно одинаково. Переход от одного контура к двум повышает КПД на 0,9 + 1,2%, от двух контуров к трем - на 0,3 * 0,4% как без промперегрева, так и при наличии промперегрева пара.

Влияние промперегрева на КПД КГПТУ наибольшее (1,1%) в схеме с трехконтурным теплоутилизирующим контуром. При снижении количества контуров до двух и одного это влияние составляет 0,7 и

0,4% соответственно.

4 - Рекомендуется конструировать КГПТУ нового поколения с начальным давлением пара более 80 бар, температурой пара 550 + 600 °С, давлением промперегрева пара 30...40 бар, давлением пара во втором контуре в диапазоне 4 6 бар а в третьем контуре - 1,1 + 3 бар.

Во всех схемах КГПТУ ПНД используется только в случае нагрева воды на входе в нагреватель котла - утилизатора выше 60 °С для уменьшения коррозии входного устройства котла, а не для повышения КПД КГПТУ. С увеличением давления в деаэраторе КПД КГПТУ практически не изменяется.

5 - КПД КГПТУ достигает 60 % при охлаждении ГТД паром, отбираемым перед промежуточным перегревателем и перегреваемым в ГТД. Влияние начальных параметров, числа контуров и промперегрева на КПД КГПТУ при охлаждении элементов ГТД воздухом и паром примерно одинаково. Переход от охлаждения ГТД воздухом к охлаждению паром оказывает наибольшее влияния на КПД КГПТУ с одноконтурным теплоутилизирующим контуром (2,5% без промперегрева и 3,5% с промперегревом). При увеличении числа контуров до трех это влияние снижается до 2,4% при отсутствии промперегрева и до 2,7% при наличии промперегрева пара.

6 - Наибольшая экономичность судовых КГПТУ с одноконтурным ТУК достигается при начальном давлении пара 27 + 30 бар и возможной максимальной температуре пара. Температура воды на выходе из деаэратора (на входе в экономайзер котла - утилизатора) оказывает незначительное влияние на КПД установки. Подогрев питательной воды в деаэраторе не приводит к увеличению КПД КГПТУ, а целесообразен для предотвращения коррозии экономайзера котла - утилизатора. КПД КГПТУ с открытой схемой больше чем КГПТУ с деаэратором на 0,3%, и оптимальное начальное давление находится в диапазоне 20 + 25 бар.

КПД судовых КГПТУ повышается при использовании ГТД следующего поколения. КПД судовых КГПТУ с одноконтурным ТУК на базе ГТД 20Г0 поколения составляет от 37 до 39%, ГТД 3е™* поколения - от 42 до 49%, ГТД 4его поколения - от 47 до 50%, ГТД 5его поколения - 50%. КПД КГПТУ на базе ГТД с регенерацией меньше чем КГПТУ на базе ГТД без регенерации.

7 - В судовых КГПТУ может быть использован двухконтурный ТУК. Переход от одноконтурного ТУК к двухконтурным при одинаковых начальных параметрах пара приводит к повышению КПД КГПТУ на 1,1 + 1,5 %, при оптимальных начальных параметрах пара это повышение несколько выше и составляет 1,4 + 2,0 %. Эффективность использования ТУК снижается при переходе от ГТД к ГТД и поколений в случае использования одно и двухконтурных ТУК.

ПУБЛИКАЦИИ

Основное содержание диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Лыонг Лук Куйнь. Обобщенная тепловая схема комбинированной газопаротурбинной установки нового поколения. Материалы региональной научно - технической конференции с международным участием «Кораблестроительное образование и наука - 2003». СПб.: Изд. СПб. ГМТУ, 2003. Том 2. С. 180-183.

2. Тихомиров Б. А., Лыонг Лук Куйнь. Анализ схем комбинированных газопаротурбинных установок. «Турбины и Компрессоры». СПб., №1 ,2-2005 (30, 31). С. 05-13.

3. Тихомиров Б. А., Лыонг Лук Куйнь. Сравнение эффективности охлаждения газовой турбины воздухом и паром в комбинированных газопаротурбинных установках. «Турбины и Компрессоры». СПб., № 3, 4-2005 (32, 33) (в печати).

ИЦ СПбГМТУ, Лоцманская 10 Подписано в печать 25.04.05 Зак. 2959 Тир. 1 00.1,3 печ -л

f

SOOKKfW".

Ч/

910

оэ ию:; 2005 '

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

ГЛАВА 1: ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ОБОБЩЁННЫЕ СХЕМЫ КГПТУ

1.1. Обзор литературы

1.1.1. В области судовой энергетики

1.1.2. В области электроэнергетики

1.2. Обобщённые схемы КГПТУ

ГЛАВА 2: МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ И КОМПЬЮТЕРНЫЕ ПРОГРАММЫ

2.1. Математические модели

2.1.1. Общие уравнения

2.1.2. Расчёт энтальпии продуктов сгорании

2.1.3. Основные уравнения для теплофизических свойств воды и водяного пара

2.1.4. Дополнительные уравнения для теплофизических свойств воды и водяного пара

2.1.5. Теплообмен в котле — утилизаторе

2.2. Компьютерные программы

2.2.1. Блок схема программы

2.2.2. Алгоритм и структура программы

2.2.3. Ввод исходных данных

ГЛАВА 3: АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА КГПТУ

3.1. Условия сравнения

3.2. КГПТУ без промперегрева пара

3.3. КГПТУ с промперегревом пара

3.4. Трехконтурная КГПТУ с промперегревом пара

3.5. КГПТУ для судовых энергетических установок

3.5.1. Влияние начального давления пара и температуры воды на входе в экономайзер котла - утилизатора на КПД судовой КГПТУ

3.5.2. Судовые КГПТУ с открытой схемой ТУК

3.5.3. Судовые КПТГУ на базе ГТД различных поколений

3.6. Влияние сопротивления газового тракта КУ на КПД КГПТУ

3.7. Сравнение результатов

3.8. Статистика сравнения параметров реальных и расчетных КПТГУ

ГЛАВА 4: КПТГУ С ПАРОВЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ

4.1. Сравнение теплофизических свойств воздуха и водяного пара

4.2. Сравнение эффективности различных систем охлаждения газовых турбин

4.3. Результаты испытаний для сравнения эффективности парового и воздушного охлаждения лопаток газовых турбин

4.3.1. Лопатки с открытыми системами охлаждения

4.3.2. Лопатки с закрытыми системами охлаждения

4.4. Алгоритм определения параметров КГПТУ при охлаждении ГТД водяной паром

4.5. Расчетный пример

4.6. Сравнение эффективности охлаждения газовой турбины воздухом и паром в КГПТУ с промперегревом и без него

Как известно, газотурбинной установкой называют силовую установку, состоящую из газотурбинного двигателя, вспомогательного оборудования, воздухозаборного устройства с фильтрами и шумоглушителями, газоотводя-щего тракта с теплоутилизационным оборудованием и др. За сравнительно короткий срок, отсчитываемый с послевоенного времени, газотурбинная установка прошла сложный путь развития и получила значительное распространение в различных областях промышленности. Современным транспортным ГТД присущи следующие достоинства: небольшие габариты и масса; быстрота запуска, высокая маневренность, агрегатность и компактность; упрощение вспомогательных механизмов и систем, и, как следствие, надёжность; большие потенциальные возможности по дальнейшему улучшению характеристик. Последнее достигается за счёт:

1- повышения КПД турбин и компрессоров путём разработки и внедрения новых эффективных профилей, снижения общих потерь энергии в турбинных и компрессорных ступенях; совершенствования аэродинамических свойств и уменьшения потерь давления в воздухоприёмных, газовыпускных, переходных патрубках, диффузорах, теплообменных аппаратах и фильтрах;

2- применения новых жаропрочных материалов, совершенствования и разработки новых систем охлаждения лопаточных аппаратов, дисков и других элементов турбин с целью дальнейшего увеличения начальной температуры газа;

3- создания эффективных теплообменных аппаратов;

4- совершенствования и разработки новых камер сгорания для использования тяжёлого топлива;

5- утилизации теплоты отработавших газов, так как их температура достаточно велика.

Наряду с достоинствами у ГТУ имеется также ряд недостатков: сравнительно небольшой ресурс; повышенные требования к качеству топлива; выброс больших масс газов высокой температуры до 600-650 °С, что снижает КПД установки.

Паротурбинные установки уступают газотурбинным в отношении массы и габаритов, требуют большого числа вспомогательных механизмов и систем, на запуск установки уходит большое время, но зато к числу преимуществ паротурбинной установки можно отнести следующие: высокая надёжность, большой межремонтный период и срок службы; возможность работы на самых дешёвых низкосортных видах топлива; достаточная безопасность. установки, сочетать высокую экономичность установки на режимах полной и частичной нагрузок, а также значительно улучшить другие показатели работы двигателя.

Комбинированные газопаротурбинные установки (К! 111 У) получили развитие в ряде областей промышленности, особенно в электроэнергетике и в судовой энергетике. В последние годы газотурбинные и парогазовые установки (ГТУ и ПГУ) заняли важное место в электроэнергетике мира. Вследствие того, что доля газа в топливном балансе мира высока (более 60 %), внедрение высокоэффективных парогазовых технологий является общепризнанной стратегией развития тепловой энергетики [53]. Уже много стран в мире применяют КГПТУ с утилизационными котлами для новых электростанций, работающих на природном газе. Сейчас их КПД уже достиг 52—54 % и в ближайшей перспективе возрастет до 58—60 %. Например, созданы морские КГПТУ на базе газотурбинных двигателей второго поколения (СССР), и четвертого поколения (США). Новая ГТУ У94.3А фирмы Siemens мощностью 240 МВт при частоте вращения 50 с"1 имеет КПД 38%. Использование уходящих газов ГТУ с температурой 562 °С и расходом 610 кг/с обеспечит работу КГПТУ с паротурбинной установкой трех давлений и промперегревом на начальные параметры пара 10,5 МПа/550 °С с КПД на уровне 58 % [58]. Пути повышения эффективности утилизационных паровых циклов до конца еще не исследованы и представляют собой сложную многопараметрическую задачу. Поэтому важной задачей ближайшего времени является построение модели КГПТУ нового поколения, имеющей высокую эффективность.

В настоящее время разработаны ГТД четвёртого и пятого поколения, на базе которых будут создаваться КГПТУ нового поколения. Это требует нового поколения программных продуктов на основе математических моделей оборудования с большим числом уровней котлов-утилизаторов по давлению, впрыском пара в ГТД, парового охлаждения лопаток ГТД. В связи с этим тема является актуальной.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Целью работы является разработка единой математической модели и компьютерной программы для проектных расчетов судовых и энергетических комбинированных установок нового поколения.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:

- Разработка обобщенной тепловой схемы парового теплоутилизи-рующего контура (ТУК), пригодной для моделирования различных вариантов судовых и энергетических КГПТУ;

- Сравнительный анализ характеристик судовых и энергетических КГПТУ с различными вариантами и параметрами теплоутилизирующего контура. Разработка рекомендаций по рациональным параметрам энергетических установок.

Выход воздуха

Вход воздуха

Вход пара Выход Вход Выход пара

Рис. 4.17. Схема охлаждения сопловых лопаток воздухом и паром [67]

Расчеты выполнены при критических температурных напорах на холодных концах испарителей в котле-утилизаторе, недогревы воды до кипения в водяных экономайзерах равны 20°С, Принимались во всех схемах КГПТУ: температура воды на входе в нагреватель (Твх,нлг) равна температуре воды в конденсаторе при давлении 0,034 бар (26,2 °С); температура воды на выходе из деаэратора (ТВых.д) равна 99,6 °С; давление пара в деаэраторе (Рп д) равно 1 бар; давление на выходе из конденсатного насоса равно 1 бар; давление охлаждающей воды в конденсаторе равно 1,9 бар; давление в конденсаторе равно 0,034 бар; КПД ЦВД 0,83; КПД ЦСД 0,88; КПД ЦНД 0,82; КПД КУ 0,97; КПДгидг 0,8; КПДэлдв 0,88; КПДэлгЕн 0,988. Во всех случаях учитывались мощность вспомогательных механизмов и не использовались ПНД.

Для установок с ГТД 7FA - 1 и 7Н использовались системы охлаждения ГТУ паром. Показатели КГПТУ при начальных температурах газа ГТД 1300°С и 1430°С и при охлаждении ГТД воздухом и паром представлены в табл. 4.3. Наряду с расчетными значениями в табл. 4.3 также приведены реальные характеристики ГТД и КГПТУ, взятые из [67].

На рис. 4.16 и 4.17 показаны схема КГПТУ с ГТД 7Н с системой охлаждения паром и схема охлаждения сопловых лопаток воздухом и паром. Перегретый пар высокого давления поступает в ЦВД паровой турбины. Пар на выходе из ЦВД разделен на две части. Основная часть направляется в промежуточный перегрев, а вторая часть направляется на охлаждение ГТД. После промежуточного перегрева пар из парогенератора смешивается с паром из системы охлаждения ГТД и подается в ЦСД. Пар НД поступает в ЦНД. ГТД и ГТТ работают на одном валу с электрогенератором.

Влияние на экономичность КГПТУ начальной температуры газа и системы охлаждения ГТД показано на рис. 4.18. При начальной температуре газа 1300°С переход от охлаждения ГТД воздухом к охлаждению ГТД паром увеличивает КПД КГПТУ на 3,2% (с 55,1 до 58,3%). При начальной температуре газа 1430°С повышение этого показателя составляет соответственно 2,7% (с 57,3 до 60%).

Сравнение расчетных данных и реальных характеристик КГПТУ свидетельствует о достаточной точности разработанной программы при использовании её для расчета КГПТУ с охлаждением элементов газовой турбины паром. Более детальная идентификация программы пока не может быть выполнения ввиду ограниченности базы данных по КГПТУ такого типа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ результатов расчёта КГПТУ позволяет сделать следующие выводы.

1 - Компьютерная программа может быть использована для расчета 12 вариантов схем энергетических КГПТУ: трёхконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (2ПТ и ЗПТ), двухконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (1ПТ и 2111), одноконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (1ПТ и 2ПТ), и 4 вариантов схем судовых КГПТУ. Программа имеет отдельное окно для расчёта энтальпии продуктов сгорания при использовании в качестве топлива природного газа и жидкого топлива и окно для расчёта свойств воды и водяного пара.

2 - Наиболее экономичной является трёхконтурная КГПТУ с промежуточным перегревом пара при максимально возможных начальных параметрах пара. Влияние начальных параметров пара на КПД КГПТУ с промперегревом и КГПТУ без промперегрева примерно одинаково. Переход от давления 66,7 бар и температуры 550°С к 127,5 бар и 600°С оказывает наибольшее влияния на КПД КГПТУ с трехконтурным теплоутилизирующим контуром (0,8%), к 166,7 бар и 600°С - еще на 0,6%, к 190 бар и 600°С - еще на 0,2%, при снижении количества контуров до одного это влияние меньше (до 0,5%).

3 - Влияние количества контуров на КПД КГПТУ с промперегревом и КГПТУ без промперегрева также примерно одинаково. Переход от одного контура к двум повышает КПД на 0,9 1,2%, от двух контуров к трем — на 0,3 -г- 0,4% как без промперегрева, так и при наличии промперегрева пара.

Влияние промперегрева на КПД КГПТУ наибольшее (1,1%) в схеме с трехконтурным теплоутилизирующим контуром. При снижении количества контуров до двух и одного это влияние составляет 0,7 и 0,4% соответственно.

4 - Рекомендуется конструировать КГПТУ нового поколения с начальным давлением пара более 80 бар, температурой пара 550 600 °С, давлением промперегрева пара 30.40 бар, давлением пара во втором контуре в диапазоне 4^-6 бар а в третьем контуре — 1,1 3 бар.

Во всех схемах КГПТУ ПНД используется только в случае нагрева воды на входе в нагреватель котла — утилизатора выше 60 °С для уменьшения коррозии входного устройства котла, а не для повышения КПД КГПТУ. С увеличением давления в деаэраторе КПД КГПТУ практически не изменяется.

5 - КПД КГПТУ достигает 60 % при охлаждении ГТД паром, отбираемым перед промежуточным перегревателем и перегреваемым в ГТД. Влияние начальных параметров, числа контуров и промперегрева на КПД КГПТУ при охлаждении элементов ГТД воздухом и паром примерно одинаково. Переход от охлаждения ГТД воздухом к охлаждению паром оказывает наибольшее влияния на КПД КГПТУ с одноконтурным теплоутилизирующим контуром

2,5% без промперегрева и 3,5% с промперегревом). При увеличении числа контуров до трех это влияние снижается до 2,4% при отсутствии промперегрева и до 2,7% при наличии промперегрева пара.

6 - Наибольшая экономичность судовых КГПТУ с одноконтурным ТУК достигается при начальном давлении пара 27 30 бар и возможной максимальной температуре пара. Температура воды на выходе из деаэратора (на входе в экономайзер котла — утилизатора) оказывает незначительное влияние на КПД установки. Подогрев питательной воды в деаэраторе не приводит к увеличению КПД КГПТУ, а целесообразен для предотвращения коррозии экономайзера котла - утилизатора. КПД КГПТУ с открытой схемой больше чем КГПТУ с деаэратором на 0,3%, и оптимальное начальное давление находится в диапазоне 20 -г- 25 бар.

КПД судовых КГПТУ повышается при использовании ГТД следующего поколения. КПД судовых КГПТУ с одноконтурным ТУК на базе ГТД 2ого поколения составляет от 37 до 39%, ГТД З6™ поколения - от 42 до 49%, ГТД 4его поколения - от 47 до 50%, ГТД 5его поколения - 50%. КПД КГПТУ на базе ГТД с регенерацией меньше чем КГПТУ на базе ГТД без регенерации.

7 - В судовых КГПТУ может быть использован двухконтурный ТУК. Переход от одноконтурного ТУК к двухконтурным при одинаковых начальных параметрах пара приводит к повышению КПД КГПТУ на 1,1 1,5 %, при оптимальных начальных параметрах пара это повышение несколько выше и составляет 1,4 2,0 %. Эффективность использования ТУК снижается при переходе от ГТД Зего к ГТД 4его и 5его поколений в случае использования одно и двухконтурных ТУК.

1. Агафонов В. А., Ермилов В. Г., Панков Е. В. Судовые конденсационные установки. Л. Судпромгиз, 1963.

2. Алексанров А. А. Система уравнений IAPWS IF97 для вычисления термодинамических свойств воды и водяного пара в промышленных расчётах. Основные уравнения. Теплоэнергетика, № 9, 1998. С.69 — 77.

3. Алексанров А. А. Система уравнений IAPWS IF97 для вычисления термодинамических свойств воды и водяного пара в промышленных расчётах. Дополнительные уравнения. Теплоэнергетика, № 10,1998. С.64 - 72.

4. Александров А. А., Григорьев Б. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Издательство МЭИ. Москва, 1999.

5. Арсеньев Л. В., Тырышкин В. Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л. Машиностроение, 1982.

6. Арсеньев Л.В. Комбинированные установки электростанций. Учебное пособие. СПб.: СПб ГТУ, 1993.

7. Арсеньев Л. В., Корсов Ю. Г., Ходак Е. А. и др. Высокоэффективная комбинированная установка с паровым охлаждением газовой турбины. Теплоэнергетика, 1990. № 3. С. 19 22.

8. Арсеньев Л. В., Ходак Е. А., Ромахова Г. А. и др. Совершенствование комбинированных установок с паровым охлаждением газовой турбины. Теплоэнергетика, 1993. № 3. С. 31 35.

9. Арсеньев Л. В., Епифанов В. М., Полищук В. Г. Экспериментальное исследование эффективности парового проникающего охлаждения рабочих лопаток газовых турбин. Промышленная теплотехника, 1988. Т. 10. № 3. С. 97-99.

10. Арсеньев Л.В., Носов В.В., Полищук В.Г. и др. Высокотемпературный экспериментальный стенд. Ленинградский межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды. Информационный листок № 1161. Л. ЦНТИ, 1986.

11. З.Артемов Г. А., Бойков В. П., Гильмутдинов А. Г. Судовые газотурбинные установки. Л. Судостроение, 1978.

12. Н.Артемов Г. А., Волошин В. П., Шквар А. Я., Шостак В. П. Системы судовых энергетических установок. Л. Судостроение, 1980.

13. Артемов Г. А. Совершенствование судовых газотурбинных установок. JI. Судостроение, 1984.

14. Баранников Н. М., Аронов Е. В. Расчёт установок и теплообменников для утилизации вторичных энергетических ресурсов. Издательство Красноярского университета, 1992.

15. Безлепкин В. П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. Санкт-Петербург, СПб ГТУ 1997.

16. Белов Д. В., Кордюков В. В., Титар А. С. Судовые электрические машины. JI. Судостроение, 1972.

17. Березинец П. А., Васильев М. К., Ольховский Г.Г. Бинарные 111 У на базе газотурбинной установки средней мощности. Теплоэнергетика. №1 , 1999г., с.15.

18. Березинец П.А., Васильев М.К., Кузнецов Ю., Лисица В. Модернизация АЭС с использованием парогазовых технологий. Газотурбинные технологии. №2, март — апрель 2002г., с.2.

19. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ. Теплоэнергетика. №5 , 2001г., с. 18-30.

20. Верткин М. А., Гаев В. Д., Гудков Н. Н. и др. Парогазовая установка ПГУ 490 для Щекинской ГРЭС. Теплоэнергетика. №8 , 1998г., с.25.

21. Вукалович М. П., Новиков И. И. Термодинамика. М. Машиностроение, 1972.

22. Гартвиг В. В., Ковешников Б. М., Киселева Н. П. и др. Газотурбинные установки зарубежных кораблей. Центральный научно-исследовательский институт «РУМБ» 1986.

23. Голованов А. В., Зейгарник Ю. А., Поляков А. Ф. и др. Сравнительная эффективность парового и воздушного охлаждения лопаток газовых турбин. Теплоэнергетика, 1996. № 10. С. 51 56.

24. Данилов Р.Е., Манушин Э.А., Соснов Ю.В. Экспериментальное исследование теплового состояния турбинных лопаток. Изв. вузов. Машиностроение, 1977. №11. С. 91—95.

25. Дикий Н. А. Судовые газопаротурбинные установки. Л. Судостроение, 1978.

26. Копелев С.З. Охлаждаемые лопатки газовых турбин. М. Наука, 1983.

27. Корсов Ю. Г. Анализ состояния и тенденций развития ГТУ за рубежом. Турбины и компрессоры. 1997г. № 3,4. Стр. 40 — 44.

28. Курзон А. Г., Юдовин Б. С. Судовые комбинированные энергетические установки. JI. Судостроение, 1981.

29. Курзон А. Г., Маслов Л. А. Судовые турбинные установки. Л. Судостроение, 1991.

30. Курзон А. Г., Малых Н. П. Оптимизационные расчеты судовых комбинированных газопаротурбинных установок на ЭВМ. JI. Учебное пособие, 1984.

31. Курзон А. Г. Тепловой расчет ПТУ транспортных судов. JI. Учебное пособие, 1976.

32. Курзон А. Г., Конюков В. JL, Седельников Г. Д. Проектные расчеты тепловых схем судовых паротурбинных установок. Хабаровск, 1990.

33. Курзон А. Г., Малых Н. П., Михальски Р. Материалы к проектным расчетам судовых паротурбинных установок. JI. Учебное пособие, 1980.

34. Лейзерович А. Ш. Некоторые современные аспекты развития теплоэнергетики Японии. Теплоэнергетика. №10 , 1999г., с. 71.

35. Ломакин А. А. Центробежные и осевые насосы. М. Машиностроение, 1971.

36. Магадеев В. Ш. Коррозия газового тракта котельных установок. Москва. Энергоатомиздат, 1986.

37. Магиденко Я. Е., Митюшкин Ю. И. Тепловой расчет турбин транспортных газотурбинных двигателей. Хабаровск, 1985.

38. Малюшенко В. В., Михайлов А. К. Основное насосное оборудование тепловых электростанций. М. Энергия, 1969.

39. Манушин Э. А. Михальцев В. Е. Чернобровкин А. П. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок. М. Машиностроение, 1977.

40. Михайлов А. К., Милюшенко В. В. Конструкции и расчет центробежных насосов высокого давления. М. Машиностроение, 1971.

41. Михайлов А. К. Питательные насосы для тепловых электростанций большой мощности. М. ЦИНГИ AM, 1963.

42. Михайлов А. К. Питательные насосы зарубежных тепловых электростанций. М. ЦИНТИАМ, 1964.47.0льховский Г. Г. Разработка перспективных ГТУ в США. Теплоэнергетика. №9, 1994г., с.62.

43. Ольховский Г.Г. Разработки перспективных энергетических ПТУ. Теплоэнергетика, 1996. № 4. С. 66—75.

44. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом. Теплоэнергетика, 1999. № 1. С. 71—80.50.0льховский Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России. Теплоэнергетика, 1999. № 1. С. 2 9.

45. Ривкин С. JI. Термо-динамические свойства газов. М. Энергия, 1973.

46. Семека В. А. Исследование экономичности парогазовой установки низконапорным парогенератором. — Сб. НТО им. акад. А. Н. Крылова. JI., 1968, вып. 115, с. 35-60.

47. Серебрянников Н.И., Лебедев А.С., Сулимов Д.Д. Романов А.А. Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт. Теплоэнергетика, №5,2001г., с.8-11.

48. Стаскевич Н. JL, Северинец Г. Н., Вигдорчик Д. Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. JI. Недра, 1990.

49. Степанов А. И. Центробежные и осевые насосы. М. Машгиз, 1960.

50. Тихомиров Б.А., Погодин Ю.М. Модель и программный комплекс комбинированной газотурбинной установки. XLII научно-техническая сессия комиссии РАН по газовым турбинам. Тезисы докладов, Москва, ВТИ, 1995.

51. Трояновский Б. М., Филиппов Г. А., Булкин А. Б. Паровые и газовые турбины атомных электростанций. Москва. Энергоатомиздат, 1985.

52. Трухний А.Д. Исследование работы ПТУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Теплоэнергетика. №1, 1999г., с.27.

53. Трухний А. Д. Стационарные паровые турбины. Москва. Энергоатомиздат, 1990.

54. Фаворский О. Н., Длугосельский В. И., Земцов А. С. и др. Первый отечественный одновальный парогазовый энергоблок ИГУ — 170. Теплоэнергетика. 2001. №5. С. 2-7.

55. Фрумкин Б. С. Диаграмма TSI для расчета судовых газотурбинных установок. Л. Судостроение, 1965.

56. Щегляев А. В. Паровые турбины. М. Энергия, 1967.

57. Abbot J. W., Baham G. J. COGAS — a new look at Naval Propulsion. Naval Engineering Journal, Oktober, 1974, p. 41 - 55.

58. Baily F. G. Steam Turbines for Advanced Combined Cycles. GER 3702. GE Power Generation. 1991.

59. COGES plant ordered for cruise ships offer 80% NOx reduction. Marine Engineers Review. MER. June 1998. P. 21.

60. Combined cycle. Modern Power Systems. November 2000. P. 19.

61. David Smith. First H System gas turbine planned for Baglan. Modern power systems. May 1999.

62. First MHI M701G in Commercial Operation. Diesel and Gas Turbine wordwide. July-Aug 2000.

63. Horlock J. H., Eng F. R. Advanced gas turbine cycles. Whittle Laboratory Cambridge. Elsever Science Ltd. U. K. 2003.

64. Jean-Pierre Goffin. New era at Vilvoorde. Modern power systems. January 2001.

65. Kehoe P.T. Steam Turbines for STAG Combined Cycle Power Systems. GER-3582C. 38th GE Turbine State of the Art Technology Seminar. August 1994.

66. Marwood R. M., Bassilakis C. A. The termodynamic Design of a Combined Steam and Gas Turbine Marine Propulsion System. — ASME Publication, 1967, Paper 67 GT — 16.

67. Nomoto H., Kogo A., Ito S. et al. The advanced cooling technology for the 1500 °C class gas turbines. The steam cooled vanes and the air cooled blades. ASME Paper 96-GT-16. 1996.