автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Разработка отечественной энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности с применением комплекса современных расчетно-экспериментальных методов

На правах рукописи

РАЗРАБОТКА ОТЕЧЕСТВЕННОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ СРЕДНЕГО КЛАССА МОЩНОСТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСА СОВРЕМЕННЫХ РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ МЕТОДОВ

Специальность 05 04 12 -Турбомашины и комбинированные турбоустановки

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

□□ЗОВ5ТЗЭ

Санкт-Петербург, 2007г

003065739

Работа выполнена в ОАО «Силовые машины», Филиал «Ленинградский Металлический завод» в Санкт-Петербурге

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор,

Трухний Алексей Данилович;

доктор технических наук, профессор, Иноземцев Александр Александрович; доктор технических наук, профессор,

Лапшин Кирилл Леонидович

Ведущая организация ОАО «Научно-производственное объединение Центральный котлотурбинный институт имени ИИ Ползунова»

Защита состоится 15 октября 2007г. в 16-00 на заседании диссертационного Совета Д 212 229 06 в ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский Государственный политехнический университет» по адресу: 195251, Санкт-Петербург, ул Политехническая, д 29, Главное здание, аудитория 118

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке

ГОУ «СПбГПУ»

5_ » C&LSШ

Автореферат разослан «

Ученый секретарь

диссертационного Совета Д 212 229 06, доктор технических наук, профессор

НН Кортиков

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Мировой технический уровень газотурбинных установок (ГТУ) в начале XXI века можно охарактеризовать тремя показателями их собственный КПД вплотную приблизился к 40%, а единичная мощность превысила 300 МВт, при этом КПД парогазовых установок (ПГУ) достигает почти 60%, (рис 1) По-прежнему, основными направлениями развития ГТУ являются повышение температуры газа перед турбиной (до 1500°С), степени сжатия за компрессором (более 20), широкое внедрение новых материалов (монокристаллических для лопаток турбины, хромистых дисковых сталей, высокопрочного чугуна с шаровидным графитом для корпусов компрессора) и прогрессивных технологий охлаждения паром элементов камер сгорания, статорных и роторных деталей с последующим использованием пара в регенеративном цикле ПГУ

КПД кпд

ГТУ, % ПГУ, %

Облас 1 ь необходимых значений КПД создаваемой ГТУ среднет о класса мощности

SGT6-SOOOF

07

GT13E2 -----M701D,

G7 !4 9

3GT5-3000E

9Е

8(31 ТТЭ-160

3GT6 6000G

SGT5-4000F Д W701F4

д ммга?"

SGT5 8000Н

с ггб

5 2006В

9Н

Кл С/Н

Кл F/FA

Кл Е

60 58 56 54 52 50

0 GE

Д SIEMENS □ ALSTOM 0 MHI

1 Силовые Mala шины

100

200

300

Мощность, МВт

Рис 1 Эффективность энергетических ГТУ основных изготовителей

По производству энергетических газотурбинных установок и внедрению парогазовых технологий Россия явно отстает от промышленно развитых стран Вследствие того, что в течение длительного времени в энергетику России практически не вкладывались средства, возник большой спрос на модернизацию существующих генерирующих мощностей и ввод новых парогазовых блоков, обладающих наиболее современной технологией выработки электроэнергии Это подтверждается положениями «Энергетической стратегии России» (2003г), «Концепцией технической политики РАО «ЕЭС России» (2005г), «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020г» (2007г) ( [

5 » г-.

з I±/

5 /1У г

T Ш-21 ИЭ.ГЭЦ-27 MliiJ

Л» ТЖ. ГЯ1-27 \1>(j,i. 3

ГЗЦ-14Л'Э1нь1 НшГГ1Г6,|. 3

ТЭЦ-16 М'З, П< ip ГРЭС (S.J. 1

Дчг ГЖТЭ1И&МЭ, nU-!.l ).Ka,trJU6jr.J. I il|-20 M3. [ЭЦ-НДЧ.Ч ГЭЦ-3. H-Bapl РЭС. IIhi) 1' Х . Н-МьгсГР'ЭС

llo оценкам РАО «ЕЭС России» Исчерпан»е паркового ресурса и неуклонный рост потребления электроэнергии приведут к дефициту установленной мощности в 2020г. порядка ISO ГВт, Например, в ОАО «Мосэнерго» (ТГК-З) к 2010г. потребуется заменить 35,2% существующих генерирующих мощностей, а к 2020г. -68,2%.

Представляется, что мы находимся в начале нового «энергетического бума», возникающего в связи с лавинообразным вводом генерирующих мощностей на основе практического освоения парогазовых технологий производства электроэнергии (рис. 2).

ГЭЦ-ЧМЭ. ГЭЦ-» V). ГЭЦ-22 ДЭ.С-Ур! Г К

cj р гтэс, KitprrxMu щур ГРЭС

3000 2001 2ГЮ2 21X1.1 ЖН 2005 200ft 2007 200Й 2009 2010 2011

с-чтэти :

irruti, ¡мчи, к гац

ТюмТЭЦ.СочТ ЭЦ

С-1 пи

Рнс. 2. Рост вводимой мощности блоков ПГУ в РФ

Очевидно, что для внедрения парогазовых технологии такими темпами, а это только начало, необходимо иметь полный мощпостпой ряд энергетических газотурбинных установок, которые могли бы не только производиться в России, по и обеспечиваться сервисным обслуживанием па протяжении всего цикла эксплуатации.

В основном освоенными в России являются энергетические ГТУ малой мощности (до 25 МВт), созданные как результат конверсии авиационных или судовых газотурбинных двигателей, а также ГТУ мощностью более 100 МВт; ГТЭ-160 мощностью 157 MBi производства ОАО «Силовые Машины» по лицензии Siemens, ГТЭ-110 ОАО «НПО «Сатурн» по лицензии НГГП «Зоря-Маишроект».

Между тем, наиболее массовой и востребованной при реконструкции паросиловых установок путем сброса отработанных газов в энергетический котел или надстройки с отдельным котлом-утилизатором и вытеснением регенерации, а так же замещением котлов на электростанциях с центральным коллектором и параллельными связями и, наконец, просто для бинарных ПГУ мощностью от 100 до 200 МВт могла бы стать газотурбинная установка среднего класса мощностью 50-70 МВт (между конверсионными до 25 МВт и т н «heavy duty» более 100 МВт) с областью необходимых значений КПД в соответствии с рис 1 Таких установок в Российском машиностроении нет, и ее разработка является актуальной задачей, как с научно-технической, так и с практической точки зрения

Цель работы заключается в разработке основных научно-технических решений для создания отечественной энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности на основе применения комплекса современных расчетно-экспериментальных методов исследований

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

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

- оптимизация термодинамических параметров ГТУ среднего класса мощности и разработка конструкторско-технологических решений,

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

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

- идентификация теоретических моделей с результатами модельных испытаний основных узлов ГТУ,

- разработка научно-технических рекомендаций по созданию энергетической ГТУ среднего класса мощности

Объектом исследования является класс энергетических газотурбинных установок средней мощности (25-70 МВт)

Предмет исследований — газодинамические и теплотехнические характеристики определяющих узлов ГТУ - компрессора, камеры сгорания, охлаждаемых лопаток турбины методами теоретических расчетов и модельных стендовых испытаний

Научная новизна работы заключается в том что

- путем применения комплекса теоретических и экспериментальных методов разработаны основные научно-технические решения для создания отечественной энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности, такие как создание высоконапорного компрессора с як = 15,6, малотоксичной камеры сгорания с уровнем выбросов NOx менее 50 мг/нм3, высокотемпературной турбины с начальной температурой 1360°С и лопаточного аппарата с

конвективно-пленочной (0 > 0,5) и конвективной (0 > 0,3) системами охлаждения,

- обоснованы оптимальные характеристики, как основных узлов, так и газотурбинной установки среднего класса мощности в целом, которые в условиях технологически-производственных ограничений обеспечивают максимальные показатели КПД и мощности,

- в результате модельных исследований масштабированного отсека компрессора, спроектированного для ГТУ среднего класса мощности, определены его напорные характеристики в зависимости от приведенных оборотов, отработан закон регулирования поворотными направляющими аппаратами, идентифицирована расчетная численная модель, уточнена постановка задачи и методика расчета,

- экспериментально выявлены основные закономерности процессов горения в диффузионном режиме и режиме предварительного смешения бедных гомогенных смесей в кольцевой камере сгорания энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности на газообразном топливе,

- опытным путем получены теплотехнические характеристики систем охлаждения лопаток первых ступеней турбины, исследованы закономерности теплообмена в развитых конвективных и конвективно-пленочных схемах охлаждения,

- на основе анализа применимости и границ использования выбраны и рекомендованы теоретические методы, обеспечивающие высокую достоверность результатов

Практическая значимость работы заключается в том что

1 Обоснованы, разработаны, исследованы и реализованы в конструкциях

- 16™ ступенчатый осевой компрессор с эффективными газодинамическими характеристиками КПД с учетом потерь во входном патрубке 85,7% и надежным запасом от помпажных режимов (21%),

- малоэмиссионная кольцевая камера сгорания (выбросы ЫОх менее 50 мг/нм3 при 15% 02), обеспечивающая эпюру распределения температур перед турбиной с радиальной неравномерностью менее 13% и окружной - менее 25% от подогрева в камере сгорания,

- 4х ступенчатая охлаждаемая турбина со среднемассовой температурой газа в «горле» соплового аппарата Iй ступени 1280°С, которые могут служить базовыми решениями при практической реализации ГТУ среднего класса мощности,

2 Разработана, создана и оснащена измерительными системами материально-техническая база для исследования модельных и натурных узлов, таких как компрессор в масштабе 1 2,23, сегментообразная 1/12 часть натурной кольцевой камеры сгорания, собранные в «пакет» охлаждаемые турбинные лопатки с конвективной и конвективно-пленочной системами охлаждения, что позволило провести проверочные испытания и наиболее обоснованно подойти к созданию самых напряженных элементов перспективных ГТУ, сократить объем натурных испытаний

3 Результаты исследований внедрены при разработке проекта и создании головного образца энергетической газотурбинной установки с редуктором номинальной базовой мощностью 61,5 МВт и пиковой мощностью 65 МВт Накоплен уникальный опыт технологического освоения производства газотурбинного оборудования в условиях использования отечественного машиностроительного комплекса по таким технологическим операциям, как фрезерование пазов в дисках из высокохромистой стали, изготовление турбинных лопаток со сложной системой охлаждения методом литья по выплавляемым моделям, шлифование хиртов, изготовление корпусов компрессора из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом

4 Разработанная газотурбинная установка среднего класса мощности, предназначенная для работы в составе парогазовых блоков, ГТУ-ТЭЦ и в схемах надстройки паросиловых установок, обеспечит при ее внедрении среднегодовую эксплуатационную экономию топлива от 10% до 30%, в зависимости от тепловой схемы использования Головной образец установки предназначен для выработки электроэнергии и пара через котел-утилизатор в схеме с центральным коллектором на ТЭЦ-9 ОАО «Мосэнерго»

Личный вклад автора заключается в следующем

- научно-техническое обоснование выбора конструктивных решений при проектировании основных узлов газотурбинной установки среднего класса мощности,

— участие в разработке исследовательского оборудования стенда испытаний камер сгорания, его наладке, разработке и тестировании системы измерений, проведении экспериментов с отсеками камеры сгорания и обработке полученных результатов,

- разработка методик и подготовка программ проведения опытных работ с модельным компрессором и охлаждаемыми лопатками турбины, анализ и обобщение полученных экспериментальных данных,

— выбор и разработка численных моделей, выбор методик расчета газодинамики, теплового и напряженно-деформированного состояния основных узлов газотурбинной установки среднего класса мощности, анализ результатов,

— принятие оптимальных решений при разработке конструкции ГТУ среднего класса мощности нового поколения, как результат реализации комплекса методов проектирования в технологически ориентированном направлении впервые в отечественной практике

Достоверность и обоснованность полученных результатов обеспечена

- проведением экспериментальных исследований по апробированным и научно обоснованным методикам на стендовом оборудовании, прошедшем метрологическую аттестацию, с применением современных измерительных приборов и аппаратуры с минимальными погрешностями измерений, обработки опытных данных с использованием устойчивых методов статистического анализа и совпадении результатов тестовых опытов с наиболее надежными результатами других исследований,

- использованием в процессе выполнения работы в качестве базовых наиболее современных лицензионных апробированных и тестированных теоретических методик на основе численного трехмерного анализа течений в лопаточных аппаратах турбомашин, решением сопряженных задач теплообмена и прочности в осесимметричной и трехмерной постановке

На защиту выносятся:

- результаты научного обоснования разработки и создания современной отечественной высокотемпературной газотурбинной энергетической установки среднего класса мощности (60-65 МВт) для привода электрического генератора и работы в парогазовых схемах с котлом-утилизатором,

- результаты теоретической разработки и стендовых исследований характеристик осевого компрессора и, полученные в результате обработки экспериментальных данных, обобщенные закономерности его регулирования, результаты определения вибронапряженного состояния лопаточного аппарата на различных режимах эксплуатации,

- результаты разработки низкоэмиссионной кольцевой камеры сгорания, опытных исследований модуля (сегмента) натурной кольцевой камеры сгорания и полученные в результате этого зависимости температурных полей газа, теплового состояния корпусов камеры сгорания и уровня выбросов NOx от параметров режимов эксплуатации,

- результаты разработки охлаждаемых лопаточных аппаратов первой и второй ступеней турбины с конвективным и конвективно-пленочным охлаждением и результаты опытных исследований их тепло-гидравлических характеристик, анализ экспериментальных данных и эмпирические зависимости глубины охлаждения от относительного расхода воздуха,

- результаты комплексного подхода к созданию перспективной отечественной газотурбинной установки среднего класса мощности, связанные с использованием прототипов и поиском оптимальных термодинамических решений в условиях технологических ограничений имеющегося производственного оборудования

Апробация работы Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференциях и симпозиумах

• Научно-технических сессиях РАН по проблемам газовых турбин XLIX, Москва, 10-12 09 2002г , L, Санкт-Петербург, 17-18 06 2003г, LI, Уфа, 2123 09 2004г , LUI, Москва, 13-14 09 2006г , LIV, Санкт-Петербург, 2627 06 2007г

• Второй и третьей международных научно-технических конференциях по проблемам динамики и прочности в газотурбостроении Киев (Украина), 25-27 05 2004г, 29-31 05 2007г (Организаторы Национальная Академия наук Украины, Институт проблем прочности им Г С Писаренко)

• Научно-техническом совете ОАО «НПО ЦКТИ» по защите Технического проекта энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65, Санкт-Петербург, ОАО «НПО ЦКТИ», 27 04 2004г

• XXXVI энергетическом коллоквиуме в Техническом университете г Дрезден (Германия), 19-20 10 2004г

• Международной научно-практической конференции «Современное турбостроение», Санкт-Петербург, ПИМаш, 28-30 09 2004г

• Двух Научно-технических семинарах на тему «Опыт разработки, проблемы создания и перспективы развития низкоэмиссионных камер сгорания ГТУ», Москва, ВТИ, 14-16 12 2004г, 20 03 2007г (Организаторы Совет РАН по проблемам развития энергетики России, ФГУП ЦИАМ, ОАО ВТИ)

• Конференции «Russia Power 2006», Москва 14-16 03 2006г

• Научно-техническом семинаре на тему «Выбор и обоснование основных технических решений при создании энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности», СПбГПУ, совместно кафедры «Турбины и двигатели» и «Теоретических основ теплотехники», Санкт-Петербург, 22 11 2006г

Публикации. Основные материалы диссертации опубликованы в 25 печатных научных трудах, 5 авторских свидетельствах и патентах

Объем и структура работы Диссертация состоит из введения, пяти разделов и списка литературы Она изложена на 321 странице текста и содержит 144 рисунка, 43 таблицы и список литературы из 129 наименований

Работа выполнялась автором при создании энергетической газотурбинной установки ГТЭ-65 в Филиале ОАО «Силовые машины» «ЛМЗ»

Содержание работы.

Во введении обоснованы актуальность, практическая значимость и задачи комплексного подхода к развиваемому направлению - созданию отечественной газотурбинной установки среднего класса мощности

Обоснован и выбран объект исследований - класс энергетических газотурбинных установок средней мощности (25-70 МВт) на примере ГТУ мощностью 60-65 МВт Сформулирована цель исследований - разработка и создание типовых научно-технических решений для перспективных отечественных энергетических газотурбинных установок среднего класса мощности Поставлены задачи исследований — теоретически обосновать и экспериментально исследовать основные характеристики наиболее ответственных узлов компрессора, камеры сгорания и охлаждаемых турбинных лопаток, сформировать их конструктивный облик, дать рекомендации по использованию и внедрению полученных результатов

В разделе 1 подробно рассмотрено состояние вопроса, дан обзор современного энергетического газотурбостроения

Изложены исторические аспекты развития энергетического газотурбостроения в России, представлены этапы освоения и результаты применения энергетических газотурбинных установок ГТ-25, ГТ-100, ГТЭ-150, ГТЭ-160, ГТЭ-180 (проект), ГТЭ-110, ГТЭ-65 (головной образец), ГТЭ-009

Проанализировано состояние и технический уровень энергетического газотурбостроения в России и за рубежом, отмечено серьезное отставание за последние 20 лет от современных зарубежных образцов газотурбинной техники Рассмотрены причины и пути ликвидации этого отставания как за счет форсированного создания ГТУ собственной разработки, так и через лицензионную деятельность

Представлена классификация газотурбинных энергетических установок по технико-экономическим показателям и уровню мощности (малой мощности — в основном, конверсионные до 25 МВт, среднего класса мощности 25-70 МВт, мощные 100-200 МВт и сверхмощные 200-300 МВт и более), а также по уровню технологии Сравнение наиболее референтных ГТУ среднего класса мощности по данным Gas Turbine World 2006 Handbook содержится в табл 1

Таблица 1

Показатели SGT-1000F Siemens 6FAGE GT8C2 ALSTOM Создаваемая ГТУ среднего класса мощности

Степень сжатия в компрессоре 15,8 15,6 17,6 15,6

Температура газов на выходе из ГТУ, °С 583 603 511 555

Расход газов на выходе из ГТУ, кг/с 191,6 203 195 184

Частота вращения выходного вала, об/мин 5400 5254 6210 5441

Мощность на клеммах ЭГ, МВт 67,7 75,9 57,2 61,5

КПД электрический, % 35,1 35,0 34,7 35,2

КПД бинарной ПГУ, % 52,5 54,4 50,3 52,0

Приведены фактические данные по объемам изготовления энергетических ГТУ за последние 20 лет и прогноз их производства до 2015г по данным International Turbomachinery Handbook 2006 (рис 3)

На основе результатов маркетинговых исследований и данных ОАО «РАО «ЕЭС России» сделан прогноз потребности отечественного рынка в энергетических газотурбинных установках различной мощности, как при реконструкции действующих электростанций, так и при новом строительстве

Исследованы основные тенденции развития энергетического газотурбостроения в Мире в области создания высоконапорных компрессоров, малоэмиссионных камер сгорания, повышения эффективности систем охлаждения лопаточных аппаратов и возрастания начальных параметров термодинамического цикла в целом

Рассмотрена роль энергетического газотурбостроения в российской энергетике на основе «Концепции технической политики РАО «ЕЭС России» (2005г)

Определен технический облик конкурентоспособной отечественной газотурбинной установки среднего класса мощности электрическая мощность установки в базовом режиме 60-65 МВт с расчетным ресурсом не менее 100 тыс экв часов, электрический КПД > 35%, степень сжатия компрессора >15, а его КПД не менее 86% (без потерь во входном патрубке), температура газов перед турбиной и за турбиной не ниже 1300°С и 550°С соответственно для обеспечения эффективной работы совместно с котлом-утилизатором в парогазовых схемах, уровень вредных выбросов N0* < 50 мг/нм3

Учитывая сжатые сроки на разработку и создание такой газотурбинной установки, обоснована методология максимального использования проверенных, базовых решений прототипов, проведения комплекса НИОКР и модельных стендовых испытаний наиболее нагруженных и ответственных узлов, обеспечивающая сведение к минимуму неизбежного этапа дорогостоящих натурных испытаний ГТУ

В разделе 2 проведено теоретическое исследование и термодинамический анализ, обоснован выбор показателей энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности, выполнена конструктивная параметрическая оптимизация ее основных узлов

При проведении термодинамического анализа основное внимание уделялось получению максимально возможного эффективного КПД газотурбинной установки (т|с)

(1 + 8тХ1-8'„)Нт1|„-(Ь.)

_Як.,

где §т - относительный расход топлива, £ — относительный расход охладителя в турбине отнесенный к расходу воздуха на входе в компрессор, Нт - удельная полезная работа процесса расширения в турбине, Нк - удельная действительная работа процесса сжатия в компрессоре, т|тм, г|км - соответственно механический кпд турбины и компрессора, С)",, - низшая теплотворная способность топлива

В данных расчетах учитывались поступенчатые отборы воздуха в компрессоре и подмешивание подводимого расхода воздуха на охлаждение лопаточного аппарата семи венцов турбины

На стадии концептуальной проработки ГТУ среднего класса мощности была проанализирована как одновальная, так и двухвальная схема со свободной турбиной без редуктора Сравнительный термодинамический анализ этих тепловых схем показал, что при практически одинаковом КПД ГТУ для варианта со свободной турбиной требуется тратить циклового воздуха для охлаждения патрубка подвода газов от газогенератора к свободной турбине больше примерно на 4%

Обоснован выбор одновальной схемы, поскольку ее габариты и металлоемкость меньше, она имеет упрощенный запуск от тиристорного устройства генератора и отвод мощности с «холодной» стороны (при двух вал ьной схеме вал генератора выводится через горячий выходной диффузор, что приводит к снижению ремонтопригодности)

Температура газа перед турбиной, являющаяся определяющим параметром эффективности термодинамического цикла и освоенного уровня технологии, составляет 1280°С в «горле» соплового аппарата и 1360°С перед турбиной Она установлена с учетом двух ограничивающих факторов использования технологии равноосного литья заготовок турбинных лопаток, освоенной отечественными производителями (Филиал ОАО «Силовые машины» «ЗТЛ»), а также предельной возможностью отбора воздуха от компрессора для охлаждения горячей части турбины в количестве 20% на лопаточный аппарат и 25% - суммарно на ГТУ

Температура выходных газов для газотурбинных установок, работающих в составе ПГУ, является не менее важным параметром, чем собственный КПД Для лучших зарубежных образцов температура газов после ГТУ превышает 600°С (см табл 1), что предъявляет особые требования к прочности выхлопного патрубка ГТУ, использованию высокотемпературных котлов-утилизаторов и паротурбинных установок с повышенными параметрами острого пара, отсутствующих в настоящее время у отечественных производителей Температура выходных газов оптимизировалась, исходя из предельно реализуемой термодинамической эффективности с учетом указанных ограничений, ее величина составляет 555°С

С учетом того, что температуры на входе и выходе из турбины определены на основе вышеизложенных предпосылок, степень расширения в турбине, вычисленная по политропической зависимости, составляет 14,15 Полное давление газа перед турбиной в этом случае должно быть примерно 1500 кПа,

что с учетом потерь в камере сгорания и определяет величину потребной степени сжатия в компрессоре -15,6

От частоты вращения ротора зависят как массогабаритные, так и технико-экономические показатели установки По мере увеличения частоты вращения ротора ГТУ может быть выполнена более компактной, но это сопровождается увеличением концевых потерь в проточной части, снижением КПД В результате определенного компромисса между требованиями компактности и эффективности, а также ориентируясь на освоенные типоразмеры одноступенчатых редукторов в данном классе мощности (50-70 МВт), выбрана частота вращения ротора 5441 об/мин (из имеющегося продуктового ряда предприятия-изготовителя редуктора ЗАО «Киров-Энергомаш»), она попадает в общепринятый диапазон 5200-6200 об/мин (см табл 1)

Электрический КПД на номинальном режиме определяется на основе эффективных параметров основных узлов ГТУ потребляемой мощности компрессора - 70,3 МВт, вырабатываемой мощности турбины - 133,9 МВт, расхода тепла, полученного в результате сжигания топлива - 174,7 МВт при калорийности 50056 кДж/кг С учетом коэффициентов потерь в редукторе (0,984) и генераторе (0,985) он составил 35,2 %

• В качестве начальной базы при создании компрессора была принята масштабированная проточная часть компрессора на 3000 об/мин совместной разработки Филиала ОАО «Силовые машины» «J1M3», ФГУП ЦИАМ и ОАО «НПО ЦКТИ» Компрессор показал вибрационную надежность и удовлетворительные результаты по аэродинамике при испытаниях на стенде ОАО «НПО ЦКТИ» его 14™ ступенчатой модели

Для получения необходимой степени сжатия к базовому компрессору были добавлены две дополнительные ступени с напорной стороны, а для повышения газодинамической эффективности первых трех ступеней, было разработано совместно с СНТК им Кузнецова специальное профилирование (сверхзвуковое для рабочих лопаток Iй ступени)

Трехмерный расчет течения в проточной части компрессора проводился в стационарной постановке путем решения полной системы уравнений Навье-Стокса с замыканием моделью турбулентности Спалларта-Алмареса В качестве инструмента расчета и построения характеристик использовался программный комплекс Concepts NREC, где численное моделирование течения сопровождается визуализацией расположения векторов относительных скоростей потока в сечениях межлопаточных каналов проточной части

Эффективность внесенных изменений в проточную часть первых ступеней по сравнению с базовой, испытанной 14™ ступенчатой моделью компрессора была проверена дополнительными испытаниями 6™ ступенчатого отсека модельного компрессора на том же стенде ОАО «НПО ЦКТИ» (рис 6)

I ТУ с^удиу4л> к ¿га с va *"»»»>»'

16 ступеней

Шшпдщ ШIVМ-ЦК ГП Степень сжатия 15.6

34 С1">'ЛСНСИ И}ХЖЗ»ОДЙТСДЫШ(ЛЪ - 180 кг'с

ï Т)-1 Стс »Ci f fc ежат и я - 13 КПД - 86%

11 ,v„. î I |>0il SftÎWt НТ&ЯЬН ÛCÏb — 606 К Г/С

1,7 t rynCHCtf v^^—у . .

Степеньсжатия- ¡2.5 кил Ki>%

ГНчОН'шодщшь ï юсн 6№ ю/с КПД »3,6%

I latypiil,!»! t;i>MHiX'i:(.'0|] ГГУ ci .fei i'ЮС-3 Мосзяерго

ÎMftcïura^ f:4J4) QKTÎIB приточной часта

ком i tpeceop ( рйс Lu s af) l:î,2J)

CftÇIOfl rip'JlOMHllM

V \ ч :,ir : ? | :■ ■ W4MOÎJ [К: н M

|Ш^рШШшашЧ Л

! I 1Ш

h-Mt't КГЩГТ-ltt) ЦНАМ4СТ0

6 ¡4*CÎ ^ C' J.£e;>£aI|ÏULÎKiKt*4S?EHJil 1 f осиной

КПД rr-l« КВД ГТ-Ш(H™*> -1 p.:: . ■ uiiM Л

00 (Л'.'.*!>'.')

ЛШМДОТИ]

M ȕ.

ÎCHÏK. CHtt^BkJ гярофи/одьэе потери, п.ij

ттГjtixta I

Prie, 6. Формирование усовершенствованной проточной части комарсссора ГТУ среднего класса мощности

• Разработка низкоэмиссионной камеры сгорания (НЭКС) проводилась совместно с ГП «Ивченко-Прогресс^ (г. Запорожье, Украина), накопившего значительный практический опыт и создании НЭКС для ГТД газоперекачивающих агрегатов. В камере сгораний реализуется основной принцип формирования и горения топливо воздушных гомогенных смесей — «сжигание предварительно подготовленной бедной смеси» с коэффициентом избытка воздуха 2,29 на номиналыюм режиме.

I Дорабатывалось два варианта камеры сгорания - секционного типа (из десяти ¡рубчатых секции с горелочпымн устройствами но шесть форсуночных модулей и каждой, пламенной трубой п газосборппком) и кольцевого (включает 120 камер предварительного смешения на лобовом кольце, кольцевую жаровую трубу из двух обечаек и дежурные горелки). В обоих вариантах имеется байпасироваиие воздуха для поддержания устойчивого горения на режимах зажигания и переходных режимах путем плавного автоматического регулирования коэффициента избытка воздуха.

Камеры сгоранйй секционного тина более удобны для стендовой отработки и проведения ремонтов Их основной недостаток - большая, чем у кольцевых камер сгорания, площадь охлаждаемой поверхности и окружная неравномерность температуры продуктов сгорания. Сравнение основных параметров этих двух вариантов приведено в табл. 2,

Таблица 2

Параметры камеры сгорания ГТУ среднего класса мощности 60-65 МВт

Секционного типа Кольцевого типа

Площадь охлажд поверхн , м2 15,4 4,1

Температура подогр раб тела, °С 967 967

Потери давления в КС, % 4,8 3,5

Предельная радиальная/окружная неравном (Ттах-Тср)/ (Тср -Ткомпр) 0,13/0,3 0,13/0,25

Масса, кг 3500 700

В результате анализа мирового опыта создания БЬЕ-камер сгорания, свидетельствующего о повышении доли воздуха на горение (от общего расхода), увеличении числа короткофакельных горелочных устройств в КС, организации систем предварительного топливо-воздушного смешивания и сокращении объема горения, а также с учетом предшествующего опыта проектирования камер сгорания ГТЭ-150 и ГТЭ-180 (табл 3) был выбран вариант кольцевой камеры сгорания (рис 7) Разработанный вариант НЭКС с предварительным смешением, в котором реализуется алгоритм работы с изменением соотношения расходов топлива в гомогенную и диффузионную ступени от 4 1 до 20 1 по мере набора нагрузки, позволили обеспечить ее нормативные эмиссионные характеристики на газообразном топливе (N0* < 50 мг/нм3 при 15% 02)

Таблица 3

Основные параметры камер сгорания ГТЭ-150 ГТЭ-180 (проект) ГТУ ср кл мощности

Расход воздуха на КС, кг/с 606 506 181

Доля воздуха на горение от расх на КС 31% 64% 74%

Температура на входе в КС, °С 365 398 400

Давление в КС, МПа 1,25 1,52 1,56

Потери полного давления в КС, % 9 5 4,2

Температура в «горле» СА, °С 1100 1270 1280

Количество пламенных труб 14 12 1

Количество горелочных устройств 70 84 120

ГТЭ-1511

ГТЭ-180

1 ГУ cpcjtici о клака мощности

Рис. 7. Эволюция камер сгорания при создании ГТУ среднего класса мощности

• Турбина для данной ГТУ рассматривалась в вариантах 3х и 4* ступенчатой. Газодинамический анализ и параметрическая оптимизации показали преимущества 4" ступенчатой турбины, в которой обеспечивается более равномерное распределение нагрузки по ступеням, больший пи 5% КПД, умеренная температура на неохлаждаемой рабочей лопатке 4" ступени и и выходном диффузоре. При этом несколько увеличилась длина ротора и выросло осевое усилие, что потребовало создания разгрузочного думмиса. С целью повышения технологичности меридиональное раскрытий проточной часта турбины спрофилировано при постоянном корневом радиусе, а профиль паи елочного замка выбран одинаковым для всех дисков турбины.

Расчет характеристик турбины выполнялся в программном комплексе FI.UENT на основе численной реализации решения уравнений Навье-Стокса для вязких сжимаемых газон в 3D-постановке с учетом выпусков охлаждающею воздуха. При построении сеточной расчетной модели задавались межло-п«точные каналы всех 8 венцов, количество ячеек на один венец составляло около 300 тыс.

Окружные скорости на периферии рабочих лопаток 1-4 ступеней изменяются от 343 м/с до 443 м/с, а степени реактивности на среднем радиусе — от 0,21 до 0,5.

Ree лопатки турбины, Кроме 4'1 рабочей, охлаждаемые. Сопловые н рабочие лопатки I" ступени выполнены с конвективно-пленочной системой охлаждения н выпуском охлаждающего воздуха па профиль пера и выходную кромку, а лопатки 2" и 3" ступеней имеют только кол пектин нос внутреннее охлаждение (рис. 8). Сопловые лопатки 1" и 2" ступеней имеют внутренний дефлектор. В систему охлаждения в целях экономии циклового воздуха отборы организованы за 5, 8, 10, 13 ступенями и спрямляющим аппаратом компрессора.

Расчет расходных характеристик 'элементов эквивалентной схемы системы воздушного охлаждения (с учетам подогрева) осуществлялся с помощью

Математической модели, построен пол по методу теории графой. В основе метода лежит представление системы охлаждения о виде графа, из которого выделяются базисные хорды, и строится «мшшмальное дерево». Математическая модель описывается соотношениями, аналогичными первому и второму законам Кирхгофа, и замыкающим соотношением, характеризующим взаимосвязь между напором, I идравлическим сопротивлением и расходом в ветвях графа.

От дифф. компр.

От днфф компр.

Рис. К, Системы охлаждения турбинных лопаток, места отбора и расходы охлаждающего воздуха (для сопловых лопаток -с учетом охлаждения полок)

• Характеристики надежности разрабатываемой ГТУ обеспечены тем, что для основных узлов, в первую очередь для элементов горячего тракта, п программном комплексе проведена расчетная оценка прочности с оп-

ределением ресурса па основе 30 конечно-элементного моделирования теплового и папряжешю-деформнровашюго состояния, ползучести, Малоцикловой усталости (М1 (У), а также вибрационных характеристик.

Анализ ползучести и длительной прочности был сделан для зон лопаток с повышенным уровнем температур, при котором эффект ползучести существенен. Расчеты проводились с использованием теории упрочнения па основа-пни уравнения ползучести:

*

1 Л'ч -C.lt

б = С,а Ч е

где С|, СЧ , С, и С4 коэффициенты ползучести, принятые в расчет, как экспе-рпментальные данные при испытаниях материалов: (: деформация ползучести; о- напряжения, МПа; Т - время, ч; Т - температура, °С,

Оценка длительной прочности выполнена по критерию накопленной деформации ползучести и коэффициенту запаса действующих напряжений к пределу длительной прочности материала

Оценка МЦУ узлов ГТУ проведена на базе многошаговых термомеханических расчетов для основных эксплуатационных циклов, включающих пуск, выход на холостой ход, набор нагрузки, прогрев на номинальном режиме и останов ГТУ В качестве основного критерия оценки допустимого числа эксплуатационных циклов применялся максимальный (за цикл) размах упруго-пластических деформаций Допустимое число циклов определялось по кривым МЦУ материала (зависимость числа циклов от размаха деформаций) с учетом нормативного коэффициента запаса

В разделе 3 описывается оборудование, состав экспериментальных стендов и методики исследования, измерительные комплексы и методы обработки экспериментальных результатов, объекты исследований

• Для исследования модельного компрессора энергетической ГТУ среднего класса мощности использовался экспериментальный стенд ОАО «НПО ЦКТИ», который был дооборудован и модернизирован в части измерительных систем (рис 9)

замер перед ВНА Рн*, III*, Рн

токосъемник

¡ам»р виброианряжшад рабочих лопаток М ст СЪМ-

Ммах-=-6,1 МВ|

замер за 5 ст Рк*, Тк*

замер п (об-'мин) .

антипомпажный

модельный компрессор

ВХОД ВО'1Ы

1

<здд>

54500 об/мин

-2,8

1-2,69

ШД

Паровая т}рйиш ТВ-?

Ымах-!2МВ1

\| Р*май.=423кПа !Т*чах=181'С

-1ВД

д __ и нагр>зочпыЙ

во).1/жх>1(а;и.«1Ь1ф"ычод80,ш ДР<хх<пь

опрый пар Н= 35-40 МИа Г-400Х

Рис 9 Технологическая схема стенда для испытаний модельного компрессора

Основным элементом стенда является система привода испытуемого компрессора от паротурбинной установки через повышающий редуктор (мультипликатор), которая позволяет получить плавное изменение частоты его вращения до 120% номинального значения

Объектом исследования является б1" ступенчатый модслышЙ компрессор (рис. 6), т.е. модель того отсека компрессора, в который внесены изменения относительно базового, По условиям используемого привода коэффициент моделирования штатного компрессора равен I: 2.23. частота вращения 12151 öS/мин.

Конструкций направляющих аппаратов, как и и натурном компрессоре, предусматривает возможность автономного поворота лопаток RHA. НА-1 и ИА-2 во время работы компрессора, что особенно важно для настройки проточной части на расчетные параметры.

Методика аэродинамических исследований модельного компрессора включают и себя измерения статических н полных давлений па входе в компрессор, вдоль проточной части, на выходе из модели, замер температур потока, определение расхода воздуха и частотf,i вращения ротора в диапазоне пп,,= 0.7: î ,05.

Одновременно с газодинамическими испытаниями модели проводятся измерения вибрационных напряжений в рабочих лопатках с определением резонансных и нестационарных колебании в диапазоне частот вращения от 5000 об/мпп до 12500 об/мин. На I" н 2й ступенях тензометрами оснащено по 5 лопаток, на 3" ступени 8 лопаток и на 4" ступени 9 лопаток.

• Испытания экспериментального модуля (сегмента) кольцевой камеры сгорания энергетической ГТУ среднего класса мощности были осуществлены в два этапа. На первом этапе - на стенде камер сгорания ГП «Ивченко-Прогрессу проведены сдаточные испытания при давлении 0,7 МПа. измерены температуры пламенной трубы, поля температур за камерой сгорания, выбросы NO*, настроен алгоритм работы топливоподачи.

На втором этапе использовался полиоразмерпый Стенд огневых испытаний камер сгорания ira газообразном топливе, специально созданный в Филиале ОАО «Силовые машины» «ЛМЗ» в 2003-2005гг. (рис. I I ),

Испытуемый модуль является 1/12 частью натурной кольцевой камеры сгорания газотурбинной энергетической установки среднего класса мощности (рис. 10). Модуль оснащен термопарами и наиболее теплопанряженных местах. Схема замеров па испытательном модуле показана на рис. 12. Температурное иоле за выходным сечением модуля замеряется с помощью движущейся в о доох лаж даем о i i измерительной турели, имеющей восемь открытых термопар в радиальном направлении.

Рис. 10. Экспериментальный модуль

Расход 7 7кг/с давление 155кПа

Давление 1 2МПа расход 0,25кг/с

КОМПРЕССОРНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ

Расход до 35 1кг/с давление до 0,883МПа

1 -Воздухоподогреватель

2-Испытательный отсек с модулем КС

3-Шахта шумоглушения с воздушными эжекторами

4-Система газоснабжения

5-Система регулирования расхода и давления воздуха

6-Насосная станция охлаждающей воды

Рис 11 Принципиальная схема стенда огневых испытаний камер сгорания Филиала ОАО «Силовые машины» «ЛМЗ»

Пульсации давления (3 точки)}

Рис 12 Схема замеров в испытательном отсеке стенда с модулем камеры сгорания на стенде огневых испытаний «ЛМЗ»

Система измерений избыточных давлений, перепадов давлений, расходов и температур построена на основе приборов серии «Метран» различных типов Все приборы прошли аттестацию и выбирались под необходимый диапазон измерений Погрешность измерений на режиме испытаний со 100% нагрузкой не превышает по воздуху перед модулем давление ± 0,1%, температура ± 2,5%, расход ± 1,5%, внутри модуля перепад давления на стенках пламенной трубы ± 0,4%, температура стенок пламенной трубы ± 0,75%, на выходе из модуля давление газа ± 0,25%, температура газа ± 0,5%

• Испытания по определению тепловых и расходных характеристик направляющих и рабочих лопаток турбины с конвективной и конвективно-пленочной системами охлаждения были проведены на стенде пакетных испытаний ОАО «НПО ЦКТИ» (рис 13)

Технические характеристики стенда давление перед рабочим участком 0,2 - 6 бар, расход воздуха (газа) 1 - 6 кг/с, температура воздуха в системе охлаждения лопаток при электронагреве 100-350 | °С, температура газа перед рабочим участком 500 - 1000 °С, пере- ^ пад давлений на лопатке до 2,0 / \

Рис 13 Стенд теплогидравлических испытаний турбинных лопаток

Блок исследуемых лопаток (3—5 штук в зависимости от их размера) с системой подвода охладителя и установленными на них термопарами для определения температуры лопаток в корневом, среднем и периферийном сечениях показан на рис 14

Давление торможения газа на входе в «пакет» лопаток измерялось на входных кромках боковых лопаток (соседних с экспериментальной), температуры торможения газа - в середине прилегающих к экспериментальной лопат-

ке меж лопаточных каналов 2ЧЯ гребенками с шестью термопарами. Статическое давление газа на выходе из пакета лопаток определялось по двум отборам на периферийной и двум отборам на корневой полках экспериментальной лопатки.

На вогнутой и выпуклой сторонах боковых лопаток, ближайших к экспериментальной, измерялось статическое давление а шести точках (по три на стишке и па корыте лопатки).

Всего были исследованы две направляющие и две рабочие лопатки с конвективно-пленочными и конвективными системами охлаждения.

Выпуклая Вогнутая

поверхность поверхность

Рис, 14. Схема расположения термопар на рабочих лопатках с конвективно^ пленочным охлаждением (а) п блок исследуемых в стенде лопаток турбины с конвективным охлаждением с установленной на них прспарировкой (б)

В разделе 4 содержатся результаты экспериментальных исследовании характеристик основных элементов разрабатываемой энергетическом ГТУ и их сравнение С теоретическими материалами.

• Результаты испытании модельного компрессора.

Согласно программе экспериментальных исследований проведено более 40 опытов и получены характеристики работы модельного компрессора в области изменения частот вращения ротора от 0,35 до 1,1 от номинального значения. Испытания проводились как при штатном положении поворотных направляющих аппаратов, соответствующим поминальному режиму работы отсека. гак и при различных измененных положениях первых 3" направляющих аппаратов па величину прикрытия угла установки до 26° (ÜHA) - 18° (НАI) -б° (НА2). обеспечивающих пусковые режимы полномасштабного компрессора.

На рис 15 представлены расчетно-экспериментальные характеристики напорности модельного компрессора при штатном положении поворотных направляющих аппаратов и диаграмма изменения адиабатического КПД «по полным к полным» параметрам от относительного массового расхода на входе В точке, близкой к номинальному режиму работы с я;к =3,75-3,95, массовый расход устанавливается на величине 36,27-33,73 кг/с При этом КПД т|*а(1 равен 0,8115 Несколько более низкие экспериментальные значения КПД по сравнению с расчетными обусловлены относительным влиянием радиальных зазоров

Рис 15 Расчетно-экспериментальные зависимости изменения степени повышения давления и адиабатического КПД модельного компрессора от приведенного расхода на входе

При выполнении экспериментов отсутствовало влияние антипомпажных клапанов и противосрывных решеток над рабочими лопатками, которые позволят расширить область устойчивых рабочих характеристик полномасштабного компрессора После проведения испытаний на стенде была осуществлена верификация разработанной математической модели, выполнены поверочные расчеты натурного компрессора

• Результаты испытаний модуля отсека камеры сгорания Испытания проводились на режимах, имитирующих все эксплуатационные нагрузки КС от зажигания до номинального, а также режимах перехода с диффузионного горения на гомогенное, внезапного сброса нагрузки

В процессе проведения экспериментов получено тепловое состояние элементов модуля (температура пламенной трубы не превышает 910°С), показатели радиальной температурной неравномерности (радиальная меньше 12%,

а окружная меньше 22% от подогрева в камере сгорания), величина гидравлического сопротивления (от 2,5% до 4,2%), амплитуда пульсации давления в пределах 5% при частоте от 50 до 3000 Гц После определенной настройки алгоритма работы топливной системы и байпасных клапанов получено отсутствие вибрационного горения и проскока пламени при работе на режиме горения «бедных» смесей, а также экологические показатели по выбросам ТЧОх < 50мг/нм3(рис 16)

Использовалась следующая методика пересчета эмиссии N0* в камере сгорания по давлению от стендовых параметров к натурным

ШХ Н"Т = КОХ "СНД * (Р„ат/Рстенд) где показатель степени 1М, зависящий от качества подготовки топливовоздуш-ной смеси, равен 0,45 для «диффузионного» сжигания топлива и 0,1 для гомогенной «бедной» топливовоздушной смеси

ПрибеЭенноя мощношь °/о от номинальной

Рис 16 Эмиссионные характеристики камеры сгорания, приведенные к 15% Ог

В результате выполнения данного этапа работ окончательно сформированы конструктивные решения по узлам малотоксичной камеры сгорания газотурбинной установки среднего класса мощности, уточнены алгоритмы управления топливоподачей по коллекторам, определены пересчетом температурные поля за камерой сгорания в натурных условиях

•Теплогидравлические испытания охлаждаемых лопаток турбины Сравнение теоретических и экспериментальных величин глубины охлаждения направляющих и рабочих лопаток с конвективно-пленочными и конвективными схемами в зависимости от относительного расхода охлаждающего воздуха, полученных в условиях подогрева охлаждающего воздуха и обтекания горячим газом (до 1000°С) представлены на рис 17

Глубина охлаждения 0 оценивалась традиционно:

0= (I, -1,,) / (1г- 1„)

где 1, - температура газа по полным параметрам; — местная температура стснкн лопатки; 1„ - температура охлаждающего воздуха па входе в лопатку.

На исследуемых лопатках отсутствовало термо-барьериос покрытие, имеющееся па штатных лопатках, его влияние оценивалось расчетным путем через теплопроводность.

конвективные, схемы копвекптпо-нлепочпые схемы

в^хв % С ,. %

Обозначения (расчет/экперимет}: входная кормка (1, А), средняя часть профиля выходная кромка (3;®)

Рне. 17, Глубина охлаждения различных зон испытанных лопаток

в зависимости от относительно го расхода охлаждающего воздуха

Полученные в ходе -экспериментой данные по расходным характеристикам систем охлаждения и тепловому состоянию лопаток и спрл ьзовал и с ь дня идентификации расчетных моделей теплового состояния лопаток, оценки их термо-напряженного состояния и ресурса, выработки рекомендации по его оптимизации.

Анализ экспериментальных н расчетных данных показал, что несоответствие температурных полей, как правило, связано е занижением расчетных значений граничных условий теплообмена со стороны газа на вогнутой поверхности лопатки. Для кййвекти в по-пленочных систем установлено, что на выпуклой стороне лопачки выдуваемый воздушный слои держится стабильно, и его влияние ощущается на длине в 1,5-1,7 раза больше, чем для вогнутой поверхности при одинаковых плотностях выдува.

По результатам экспериментов в целях корректировки теплового состояния лопаток путем перераспределения расхода охлаждающею воздуха были внесены изменения в количество и расположение отверстий но внутреп-

НИХ дефлекторах сопловых логгаток. положение Отверстий перфорации п отдельных элементов внутренней системы охлаждения рабочих лопаток - ребер, перемычек путём доработки стержиевоЗ и литейной оснастки.

В разделе 5 представлены рекомендации по совершенствованию показателен основных узлов и деталей энергетических Г ТУ рассматриваемого класса мощности на основе полученных результатов исследований. Дано описание конструкции разработанной современной энергетической ГТУ среднею класса мощност и и оценены показатели парогазовых блоков на ее базе.

Па основе выполненных расчетно-экспериментальных исследований рекомендовано использовать в ГТУ среднего класса мощности разработанный 16Т" ступенчатый компрессор со степенью сжатия 15,6 и адиабатическим К11Д 86%, низко эмиссионную кольцевую камеру Сгорания со 120 системами предварительного смешения, обеспечивающую уровень выбросов N0, 48 мг/пм" при 15% О о и потерн полного давления от 2,5% до 4,2%, 4'' ступенчатую турбину с внутренним КПД по полным параметрам 0,887, а также проверенные системы охлаждения сопловых И рабочих лопаток турбины конвектишю-плепочиою и конвективного типа, обеспечивающие температуру сопловых И рабочих лопаток в пределах 920°С (отдельные зоны) и 850"С соответственно при температуре газа в «горле» соплового аппарата 1280°С

Результаты исследований и рекомендации по их использованию легли в основу конструктивного облика энергетической ГТУ поминальной мощностью 61,5 МВт, изготовление которой ведется в Филиале ОАО «Силовые машины»

Рис. I 8. Продольный разрез I ТУ среднего класса мощности ГТЭ-65

Турбо группа данной установки состоит из входного копфузора, 1б™ ступенчатого осевого компрессора, кольцевой камер!.! сгорания, 4х ступенчатой турбины и выхлопною диффузора.

Ротор турбокомпрессора выполнен сборным из отдельных дисков, па которые установлены рабочие лопатки компрессора и турбины. Цептрпрова-

ние дисков между собой и концевыми частями осуществляется по хиртовым поясам Общая жесткость ротора обеспечивается центральной стяжкой

Ротор турбокомпрессора весом 12 т опирается на два подшипника скольжения опорно-упорный в компрессоре и опорный в турбине Межопорное расстояние по осям опорных подшипников составляет 5034 мм

Характеристики разработанной ГТУ позволяют рекомендовать ее для широкого использования в различных схемах ПГУ в бинарных парогазовых блоках ПГУ-90 = ГТУ+ПТУ (30 МВт) и ПГУ-180 = 2хГТУ+ПТУ (60 МВт) с КПД в конденсационном режиме 52%, котел-утилизатор должен иметь два контура высокого и низкого давления, в ПГУ с частичным вытеснением регенерации 1хГТУ+ПТУ, 300МВт (общая мощность 380 МВт, КПД 42,5%), в ГТУ-ТЭЦ ГТУ+ водогрейный котел-утилизатор (теплофикация до 80 Гкал/ч)

Разработанная ГТУ среднего класса мощности может быть рекомендована, как базовая платформа целого мощностного ряда В частности, аэродинамическим масштабированием газогенератора на 3000 об/мин можно создать отработанную по основным узлам энергетическую газотурбинную установку мощностью 220 МВт

Результаты исследований позволили выявить и рекомендовать пути дальнейшего повышения технико-экономических показателей разработанной ГТУ среднего класса мощности по следующим направлениям

- увеличение номинальной мощности с 61,5 МВт до 70 МВт за счет модернизации компрессора путем повышения втулочного радиуса и уменьшения количества ступеней при одновременном увеличении расхода и сохранении (или незначительном увеличении) степени сжатия,

- повышение температуры на выходе из ГТУ с 555°С до 575-580°С за счет повышения температуры на входе, модернизации и пространственного профилирования лопаточного аппарата турбины с целью повышения внутреннего КПД и увеличения пропускной способности, минимизации расходов охлаждающего воздуха, перехода на монокристаллические лопатки и лопатки с направленной кристаллизацией,

Это позволит увеличить мощность бинарной ПГУ по схеме «2 + 1» до 210 МВт, а КПД ПГУ до 53-54%

Основные результаты и выводы по работе

Разработана отечественная энергетическая газотурбинная установка номинальной мощностью 61,5 МВт При ее разработке использовался комплекс теоретических методов трехмерного численного моделирования основных узлов ГТУ, максимальное использование референтных конструкторско-технологических решений для отработанных прототипов, проведение стендовых модельных испытаний компрессора, камеры сгорания и охлаждаемых турбинных лопаток, идентификация численных моделей с эксперименталь-

ными результатами, оптимизация технических решений по результатам испытаний и внедрение отработанных таким образом узлов в конструкцию ГТУ

Основные научно-исследовательские результаты работы заключаются в следующем

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

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

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

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

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

- разработан лопаточный аппарат турбины с конвективно-пленочной системой охлаждения Iй ступени, обеспечивающей глубину охлаждения 0,4-0,56 в среднем сечении, и конвективной системой охлаждения 2" ступени турбины с глубиной охлаждения 0,25-0,35 в среднем сечении, который может быть изготовлен методом освоенной равноосной технологии «по выплавляемым моделям»,

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

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

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

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

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

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах

1 Лебедев АС Экспериментальное исследование теплообмена в модельных каналах охлаждения турбинных лопаток / Лебедев АС// Изв вузов СССР Сер Энергетика - 1986 -№9 - С 92-96

2 Лебедев А С Метод оценки профильной температурной неравномерности в охлаждаемых турбинных лопатках на стадии начального проектирования /Лебедев А С //Изв вузов Сер Авиационная техника - 1987 — №3 -С 90-92

3 Лебедев А С Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт / Лебедев А С , Серебряников НИ,, Сулимов Д Д , Романов А А // Теплоэнергетика - 2001 - № 5 - С 8-11

4 Лебедев А С Новое направление работ на АО «ЛМЗ» - газотурбинные установки мощностью 160-180 МВт / Лебедев А С , Зандрак АН// Электрические станции -2002 - № 7 - С 13-15

5 Лебедев А С Стратегия ресурсного проектирования новой энергетической газотурбинной установки ГТЭ-180 / Лебедев А С , Симин Н.О // Теплоэнергетика -2004 -№11 -С 9-13

6 Лебедев А С Парогазовые установки с котлами-утилизаторами на базе энергетического оборудования ОАО «Силовые машины» / Лебедев А С , Пат-рина И В , Фомин В А // Электрические станции - 2005 - № 10 - С 71-78

7 Лебедев А С Создание оборудования для парогазовых блоков - одна из приоритетных задач энергомашиностроителей / Лебедев А С , Буталов Г Л //Теплоэнергетика -2007 -№4 - С 42-45

8 Лебедев А С Энергетическая газотурбинная установка среднего класса мощности ГТЭ-65 конструкция и производство / Лебедев А С , Варламов И С , Росляков MB// Электрические станции - 2007 - № 1 - С 19-22

9 Выбор параметров, разработка и модельные испытания компрессора энергетической газотурбинной установки ГТЭ-65 среднего класса мощности /

Лебедев А С , Латыпов Г Г , Соломатников А А, Нечкин Б В , Нарышкин В Ф // Тяжелое машиностроение - 2007 - № 1 - С 2-6

10 Лебедев А С Обоснование выбора параметров тепловой схемы газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65 и характеристики ее основных узлов / Лебедев А С, Симин НО// Тяжелое машиностроение -2007 - № 7 - С 2-7

11 Лебедев А С Газотурбинные установки для современных технологий выработки электроэнергии / Лебедев А С , Буталов Г Л // Энергетик - 2007 -№8 - С 18-21

12 Лебедев А С Работы ОАО «ЛМЗ» в области мощных газовых турбин / Лебедев А СИ Тез докл XLVIII науч -техн сессии по проблемам газовых турбин - Рыбинск, 2001

13 Исследование охлаждаемых направляющих лопаток турбины в составе агрегатов ГТЭ-150 при доводке их до среднемассовой температуры газа 950°С / Золотогоров М С , Николаев А Г , Лебедев А С , Соломатников А А // Тр ЦКТИ Вып 284 - СПб - 2002 - С 90-98

14 Лебедев А С Направления работ ОАО «ЛМЗ» в области энергетического газотурбостроения для парогазовых блоков/ Лебедев АС //Тез докл L науч-техн сессии по проблемам газовых турбин, Санкт-Петербург, 17-18 июня 2003 г Сб - СПб ОАО « ЛМЗ» - С 7

15 Разработка и расчетно-экспериментальные исследования лопаток первых ступеней газовых турбин с конвективно-пленочным охлаждением / Лебедев А С , Ермолаев А А, Симин Н О , Кривоносова В В // Стендовый докл на XXXVI энергетическом коллоквиуме в Техническом университете, г Дрезден (Германия), 19-20 октября 2004 г

16 Лебедев А С Применение современных методов трехмерного математического моделирования физических процессов при создании энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65 / Лебедев А С, Симин НО// Тез докл LI науч -техн сессии по проблемам газовых турбин, Уфа, 21-23 сент 2004 г Сб -Уфа, 2004 -С 59

17 Лебедев А С Стенды испытательной станции для исследования низкоэмиссионных камер сгорания / Лебедев А С , Пеков А П , Пономарев Н Н // Тез докл науч техн семинара на тему «Опыт разработки, проблемы создания и перспективы развития низкоэмиссионных камер сгорания ГТУ» , Москва, ВТИ, 14-16 дек, 2004 г Сб / Совет РАН по проблемам развития энергетики России, ФГУП ЦИАМ, ОАО ВТИ - М , 2004 - С 49

18 Лебедев А С Стенды испытательной станции для исследования низкоэмиссионных камер сгорания / Лебедев А С Пономарев Н Н // Газотурбинные технологии - 2005 - №5 - С 44

19 Создание оборудования для парогазовых блоков - одна из приоритетных задач энергомашиностроителей / Гаев В Д, Лебедев А С , Иванов С А, Велик АН //Энергомашиностроение -2005 -№2-3 -С 15-19

20 Лебедев А С Проект газотурбинной установки ГТЭ-65 Концерна «Силовые машины» / Лебедев АС// Тез докл конф «Russia Power 2006», Москва, 14-16 марта, 2006

21 Лебедев АС Газотурбинные установки ОАО «Силовые машины» для парогазовых блоков / Лебедев А С , Буталов Г Л // Тез докл LIII науч -техн сессии по проблемам газовых турбин, Москва, 13-14 сент 2006 г Сб -М, 2006-С 39-42

22 Анализ ползучести и малоцикловой усталости охлаждаемых лопаток энергетической газотурбинной установки ГТЭ-65 / Лебедев А С , Симин H О , Романова О В , Кривоносова В В // Тез докл III Междунар науч -техн конф по проблемам динамики и прочности в газотурбостроении, Киев, 29-31 мая 2007 г Сб - Киев, 2007 - С 113-114

23 Результаты стендовых исследований наиболее ответственных узлов ГТЭ-65 / Лебедев А С , Симин H О , Михайлов В Е , Корсов Ю Г, Гусев В H // Тез докл LIV науч -техн сессии по проблемам газовых турбин, Санкт-Петербург, 26-27 июня 2007 г Сб - СПб -2007 - С 33

24 Лебедев А С Охлаждение лопаточных аппаратов газовых турбин Обзор / Лебедев А С, Коваленко А H , Сафонов Л П - M ЦНИИТЭИтяжмаш, 1990 - 40 с - (Энергетическое машиностроение Сер 3 Вып 4)

25 Математическое моделирование и оптимизация параметров рабочих процессов в газотурбинных и комбинированных парогазовых установках / Богов И А , Лебедев АС и др - СПб Энергомашиностроение, 2005 - 173с

26 Лебедев А С Охлаждаемая лопатка турбомашины, а с № 733355 с приоритетом по заявке № 2680272 от 30 10 1978г

27 Алексеев H M , Бичев А Г , Гайгеров В И , Гуськов В И , Демин Р H , Елтаренко А А, Зеленгур А А , Лебедев А С , Миронов Б П , Сергеев В А, Та-рарин В H , а с № 278462 с приоритетом по заявке № 3179846 от 31 08 1987г

28 Сударев Б В , Медведев В В , Лебедев А С , Елтаренко А А, Черный МС Способ теплообмена, а с № 1481586 с приоритетом по заявке №4311192 от 28 09 1987г

29 Сударев Б В , Медведев В В , Лебедев А С , Елтаренко А А Охлаждаемая лопатка газовой турбины, а с № 1480435 с приоритетом по заявке № 4310248 от 28 09 1987г

30 Темиров A M, Лебедев А С , Соломатников А А , Иванов Е H Охлаждаемая лопатка газовой турбины, изобретение, решение о выдаче патента от 10 01 1998г, с приоритетом по заявке № 2101513 от 15 06 1993г

Лицензия ЛР №020593 от 07 08 97

Подписано в печать 03 09 2007 Формат 60x84/16 Печать цифровая Уел печ л 2,0 Тираж 100 Заказ 1873Ь

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором, в Цифровом типографском центре Издательства Политехнического университета 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул, 29 Тел 550-40-14 Тел/факс 297-57-76

Основные условные обозначения и сокращения

Введение

1. Обзор технического уровня ГТУ в России и за рубежом

1.1. Развитие энергетического газотурбостроения в России

1.2. Технический уровень энергетического газотурбостроения в России и за рубежом, классификация ГТУ

1.2.1. Технический уровень ГТУ, производимых в России и СНГ

1.2.2. Классификация ГТУ по уровню мощности, областям применения и технико-экономическим показателям

1.3. Тенденции совершенствования ГТУ по технико-экономическим показателям и технический облик разрабатываемой ГТУ среднего класса мощности

1.4. Потребности рынка энергетического газотурбостроения в мире

1.5. Роль газотурбостроения в Концепции технической политики РАО «ЕЭС России»

1.6. Перспективы внедрения ГТУ среднего класса мощности

2. Выбор и обоснование основных показателей ГТУ среднего класса мощности

2.1. Методологические основы анализа тепловых схем и основных характеристик ГТУ

2.1.1. Тепловая схема одновальной ГТУ простого цикла

2.1.2. Определение параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части ГТУ

2.1.3. Возможности повышения показателей современных энергетических ГТУ, оптимизация и выбор их параметров

2.2. Методология создания компрессора ГТУ средней мощности методами численного моделирования

2.2.1. Выбор и обоснование параметров компрессора

2.2.2. 3D расчеты течения на номинальном режиме

2.2.3. CFD расчеты входного устройства и закомпрессорного диффузора

2.3. Принципы построения низкоэмиссионных кольцевых камер crop ания ГТУ

2.3.1. Концепция создания низкоэмиссионной камеры сгорания

2.3.2. Основные принципы формирования конструктивных решений по камере сгорания

2.3.3. Теоретическая модель физических процессов в камере сгорания

2.3.4. Алгоритм работы низкоэмисионной камеры сгорания

2.4. Теоретические основы создания высокоэффективной охлаждаемой турбины ГТУ среднего класса мощности

2.4.1. Общие принципы формирования проточной части турбины

2.4.2. Численные исследования оптимальных параметров проточной части турбины

2.4.3. Выбор и обоснование необходимой системы воздушного охлаждения для турбин высокотемпературных ГТУ

2.4.4. Разработка схем охлаждения лопаточного аппарата турбинных ступеней ГТУ

2.5. Теоретическое обоснование необходимых характеристик прочности основных узлов ГТУ

3. Материально-техническая база для исследования узлов

ГТУ среднего класса мощности

3.1. Стенд для испытаний модельных компрессоров

3.1.1. Описание стенда

3.1.2. Экспериментальная модель

3.1.3. Методика и средства и измерений

3.1.4. Стенды для определения потерь в закомпрессорном диффузоре и усталостных испытаний лопаток компрессора

3.2. Стенды для испытаний камер сгорания

3.2.1. Описание стендов

3.2.2. Испытуемый модуль камеры сгорания

3.2.3. Методика и средства измерений

3.2.4. Погрешности измерений

3.3. Стенд для испытаний охлаждаемых лопаточных аппаратов турбины

3.3.1. Описание стенда

3.3.2. Объекты исследований

3.3.3. Методика исследований пропускной способности систем охлаждения и теплового состояния лопаток турбины с конвективной и конвективно-пленочной системами охлаждения

3.3.4. Схемы измерений

4. Результаты исследований экспериментальных узлов ГТУ, сравнение опытных и расчетных данных

4.1. Характеристики модельного компрессора по результатам испытаний, результаты тензометрирования рабочих лопаток

4.2. Характеристики экспериментального отсека камеры сгорания, технические решения по доработке штатного варианта

4.3. Экспериментальные теплогидравлические характеристики лопаток турбины с конвективным и конвективно-пленочным охлаждением, сравнение опытных результатов и теоретических расчетов

4.3.1. Результаты исследований сопловых лопаток турбины с конвективной системой охлаждения (2-ой ступени)

4.3.2. Результаты исследований рабочих лопаток турбины с конвективной системой охлаждения (2-ой ступени)

4.3.3. Результаты исследований рабочих и сопловых лопаток турбины с конвективно-пленочной системой охлаждения (1-ой ступени)

5. Разработка конструктивного облика энергетической ГТУ среднего класса мощности на примере ГТЭ-65 и ее использование в блоках ПГУ

5.1. Описание конструкции ГТУ в целом, технологии изготовления основных узлов и сборки

5.2. Основные принципы организации системы автоматического управления и регулирования ГТУ среднего класса мощности

5.3. Возможности использования разработанной ГТУ среднего класса мощности в парогазовых блоках, привязка головного образца к объекту эксплуатации

5.3.1 Конденсационные ПГУ с ГТУ среднего класса мощности

5.3.2. Теплофикационные ПГУ с ГТУ среднего класса мощности

5.3.3. Теплофикационные ПГУ для схем с поперечными связями

5.4. Рекомендации по внедрению результатов исследований и их использованию для дальнейшего совершенствования ГТУ среднего класса мощности

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

232 ГВт

180 ГВт

2Ш6 г.

2010 г.

2015 г.

2020 г.

Динамика существующей установление мощности

ПотреВногтъ в установленной мощности (баз, вариант)

Потребность в установленной мощное™ (макс, вариант)

ГВт

- 12

- 10 - 8 - 6

- 4

- 2 - О

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

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

Основные научно-исследовательские результаты работы заключаются в следующем:

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

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

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

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

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

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

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

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

- в результате модельных испытаний масштабированного компрессора,

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

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

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

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

1. Арсеньев Л.В. Стационарные газотурбинные установки / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин. - Л.: Машиностроение, 1989.

2. Березинец П.А. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий / П.А. Березинец, Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2001. - №6. - С. 11-20.

3. Богорадовский Г.И. Совершенствование вихревых диффузоров / Г.И. Богорадовский, Э.И. Гудков, Ю.А. Кравцов и др. // Теплоэнергетика. 1987. -№7.-С. 35-37.

4. Васильев Ю.С. Энергетическая стратегия России и проблемы развития отечественного энергетического машиностроения / Ю.С. Васильев, С.Г. Митин, Ю.К. Петреня // Тяжелое машиностроение. 2002. - №10. - С. 2-5.

5. Ведешкин Г.К. Организация низкоэмиссионного сжигания газа в газотурбинных установках / Г.К. Ведешкин, Е.Д. Свердлов // Теплоэнергетика. -2005.-№11.-С. 10-13.

6. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. М.: РАО «ЕЭС России», 2007.

7. Глебов В.П. Обеспечение экологических требований при производстве тепла и электроэнергии на тепловых электростанциях / А.Г. Тумановский, В.П. Глебов, А.Н. Чугаева и др. // Теплоэнергетика. 2006. - №7. - С. 35-42.

8. Глебов В.П. Природоохранные мероприятия в тепловой энергетике

9. России / В.П. Глебов, А.Г. Тумановский, Е.В. Минаев и др. // Энергетик. -1994.-№6. -С. 7-11.

10. ГОСТ 25.502-79. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость.

11. ГТУ-27ПС перспективный газотурбинный привод сложного цикла / A.A. Иноземцев, Д.Д. Сулимов, A.A. Пожаринский, C.B. Торопчин // Газотурбинные технологии. - 2005. - №4. - С. 2-7.

12. Гудков Э.И. Имитация реальных условий входа потока при статических испытаниях моделей выхлопных патрубков / Э.И. Гудков, В.А. Басов, В.А. Конев // Труды ЦКТИ. Вып. 274. СПб. - 1992.

13. Дейч М.Е. Газодинамика диффузоров и выхлопных патрубков турбомашин / М.Е. Дейч, А.Е. Зарянкин. М.: Энергия, 1970.

14. Жирицкий Г.С. Газовые турбины авиационных двигателей. М.: Оборонгиз, 1963.

15. Зрелов В.А. Отечественные газотурбинные двигатели. Основные параметры и конструктивные схемы. М.: Машиностроение, 2005.

16. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. -М.: Машиностроение, 1975.

17. Иноземцев A.A. Пермские газотурбинные технологии / A.A. Иноземцев // Газовая промышленность. 2005. - №9. - С. 38-39.

18. Исследование охлаждаемых направляющих лопаток турбины в составе агрегатов ГТЭ-150 при доводке их до среднемассовой температуры газа 950°С / М.С. Золотогоров, А.Г. Николаев, A.C. Лебедев, A.A. Соломатников // Тр. ЦКТИ. Вып. 284. СПб. - 2002. - С. 90-98.

19. Кампсти Н. Аэродинамика компрессоров. -М.: Мир, 2000.

20. Кириллов И.И. Автоматическое регулирование паровых и газовых турбин. М.: Машгиз, 1961.

21. Копелев С.З. Конструкция и расчет системы охлаждения газовых турбин / С.З. Копелев, А.Ф.Слитенко. -М.: Машиносторение, 1972.

22. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин. М.: Издательство МЭИ, 2000.

23. Кутателадзе С.С. Справочник по теплопередаче / С.С. Кутателадзе, В.М. Боришанский. М.: Госэнергоиздат, 1959.

24. Лапшин К.Л. Методы оптимизации проточных частей осевых тепловых турбин. М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1984 (Энерг. машиностроение / НИИ экономики орг. производства и техн. экон. информ. в энерг. машиностроении; вып. 3).

25. Лапшин К.Л. Многорежимная оптимизация проточных частей авиационных газовых турбин / К.Л. Лапшин // Изв. вузов. Сер. Авиац. техника. 1998,-№2. -С. 95-98.

26. Лапшин К.Л. Трехмерный газодинамический расчет потока в ступени осевой турбины со сниженным градиентом степени реактивности / К.Л. Лапшин, М.С. Панкратов // Энергомашиностроение. 2006. - №2. - С. 57-60.

27. Лебедев A.C. ГТЭ-150: от опытной эксплуатации к промышленной / A.C. Лебедев // Газотурбинные технологии. 2001. - №3. - С. 32-33.

28. Лебедев A.C. Метод оценки профильной температурной неравномерности в охлаждаемых турбинных лопатках на стадии начального проектирования. / A.C. Лебедев // Изв. вузов. Сер. Авиационная техника. -1987. -№3.- С. 90-92.

29. Лебедев A.C. Охлаждаемая лопатка турбомашины, а.с. № 733355 с приоритетом по заявке № 2680272 от 30.10.1978.

30. Лебедев A.C. Проект газотурбинной установки ГТЭ-65 Концерна «Силовые машины» / A.C. Лебедев // Тез. докл. конф. «Russia Power 2006», M., 14-16 марта 2006.

31. Лебедев A.C. Работы ОАО «ЛМЗ» в области мощных газовых турбин / A.C. Лебедев // Тез. докл. XLVIII науч.-техн. сессии по проблемам газовых турбин. Рыбинск, 2001.

32. Лебедев A.C. Экспериментальное исследование теплообмена в модельных каналах охлаждения турбинных лопаток. / A.C. Лебедев // Изв. вузов СССР. Сер. Энергетика. 1986. - №9. - С. 92-96.

33. Лебедев A.C., Алексеев Н.М., Бичев А.Г., Гайгеров В.И., Гуськов В.И., Демин Р.Н., Елтаренко A.A., Зеленгур A.A., Миронов Б.П., Сергеев В.А., Тарарин В.Н., а.с. № 278462 с приоритетом по заявке № 3179846 от 31.08.1987.

34. Лебедев A.C. Создание оборудования для парогазовых блоков одна из приоритетных задач энергомашиностроителей / A.C. Лебедев, Г.Л. Буталов // Теплоэнергетика. - 2007. - №4. - С. 42-45.

35. Лебедев A.C. Газотурбинные установки для современных технологий выработки электроэнергии. / A.C. Лебедев, Г.Л. Буталов // Энергетик. 2007. -№8.-С. 18-21.

36. Лебедев A.C. Газотурбинные установки ОАО «Силовые машины» для парогазовых блоков / A.C. Лебедев, Г.Л. Буталов // Тез. докл. LIII науч.-техн. сессии по проблемам газовых турбин, Москва, 13-14 сент. 2006 г.: Сб. -М, 2006.-С. 39-42.

37. Лебедев A.C. Энергетическая газотурбинная установка среднего класса мощности ГТЭ-65: конструкция и производство / A.C. Лебедев, И.С. Варламов, М.В. Росляков // Электрические станции. 2007. - №1. - С. 19-22.

38. Лебедев A.C. Опыт эксплуатации ГТЭ-150 на ГРЭС-3 Мосэнерго в период 1998-2002 гг./ A.C. Лебедев, И.В. Залетов // Тр. ЦКТИ. Вып. 284. -СПб, 2002.-С. 35-40.

39. Лебедев A.C. Новое направление работ на АО «ЛМЗ» -газотурбинные установки мощностью 160-180 МВт / A.C. Лебедев, А,Н. Зандрак // Электрические станции. 2002. - №7. - С. 13-15.

40. Лебедев A.C. Охлаждение лопаточных аппаратов газовых турбин: Обзор / A.C. Лебедев, А.Н. Коваленко, Л.П. Сафонов. М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1990. - 40 с. - (Энергетическое машиностроение:. Сер. 3. Вып. 4).

41. Лебедев A.C. Парогазовые установки с котлами-утилизаторами на базе энергетического оборудования ОАО «Силовые машины» / A.C. Лебедев, И.В. Патрина, В.А. Фомин // Электрические станции. 2005. - №10. - С. 7178.

42. Лебедев A.C. Стенды испытательной станции для исследования низкоэмиссионных камер сгорания / A.C. Лебедев, H.H. Пономарев // Газотурбинные технологии. 2005. - №5. - С. 44-48.

43. Лебедев A.C. Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт / A.C. Лебедев, Н.И. Серебряников, Д.Д. Сулимов, A.A. Романов // Теплоэнергетика. 2001. - №5. - С. 8-11.

44. Лебедев A.C. Стратегия ресурсного проектирования новой энергетической газотурбинной установки ГТЭ-180 / A.C. Лебедев, Н.О. Симин // Теплоэнергетика. 2004. -№11.- С.9-13.

45. Лебедев A.C. Обоснование выбора параметров тепловой схемы газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65 и характеристики ее основных узлов. / A.C. Лебедев, Н.О. Симин // Тяжелое машиностроение. -2007. №7. - С. 2-7.

46. Лебедев A.C. Применение современных методов трехмерного математического моделирования физических процессов при создании энергетической газотурбинной установки среднего класса мощности ГТЭ-65 /

47. A.C., Лебедев, Н.О. Симин // Тез. докл. LI науч.-техн. сессии по проблемам газовых турбин, Уфа, 21-23 сент. 2004 г.: Сб. Уфа, 2004. - С. 59.

48. Лебедев Б.П. О влиянии смешения на процесс горения в первичной зоне камеры сгорания ГТД. Труды ЦИАМ №1010. М., 1982.

49. Лефевр А. Процессы в камерах сгорания ГТД. М.:, Мир, 1986.

50. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Физматгиз, 1959.

51. Математическое моделирование и оптимизация параметров рабочих процессов в газотурбинных и комбинированных парогазовых установках / И.А. Богов, A.C. Лебедев и др. СПб.: Энергомашиностроение, 2005.

52. Материалы и защитные покрытия турбинных лопаток основа эффективности ГТД / В.П. Лесников, В.П. Кузнецов, A.A. Иноземцев, A.C. Коряковцев // Газотурбинные технологии. - 2005. - №2. — С. 36-38.

53. Малахов C.B. Испытание газотурбинных установок ГТ-10С (SGT-700) на Сочинской ТЭС / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский, В.А. Голубничий // Теплоэнергетика. 2006. - №12. - С. 2-10.

54. Малахов C.B. Результаты гарантийных испытаний газотурбинной установки V-64.3A на Тюменской ТЭЦ-1 / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский,

55. B.А. Брызгалов // Теплоэнергетика. 2006. - №12. - С. 33-35.

56. Марочник сталей и сплавов. М.: Машиностроение, 2001.

57. Мейер Х.И. Проект эффективного энергоблока мощностью 600 МВтна каменном угле / Х.И. Мейер, А.Г. Тумановский, В.Р. Котлер // Электрические станции. 2005. - №3. - С. 67-71.

58. Мигай В.К. Проектирование и расчет выходных диффузоров турбомашин / В.К. Мигай, Э.И. Гудков. Л.: Машиностроение, 1981.

59. Мигай В.К. Совершенствование аэродинамики напорного патрубка осевой воздуходувки для мощных котлов / В.К. Мигай, Э.И. Гудков // Энергомашиностроение. 1971. - №8. - С. 16-18.

60. Монокристаллический никелевый сплав ЖС36ВИ: структура, свойства применение / В.П. Кузнецов, В.П. Лесников, A.A. Иноземцев, A.C. Коряковцев // Газотурбинные технологии. 2006. - №3. - С. 22-23.

61. Ножницкий Ю.А. Обеспечение требуемых ресурса и прочностной надежности газотурбинных установок, создаваемых на базе авиационных двигателей / Ю.А. Ножницкий, Б.С. Блинник, Н.Г. Бычков и др. // Теплоэнергетика. 2005. - №11. - С. 35-40.

62. Ножницкий Ю.А. Стандартизация и сертификация газотурбинных установок / Ю.А. Ножницкий, В.М. Гусев, И.Н. Долгополов и др. // Газотурбинные технологии. 2005. - №7. - С. 20-24.

63. Ольховский Г.Г. Газовые турбины для энергетики / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2004. - №1. - С. 33-43.

64. Ольховский Г.Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и паротурбинных установок за рубежом / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2002. - №9. - С. 72-77.

65. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2004. - № 11. - С. 71 -76.

66. Ольховский Г.Г. Основные технические направления и тенденции развития рынка газотурбинной и парогазовой тематики (обзор) / Г.Г. Ольховский, В.В. Гончаров. М., 2007.

67. Ольховский Г.Г. Перспективы развития российской теплоэнергетики / Г.Г. Ольховский, А.Г. Тумановский // Энергия: Экономика. Техника. Экология. 2003. - №4. - С. 9-16.

68. Ольховский Г.Г. Перспективы развития теплоэнергетики / Г.Г. Ольховский, А.Г. Тумановский // Энергия: Экономика. Техника. Экология. -2003,-№5.-С. 2-11.

69. Петреня Ю.К. История парогазового цикла / Ю.К. Петреня, JT.A. Хоменок // Акад. энергетики. 2007. - №1. - С. 62-66.

70. Петреня Ю.К. История парогазового цикла / Ю.К. Петреня, JI.A. Хоменок // Акад. энергетики. 2007. -№2. - С. 76-80.

71. Повх И.Л. Аэродинамический эксперимент в машиностроении. М.-Л.: Машгиз, 1959.

72. Пресс-релиз РАО «ЕЭС России», Москва, 15 февраля 2007.

73. Программа газодинамического анализа параметров осевого компрессора. Инструкция пользователю. Отчет по второму этапу договора №64/98 от 16.09.1998 г. по теме: «Анализ OK». СНТК им. Кузнецова, Самара. — 72 с.

74. Разработка метода оценки усталостной прочности рабочих лопаток турбин. Отчет НПО ЦКТИ, 0-13208. Л., 1985.

75. РД 50-213-80. Правила измерения расходов газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М.: Изд. стандартов, 1982.

76. Романов A.A. Перспективы электроэнергетики ее техническое перевооружение / A.A. Романов, Н.Т. Сорокин, Ю.К. Петреня // Тяжелое машиностроение. - 2002. - №10. - С. 6-8.

77. Романов A.A. Перспективы технического перевооружения электроэнергетики / A.A. Романов, Н.Т. Сорокин, Ю.К. Петреня // Тр. ЦКТИ. Вып. 283.-М., 2002.-С. 5-11.

78. РТМ 108.020.14-82. Нормы статической и термоциклической прочности рабочих и направляющих лопаток. Л.: НПО ЦКТИ, 1982.

79. РТМ 108.021.13-83. Расчет валопровода турбоагрегата на внезапное короткое замыкание. Л.: ТЕЛО ЦКТИ, 1983.

80. РТМ 108.022.104-77. Турбины газовые стационарные. Расчет на прочность хвостовых соединений рабочих лопаток газовых турбин. Л.: НПО ЦКТИ, 1978.

81. РТМ 108.022.106-86 Установки газотурбинные. Расчет на прочность дисков и роторов. Л.: НПО ЦКТИ, 1986.

82. Сайт группы «Энергомаш» (www.energomash.ru), раздел ГТ-ТЭЦ.

83. Саламов A.A. Будущее газовых турбин в Японии // Энергетика за рубежом. 2006. - №6. - С. 29-31.

84. Селезнев К.П. Теория и расчет турбокомпрессоров / К.П. Селезнев Ю.С. Подобуев, С.А. Анисимов. -М.: Машиностроение, 1978.

85. Скибин В.А. 75 лет во главе научно-технического прогресса в области авиационных двигателей и газотурбинных установок / В.А. Скибин, В.И. Солонин, Т.К. Ведешкин // Теплоэнергетика. 2005. - №11. - С. 2-9.

86. Создание оборудования для парогазовых блоков одна из приоритетных задач энергомашиностроителей / В.Д. Гаев, A.C. Лебедев, С.А. Иванов, А.Н. Велик // Энергомашиностроение. - 2005. - №2-3. - С. 15-19.

87. Сударев Б.В., Медведев В.В., Лебедев A.C., Елтаренко A.A., Черный М.С. Способ теплообмена, а.с. № 1481586 с приоритетом по заявке № 4311192 от 28.09.1987.

88. Сударев Б.В., Медведев В.В., Лебедев A.C., Елтаренко A.A. Охлаждаемая лопатка газовой турбины, а.с. № 1480435 с приоритетом по заявке № 4310248 от 28.09.1987.

89. Сундуков Ю.М., Еремин A.C. Патент на полезную модель №53724. Охлаждаемая сопловая лопатка газовой турбины.

90. Темиров A.M., Лебедев A.C., Соломатников A.A., Иванов E.H. Охлаждаемая лопатка газовой турбины, изобретение, решение о выдачепатента от 10.01.1998 г., с приоритетом по заявке № 2101513 от 15.06.1993.

91. ТМ 764771. Исследование диафрагм, сопел и сопел Вентури во всасывающем тракте. Л., НПО ЦКТИ, 1977.

92. Трояновский Б.М. Теплофикационная утилизационная парогазовая установка мощностью 210МВт / Б.М. Трояновский, А.Д. Трухний, В.Г. Грибин // Теплоэнергетика. 1998. - №8. - С. 9-12.

93. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. 2-е изд. перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1990.

94. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 41. Объект и методика проведения исследований / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - С. 27-31.

95. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 42. / Теплоэнергетика. 1999. -№7. - С. 54-59.

96. Трухний А.Д. Основы современной энергетики: курс лекций для менджеров энергетических компаний: современная теплоэнергетика / А.Д.Трухний, В.В. Клименко; под ред Е.В. Аметистова. М.: Изд. МЭИ, 2002.

97. Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для ВУЗов / А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. -М.: Изд-во МЭИ, 2002.

98. Трухний А.Д. Выбор профиля маневренных парогазовых установок для новых электростанций России / А.Д. Трухний, И.А. Михайлов // Теплоэнергетика. 2006. - №6. - С. 45-49.

99. Тумановский А.Г. Малотоксичные камеры сгорания для энергетических ГТУ / А.Г. Тумановский, М.Н. Гутник, К.Ю. Соколов // Теплоэнергетика. 1997. - №3. - С. 48-52.

100. Тумановский А.Г. Перспективы создания высокотемпературных малотоксичных камер сгорания стационарных ГТУ / А.Г. Тумановский, М.Н. Гутник, М.Н. Артеменко // Теплоэнергетика. 2000. - №10. - С. 23-26.

101. Тумановский А.Г. Проблема и пути создания малотоксичных камер сгорания для перспективных стационарных ГТУ / А.Г. Тумановский, М.Н. Гутник, В.Д. Васильев и др. // Теплоэнергетика. 2006. - №7. - С. 22-29.

102. Тумановский А.Г. Исследование рабочего процесса двухзонной камеры сгорания стационарной ГТУ / Тумановский А.Г, Соколов К.Ю, Гутник М.Н. и др. // Теплоэнергетика. 1994. - №9. - С. 20-24.

103. Фаворский О.Н. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России / О.Н. Фаворский, Э.П. Волков, Г.Г. Ольховский // Энергия: Экономика. Техника. Экология. 2001. - №2. - С. 2-7.

104. Фаворский О.Н. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России / О.Н. Фаворский, Э.П. Волков, Г.Г. Ольховский // Наука и промышленность России. 2001. -№4-5. - С. 15-19.

105. Холщевников К.В. Теория и расчет авиационных лопаточных машин. — М.: Машиностроение, 1970.

106. Цанев C.B. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. М.: Издательство МЭИ, 2002.

107. Энергетическая стратегия России // Энергия России. 2003. - №8-9. -С. 2-3.

108. Эффективность осерадиальных диффузоров при различных режимах течения / JI.M. Зысина-Моложен, В.М. Кузнецова, Ю.С. Сачков, JI.A. Фельдберг // Теплоэнергетика. 1980. - №5. - С. 19-23.

109. Barker Thomas, Kalyanaraman Kalyan. GE delivers LMS100 for Mid-Load Power // Turbomachinery international, January/February 2004.

110. Documentation for ANSYS, Release 8.1, 2.5.12. Creep equation. Ansys Inc., 2002.

111. Gas Turbine World 2006 Handbook.

112. Gas Turbine World, November-December, 1998.

113. Gas turbine sales will rebound in 2006 // Turbomachinery International, 10/2005, Vol. 46, No. 6, pp. 12-14.

114. Gas turbine sales begin rising again // Turbomachinery International, Handbook 2007, 10/2006, Vol. 47, No. 6, pp. 12-16.

115. Feigl Markus, Setzer Fred, Feigl-Varela Rebecca, Myers Geoff. Field tests validation of the DLN2.5H combustion system on the 9H gas turbine at Baglan Bay power station. Proceedings of ASME Turbo Expo 2005, June 2005.

116. Fisher J. Willbald. V64.3A Turbine operation provides valuable experience // Diesel & Gas Turbine Worldwide, October 2003.

117. Fluent 6.2. Users guide. Fluent Inc., 2005.

118. Jeffs Eric. Alstom's revamped GT-26 is on-line // Turbomachinery international, March/April 2004.

119. Introduction to Turbomachinery. David Japikse and Nicholas C. Baines. Concepts ETI, Inc and Oxford University Press, 1997.

120. Kalyanaraman Kalyan, Jeffs Eric. OEMs spar over steam cooling // Turbomachinery international, January/February 2004.

121. Kuo K.K.Y. Principles of Combustion. John Wiley and Sons, New York,1986.

122. Step by step // International Power Generation, July 2004, p. 14.

123. Smith David. H system steams on // Modern power systems, February2004.

124. Stalling Pressure Rise Capability of Axial Flow Compressor Stages. Koch C.C. // Journal of Engineering for Power, October 1981, vol.103, p. 645-656.