автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Разработка тепловых характеристик современных энергетических ГТУ при комбинированном производстве электроэнергии и тепла

На правах рукописи

ОМа,

МАЛАХОВ Сергей Владимирович

РАЗРАБОТКА ТЕПЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

СОВРЕМЕННЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГТУ ПРИ КОМБИНИРОВАННОМ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ II ТЕПЛА

Специальность 05.04.12 - «Туроомашнны и комбинированные турбоустановки» '

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 201:

005055587

2 2 ноя ті

005055587

Работа выполнена б ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехшгческий научно-исследовательский институт» (ОАО «ВТИ»),

Научный руководитель - доктор технических наук, член-корреспондент РАН

Ольховский Гурген Гургенович.

Официальные оппоненты:

Трухний Алексей Данилович - доктор технических наук, профессор, профессор кафедры «Паровых и газовых турбин» Института энергомашиностроения и механики ФГБОУ ВПО НИУ «МЭИ».

Ильин Евгений Трофимович- кандидат технических наук, доцент, начальник Управления технической политики и перспективного развития Закрытого акционерного общества «Комплексные энергетические системы».

Ведущая организация - ООО «Сименс Технологии Гэзоеых Турбин».

Защита состоится « Об »декабря 2012 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д.222.001.01 при ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехнический научно-исследовательский институт» (ОАО «ВТИ») по адресу: 115280. г. Москва, ул. Автозаводская. 14.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ОАО «ВТИ».

Автореферат разослан « ог » // 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Березннец П. А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Повышение эффективности отечественной энергетики неразрывно связано с совершенствованием технологий выработки электрической и тепловой энергии. Наиболее экономичны сегодня работающие на природном газе парогазовые установки (ПГУ), в которых тепло отработавших в газотурбинной установке (ГТУ) газов используется для выработки пара, направляемого в паровую турбину. Исследованные в работе ГТУ имеют КПД от 30 до 37 %, а КПД ПГУ достигает с ними 50 %. Также на этих поставленных зарубежных ГТУ (в том числе первые заводские образцы) впервые применены ранее экспериментально не исследованные в России методы регулирования электрической нагрузки и параметров выхлопных газов за турбиной. Использованы новые системы автоматического управления технологическим процессом (АСУ 111 ГТУ и ПГУ).

На газотурбинных ТЭЦ тепло отработавших в ГТУ газов просто передается сетевой воде в водогрейном котле-утилизаторе (ВКУ).

Анализ циклов ГТУ и влияние различных факторов на их совершенство приведены достаточно полно в литературе по газовым турбинам. Меньше исследованы переменные режимы ГТУ, особенно характеристики для зарубежных ГТУ, поставляемых в Россию с 1998 г., и широко распространившихся в последние годы модификаций, а также алгоритмы их регулирования.

Вместе с тем, на электростанции РФ поступают ГТУ, у которых часто отсутствуют заводские данные по переменным режимам. Даже там, где они есть, расчеты переменных режимов ГТУ нуждаются в экспериментальном уточнении.

Цель работы - исследование переменных режимов современных энергетических ГТУ, определение зависимостей их параметров и показателей от наружных условий, электрической нагрузки, расхода тепла топлива в камерах сгорания и разработка комплекса характеристик для планирования и контроля показателей ГТУ при утилизации тепла отработавших газов в ВКУ, паровых

котлах-утилизаторах (КУ) ПГУ или энергетических паровых котлах со сжигавшем дополнительного топлива.

Научная новизна

1. Впервые экспериментально исследованы переменные режимы работы различных типов современных ГТУ в схемах с выработкой электроэнергии и тепла и установлены характерные для них закономерности.

2. Разработаны для различных типов зарубежных и отечественной ГТУ методы расчета и построения диаграмм режимов по опытным данным.

3. Доработаны методики экспериментальных исследований ГТУ.

Эксперименты проводились:

на одновальных ГТУ У-94.2 с регулируемым входным направляющим аппаратом компрессора (ВНА) и паровыми котлами-утилизаторами (КУ) в блоке бинарной ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ (С-3, г. Санкт-Петербург) и ПГУ-195 на Дзержинской ТЭЦ (г. Дзержинск, Нижегородская область);

на одновальних ГТУ ГТЭ-110 ОАО «НПО «Сатурн» с регулируемым ВНА, работающих с паровыми котлами-утилизаторами в блоке № 1 бинарной ПГУ-325 на ТЭС «Ивановские ПГУ» (г. Комсомольск);

на одновальной ГТУ У-64.3А с регулируемым ВНА, работающей со сбросом газов в паровой энергетический котёл на Тюменской ТЭЦ-1 (г. Тюмень);

на двухвальных ГТУ ОТ-ЮС со свободной силовой турбиной, работающих в двух блоках бинарных ПГУ-39 на Сочинской ТЭС (г. Сочи);

на трехваїїьной ГТУ ОТ-35 со свободной силовой турбиной и выдачей тепла в сеть через ВКУ, эксплуатирующейся на ГТУ-ТЭЦ (г. Электросталь).

Достоверность полученных данных обоснована: использованием специальных точных приборов, тщательной оценкой погрешностей измерений и расчётов, большим количеством экспериментальных данных.

Практическая ценность и реализация в промышленности

Результаты исследований использованы при освоении новых энергоблоков ПГУ и ГТУ-ТЭЦ и для совершенствования режимов работы и повышения пока-

зателей ГТУ при эксплуатации, а полученные характеристики и режимные зависимости - при проектировании, наладке и эксплуатации ГТУ, ПГУ и ГТУ-ТЭЦ.

На защиту выпосятся:

• методика проведения экспериментальных исследовшшй переменных режимов современных энергетических ГТУ, расчета и построения диаграмм режимов, учитывающих ограничения по объему исходных данных, числу режимов испытаний, количеству и местам измерений;

• результаты исследовшшй современных одновальных энергетических ГТУ с новым методом регулировашш ВНА и многовальных ГТУ со свободной силовой турбиной в схемах с использованием тепла отработавших газов (при различных наружных и рабочих условиях);

• разработанные методы и формы представления зависимостей электрической и тепловой мощности ГТУ и её КПД от характерной и контролируемой температуры газов в турбине и наружных условий (температуры наружного воздуха);

• использование полученных характеристик для планирования работы и контроля состояния ГТУ и ПГУ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

«ХЫХ, LII, LIII, LIV, LV научно-технических сессиях по проблемам газовых турбин» Российской Академии наук (РАН), (Комиссия РАН по газовым турбинам и др.) 2002,.2005,2006,2007,2008 гг.;

Всероссийском конкурсе в области энергетики и смежных наук «Новая генерация» Российской Академии наук и РАО «ЕЭС РОССИИ» 2004 г. Работа отмечена премией «Новая Генерация — 2004»;

Всероссийской конференции по итогам Конкурса молодых специалистов организаций НПК ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ» 2005 г. Лауреат Конкурса. Работа отмечена премией Конкурса;

«XIV Всероссийском конкурсе «ТЭК-2005» 2005 г. Лауреат Конкурса. Работа отмечена - «Благодарность» Министра «Минпромэнерго» России.

Личный вклад автора

Все методические разработки, экспериментальные и расчетные исследования, результаты которых приведены в дайной работе, выполнены впервые на промышленных образцах, эксплуатируемых в России, непосредственно автором.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 20 научных работ, в том числе, 10 печатных работ в журналах, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией, и 10 докладов - б материалах всероссийских конференций.

Объём и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и библиографического списка из 57 наименований; содержит 126 машинописных страниц основного текста, 74 рисунка и 18 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во взеденнн обоснована актуальность темы и рассмотрены цели, научная новизна и практическая ценность диссертационной работы.

Для планирования работы и контроля состояния ГТУ в процессе эксплуатации необходимо определять нормативные значения их электрической и тепловой мощности (энтальпии отработавших в турбине газов) и КПД при различных режимах и наружных условиях. Для этого необходимо установить зависимости, описывающие режимы работы ГТУ и теплообменных аппаратов, и представить их в виде диаграмм режимов.

В первой главе рассмотрены схемы и конструктивные особенности исследованных ГТУ (рис. 1, а-д) и постановлены задачи исследования.

Приведены расчетные показатели ГТУ при номинальной (100%-ной) базовой нагрузке и работе на природном газе для чистой проточной части компрессора и газовой турбины вскоре после начала эксплуатации. Эти показатели

(мощность на клеммах электрического генератора и КПД ГТУ), представленные в табл. 1, приведены к стандартным условиям ИСО 2314: наружной температуре 15 °С, относительной влажности наружного воздуха 60 %, барометрическому давлению 101,3 кПа, без потерь (равны нулю) давления на входе и выходе ГТУ и частоте сети 50 Гц.

КНД и КВД - компрессор низкого и высокого давления; КС - камера сгорания; ТВД и ТНД - турбина высокого и низкого давления; СТ - силовая турбина; ЭГ -- электрогенератор

а)

г) д)

Рис. 1. Принципиальная схема ГТУ: а - СГ-35; б - СТ-10С; в - У-94.2; г - У-64.3А; д - ГТЭ-110

КС1 и КС2 - выносные камеры сгорания 1 и 2

в)

К - компрессор; КС — камера сгорания; КТ - компрессорная турбина; СТ - силовая турбина; ВО - воздухоохладитель; ЭГ -электрогенератор

б)

__Таблица 1

Расчётные значения ГТУ на номинальной нагрузке

Параметр и показатель Тип ГТУ

ОТ-35 вт-юс У-64.3А ГТЭ-110 У-94.2 '

Мощность Л/эл. МВт 15,7 28,5 63,7 114,5 153,0

КПД ГТУ цэл, % 29,8 35,0 35,0 35,5 33,7

Температура газов, °С:

за турбиной ¡2т перед турбиной /ц (ИСО 2314) 381 550 575 517 535

-850 -1140 -1180 -1135 -1060

Расход воздуха £7|к, кг/с 97 94 175 367 500

Степень сжатия в компрессоре я* 12Д 18,0 16,2 14,7 11,2

Концентрация N0*, мг/м" <50 <50 <50 - <50

КПД ПГУ лпгу, % 51 - -51 51

Коэффициент использования тепла топлива ГТУ-ТЭЦ Птт, % 85 — - - -

В табл. 2 приведены сведения о конструкции этих ГТУ: число ступеней турбомашин, камер сгорания, массогабаритные показатели.

Таблица 2

Особенности конструкции Тип ГТУ

ОТ-35 вТ-ЮС У64.3А ГТЭ-110 У94.2

Число вапсв, шт. 3 2 1 1 1

Номинальная частота вращения (силовой турбины), об/мин 3000 6500 5400 3000 3000

Число ступеней, шт.:

компрессора 101-8 И 17 15 16

турбины 1+2+3 2+2 4 4 4

Тип камеры сгорания Блочно- Кольцевая Кольцевая Блочно-кольцевая Две вынос-

кольцевая ные

Число пламенных труб, шт. 7 - — 20 2

Размеры, м:

длина 14,1 12,8 11,0 9,5 14,0

ширина 4,0 4,0 4,0 6,5 12,5

высота 3,7 4,7 4,8 7,0 8,4

Масса турбоблока, т 80 77 110 60 295

Во второй главе определены показатели ГТУ в составе ГТУ-ТЭЦ с ВКУ или в составе ПГУ.

Для анализа и планирования и работы конкретной ГТУ с комбинированной выработкой электрической энергии и тепла и определения её показателей с при различных режимах эксплуатации и наружных условиях необходимо иметь режимные зависимости, разработанные или уточненные по результатам экспериментальных исследований.

«Диаграммы режимов» и «режимные зависимости» устанавливают зависимость электрической мощности и энтальпии (или температуры и расхода газов) за турбиной и других показателей ГТУ от расхода топлива (тепла) в камеру сгорания и характерной температуры газов в турбине, которая контролируется при эксплуатации, и температуры наружного воздуха. На показатели ГТУ влияют также другие наружные и рабочие условия: атмосферное давление, частота вращения силового вала ГТУ и влажность наружного воздуха. Их влияние в реальных пределах изменения относительно невелико и учитывается при необходимости с помощью поправок.

Наиболее важными Показателями ГТУ при разработке диаграмм режимов (режимных характеристик) являются электрическая мощность, расход тепла в КС и КПД ГТУ, расход и температура газов за турбиной (иногда энтальпия отработавших в турбине газов).

Для ГТУ-ТЭЦ определяется количество тепла, которое может быть выработано в ВКУ в единицу времени.

Исследованные в работе мощные одновальные ГТУ в составе ПТУ эксплуатируются в режиме поддержания постоянной (заданной) температуры газов за турбиной при нагрузках выше 50 % номинальной. Это осуществляется регулированием проходных сечений (угла установки) ВНА, изменяющего массовый расход воздуха на входе в компрессор и соответственно расход газов через турбину. Одновременно регулируется подача топлива в камеру сгорания. Условиями ограничения нагружения ГТУ являются механическая прочность и достижение расчётного значения температуры газов перед турбиной, которая связана с прямо измеряемой и контролируется по характерной температуре газов, чаще всего по температуре за турбиной.

Методика расчёта параметров и показателей ГТУ по результатам испытаний для каждой рассматриваемой ГТУ учитывает особенности систем измерений и различия в схемах и конструкции ГТУ. Иногда в расчетах принимались обоснованные допущения.

При проведении гарантийных испытаний, как правило, применялись дополнительные приборы с повышенной точностью измерения параметров.

В связи с невозможностью прямого измерения, расход воздуха на входе в компрессор и температура газов на входе в турбину определялись по балансу тепла без учета расхода-и уменьшения работы на сжатие воздуха, отбираемого из промежуточных ступеней и после компрессора в систему охлаждения турбины и подшипников (Стандарт ИСО 2314).

Массовый расход циклового воздуха, кг/с:

с, ^ _ (ДгОнЛкс + £г%1кс - ВуИл - ЫЭл - А%п - AWmex) ^

где Вт — замеренный расход топлива (кг/с); — низшая теплота сгорания топлива (кДж/кг); А'эл — замеренная электрическая нагрузка (МВт); hiK — удельная энтальпия воздуха на входе в компрессор ГТУ (кДж/кг); h2т - удельная энтальпия газа на выходе из турбины (силовой) (кДж/кг); hT - удельная энтальпия топлива поступающего в КС (кДж/кг); AN3n - электрические потери (МВт); ДД'мг-х ~ механические потерн (МВт); т]кс - КПД камеры сгорания.

Удельная энтальпия газов на входе в турбину, кДж/кг:

. hrr(G\K + BT)+Nrr

*Т" (Gik+^T) ' (2)

где jV,t — внутренняя мощность турбины ГТУ.

По удельной энтальпии газов перед турбиной (/i1T), коэффициенту состава Р и м олекуляр н о му весу (I газов определялась их температура перед турбиной. Режимные параметры турбомашин определялись по обычным формулам, в относительной - при разных значениях расчетных параметров соответствующих ГТУ —форме.

Приведенные обороты компрессора:

п - (и™ /^м + 273j / („расч /л/288). (з)

Приведенный расход воздуха через компрессор:

5* (4)

Приведенный расход газов до турбины:

^г-ЬТ^рГИз?ГЧ№Г<Р$СЧ)> (5)

где вп = С|к + вт- расход газов на входе в турбину. (6)

Приведенные расходы, КПД компрессора и турбины, недожог в камере сгорания и другие внутренние показатели рассчитываются для подтверждения точности и достоверности результатов испытаний и внешних показателей, а также для использования в расчетах диаграмм режимов."

В третьей главе рассмотрены методики проведения эксперимента, оценены погрешности измерений и определения параметров и показателей для каждой ГТУ (табл. 3).

При регулярной эксплуатации параметры измеряются штатной системой измерений ГТУ. Однако для достоверного определения параметров и показателей ГТУ этого не всегда достаточно и устанавливаются дополнительные высокоточные измерительные устройства. По результатам выполненных с их помощью измерений проверяется и корректируется работа отдельных штатных измерительных устройств и систем измерений.

Таблица 3

Погрешности измерений и определения показателей ГТУ

Расчетные параметр и показатель Тип 1 ТУ

ОТ-35 вт-юс У-64.3А ГТЭ-110 У-94.2

Температура наружного воздуха /нв, °С 0,3 0,2 0,3 0,3 0,2

Барометрическое давление В„ % 0,25 0,1 0,25 0,25 0,1

Влажность наружного воздуха IV, % <4 <4 <4 <4 <4

Разрежение на входе в ГТУ Држ. Па 10 10 10 10 10

Избыточное давление за ГТУ Дргг, Па 10 20 40 10 10

Мощность ГТУ Л/эл, % 0,22 0,22 0,54 0,54 0,22

Расход топлива Вт, % 1,3 0,5 1,0 1,0 0,55

„р Низшая теплота сгорания топлива уц, кДж/кг 50 50 50 50 50

КПД ГТУ Пггу, % 1,6 0,8 1,6 1,6 0,9

Температура газов за турбиной 1тт, % 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

Расход газов на выходе из турбины Й2т, % 2,9 1,8 2,5 2,5 1,9

Дополнительные высокоточные измерительные устройства обычно используются при проведении приемочных испытаний для оценки соответствия фактически полученных показателей и гарантированных поставщиками ГТУ.

Четвертая глава посвящена определению номинальных показателей исследованных ГТУ и их характеристик при переменных режимах, а также характеристик компрессоров, турбин и камер сгорания.

Условия проведения и результаты испытаний одновальных ГТУ В качестве примера на рис. 2 и 3 представлены типовые зависимости параметров и показателей одновальной ГТУ У-94.2 С-3 ТЭЦ от нагрузки, при температуре наружного воздуха -2 °С. Такие же зависимости были построены в интервале температур наружного воздуха -25...+30 °С для трех У-94.2, одной У-64.3А, двух 1 13-110 и для двух вТ-ЮС и были использованы при разработке диаграмм режимов.

Рис. 2. Зависимость КПД ^гту, расхода тепла в КС Л^кс и температур газов перед Лт и за /2Т турбиной от электрической нагрузки ГТУ У-94.2 № 11 и 12 С-3 ТЭЦ: .....-ГТУ № 12;--ГТУЛ-гИ

Рис. 3. Зависимость расхода газов за турбиной <?2Т, Давления Р2К И температуры/2К воздуха за компрессором от электрической нагрузки ГТУ У-94.2 № 11 и 12 С-3 ТЭЦ: .....-ГТУЛ® 12;--ГТУ№ 11

В области высоких нагрузок от 5(ЖЮ до 100 %, когда в регулировании ГТУ У-94.2, У-64.3А и ГТЭ-110 участвует ВНА, снижение мощности сопровождается уменьшением расхода газов за турбиной примерно на 25 % (до расчетного закрытия ВНА) при постоянной (или мало меняющейся) температуре газов за турбиной. Температура газов перед турбиной при этом снижается на 110-^130 °С. При нагрузках ниже 60 % номинальной расход газов мало изменяется, и разіружение сопровождается быстрым снижением температуры газов на входе и выходе из турбины.

На холостом ходу температура газов перед турбиной У-94.2 составляет

7$х= 420-480 °С (7$х/7йом= 0,53-0,56); за турбиной Т^ = 230-250 °С (Г2ХХ/Т2™М = 0,62-0,65); расход газов за турбиной Є™ = 375-410 кг/с (С™/О"™ ~ 0,75); расход тепла в камеру сгорания ~ 90 МВт

(А0кХсХ/Д<2ік% = ОДО).

По результатам испытаний компрессоров ГТУ У-94.2 при различных наружных условиях были определены значения КПД и производительности при расчётном положении ВНА в зависимости от приведенной частоты вращения пк. При росте як с 0,97 до 1,04 приведенный расход компрессора увеличивается с 0,95 до 1,05, а КПД снижается с 88 до 86 %. Полное закрытие ВНА снижает производительность компрессора Ок на -25 % (добк = 0,75 при пк= 1) и его КПД на ~4 % (до тік ~ 85 %).

Рис. 4. Зависимость КПД турбины от параметра и/Со

Значения КПД турбины в зависимости от среднего по проточной части параметра и/Со показаны на рис. 4. Пропускная способность турбин практически постоянна на всех режимах (7Т ~ 1,0.

На рис. 5, а и б приведены аналогичные зависимости параметров и показателей ГТУ У-64.3А от электрической нагрузки при температуре воздуха +16 °С.

В области высоких нагрузок, в регулировании ГТУ участвует ВНА, и снижение мощности до 53 % номинальной сопровождается уменьшением расхода газов на ~30 % при постоянной или мало меняющейся температуре газов за турбиной. Вследствие уменьшения степени расширения в турбине, пропорциональной расходу газов, температура перед турбиной снижается на~1!0°С.

Рис. 5. Зависимости параметров и показателей ГТУ У-64.3А от электрической нагрузки

при/нв =+16 °С:

а - КПД (Лггу); расхода тепла в КС (Л(2кс) и температуры газов перед (7|т) и за ((2Т) турбиной; б - расхода воздуха на входе в компрессор (бік), степени сжатия в компрессоре (єк)

и положения ВНА (аВнл)

Рис. 6. Зависимость показателей ГТЭ-110 от электрической нагрузки при Г2Т = узг

В области малых нагрузок температуры на входе и выходе из турбины снижаются при мало меняющемся расходе газов.

При температуре наружного воздуха ^в = +15 °С и полностью открытом ВНА КПД компрессора Т|К я 87,3 %, а его производительность Ск ~ 1,015. При полностью закрытом ВНА производительность компрессора снижается на -30 % (до Ск = 0,70), а КПД на -5,3 % (до т]к - 82 %).

При нагрузках, близких к номинальным, КПД турбины равен тут ~ 87 %, а ее относительный приведенный расход йт — 1,0. Пропускная способность турбин практически постоянна на всех режимах.

Кроме рассмотренных выше (см. рис. 2-5) зависимостей, на установке ГТЭ-110 для исследования совместных режимов работы ГТУ и КУ были проведены специальные испытания, при которых (рис. 6) средняя температура газов за турбиной задавалась регулированием положения ВНА (расхода воздуха в цикле), равной 490, 500, 510 и 517 °С. При каждой из этих температур электрическая нагрузка ГТУ изменялась от 75 до примерно 109 МВт.

Зависимости КПД и производительности компрессора ГТЭ-110 от положения ВНА показаны на рис. 7.

юо ■

Пк. % 95

ЭО

а5

>вна> фад

Рис. 7. Зависимость КПД компрессора т|к и приведенного расхода воздуха на входе в компрессор О™' от положения ВНА компрессора

От полностью открытого до закрытого положения ВНА снижение КПД компрессора составило -7,5 %, относительного приведенного расхода воздуха - -30 %.

Регулирование ВНА стабилизирует режимы работы камеры сгорания (рис. 8). Номинальной нагрузке ГТЭ-ПО соответствует коэффициент избытка воздуха а ~ 3. Если снижение нагрузки происходит при постоянном расходе воздуха, а увеличивается до ~5 при нагрузке -60 МВт, а на холостом ходу -до ~11. Закрытие ВНА позволяет сохранить до нагрузки -60 МВт близкие к номинальным значения Д/кс й а и обеспечить условия, необходимые для малоэмиссионного сжигания топлива.

Рис. 8. Зависимость коэффициента избытка воздуха в камере сгорания от электрической нагрузки при различных положениях ВНА компрессора ГТЭ-110 № 3

Условия проведения и результаты испытаний многовальных ГТУ Для кинематической схемы многовальной ГТУ СГ-35 характерно значительное уменьшение расхода газов и меньшее, по сравнению с одновалыюй ГТУ, снижение температуры газов перед турбиной высокого давления,

,-ХХ //-НОМ

при снижении нагрузки до холостого хода. Цтвд'Цтвд ~и>°> Г1ТВД/71ТВД «0,5-0,55. Это улучшает показатели ГТУ при частичных нагруз ках: в ОТ-35 расход тепла в камеру сгорания на холостом ходу составляет -20 % его расхода при полной нагрузке, а удельный расход тепла увеличивается при 50%-ной нагрузке всего на 10-11 % (<?т°%/<7т°% = 0.895 ). КПД компрессоров (КНД и КВД) составляют на режиме 100%-ной электрической нагрузки т|кнд = 88,6 % и Лквд = 82,9 % при частоте вращения пт = 5609 об/мин, „вд = 7041 об/мин и приведенных йнд = 1,06 и Явд = 1,03.

Степень сжатия, приведенный расход воздуха и КПД компрессоров изменяются в зависимости от числа оборотов валов низкого (иНд) и высокого (иВд) давления. Максимальные значения КПД компрессоров наблюдаются при частотах вращения, равных 0,85-Ю,90 номинальных. При дальнейшем повышении частоты вращения и чисел Маха, КПД компрессоров несколько снижается. Общий КПД компрессоров низкого и высокого давления (КНД+КВД) при 100%-ный электрической нагрузке составляет 84,3 %, степень сжатия ек = 13,1, температура воздуха за КВД 336 °С. С уменьшением нагрузки и оборотов КПД возрастает до максимального 87,2 % при 50%-ной нагрузке (йнд = 0,87,

пвд= 0,98).

Схема измерений не предусматривала замера температуры и давления газа до и за ТВД, поэтому можно определить только общий КПД турбин высокого и низкого давления (ТВД+ТНД). КПД силовой турбины, определенный из выражения лег = ^эл/^сг, при 100%-ной нагрузке составил 84,2 %. Для построения диаграммы режимов использована близкая к линейной зависимость относительного крутящего момента турбины (М=^сг/«сг) от частоты её вращения

■

ч ч ч у ч Чет

/ ч ч ч , ч / " \

/ ч ч Г Л| к

/ л

(«г/с). Чет. СС) зоо

Парягютр и/Со

Рис. 9. Экстраполяция зависимости крутящего момента М и КПД силовой турбины ■Пет ОТ-35 от параметра л/Со

Рис. 10, Зависимость расхода газов в ВКУ, тепла сетевой воды, температуры за СТ от электрической мощности ОТ-35

(рис. 9). Его относительное значение возрастает до М»2 при отсутствии вращения йст = 0 и уменьшается до нуля при и/Сс =2-2,3. Эта зависимость использована для экстраполяции значений крутящего момента и КПД в зависимости от параметра ц/Сй.

Результаты испытаний газоводяного теплообменника. Утилизация тепла отработавших в РТУ СТ-35 газов происходит в водогрейном котле-утилизатора (ВКУ), где во втором контуре тепло передается сетевой воде. Зависимость количества тепла, переданного сетевой воде, от нагрузки ГТУ представлена ка рис, 10.

Коэффициент использования тепла топлива на режиме полной электрической нагрузки составил гітт = 84,2 %, при этом сетевой воде передано вев - 29,1? МВт (МДж/с) тепла при максимальной разности температур в ВКУ А = 303 °С.

Изменения основных параметров и показателей двухваль-ных ОТ-ЮС ст. X« 1 и 2 при работе на природном газе в зависимости от электрической нагрузки были определены по результатам испытаний при различных наружных условиях. С увеличением нагрузки от холостого хода параметры ІТУ монотонно растут, кроме температуры газов за силовой турбиной, которая сначала снижается и минимальна при ЛГЭЛ = 10 МВт. При дальнейшем повышении нагрузки закрывается антипомпажный клапан № 2, через который

сбрасывается воздух высокого давления, и температура газов за силовой турбиной увеличивается. При 50%-ной нагрузке и работе на природном газе относительный расход тепла в камеру сгорания (КС) составляет Дбкс* / ~0,61, относительный КПД / AriJ^" и 0,825, относительный расход тегага на холостом ходу в КС Л0кс /Л£кс% ~0,31.

Максимальные значения КПД компрессоров 85,5-86 % наблюдаются при 0,93 <«<0,97. К холостому ходу при п = 0,75-0,8 они снижаются до ~80 %. Приведенные расходы компрессоров уменьшаются с 1 до GK = 0,4-0,45, а степени повышения давления — с 17 до 4-5.

Турбина GT-10C состоит из четырех ступеней - двухступенчатой турбины компрессора и двухступенчатой свободной силовой турбины, вращающихся с разной частотой: компрессор и его турбина («генератор газа») - с переменной,

силовая турбина - с постоянной. При степени расширения ет = 14-16,5 общий КПД обеих турбин составлял 87-87,5 %. С увеличением относительного значения параметра и/С0 с 1,0 до 1,4 КПД турбин снижается с 87,5 до 67 %, а относительный приведенный расход составляет GT ~ const «1,0, при степенях расширения 5<ет<17.

Для разработки диаграммы режимов по результатам испытаний были построены специальные зависимости параметров и показателей, приведенных к стандартным внешним условиям, которые представлены на рис. 11,12.

В табл. 4 суммированы значения параметров и показателей исследовавшихся ГТУ на номинальном режиме, приведенные к стандартным наружным условиям. Значение потерь давления на выходе из ГТУ дано в сечении за её диффузором, где давление избыточное. Расчет параметров fir, <-мк. Фт и Д/кс выполнялся по стандарту ИСО 2314.

ДОкс МВт

У

ЛОкс -

4444 N3«

МВт

Сзгст (кг/с)

Пгту

С5г<гг N. ,

Лгт>

Рис. 11. Зависимость расхода тепла в КС Ав™ и электрической нагрузки ТУ^р от температуры газов за силовой турбиной ГТУ № 1 СТ-ЮС

Рис. 12. Зависимость расхода газов и КПД ГТУ т|гту от температуры газов

вТ-ЮС

Таблица 4

Параметр и показатель Тип ГТУ

ОТ-35 ОТ-ЮС У-64.3А ГТЭ-110 У-94.2

Температура на входе в ГТУ Гнв, °С +15. +15 + 15 +15 +15

Мощность ГТУ #эл, МВт 15,7 30,0 63,2 115 154

Расход тепла в КС ДОкс, МВт 52,7 85,7 172,7 323,9 452,9

КПДГТУт1эл,% 29,8 35,0 36,6 35,5 34,0

Удельный расход тепла топлива кДж/(кВт-ч) 12080 10285 9836 10141 10588

Температура газов, °С: за турбиной /гт до турбины /1т

385 550 575 517 535

-850 -1130 1170 -1135 -1060

Расход, кг/с: воздуха газов за ГТУ &'2т

90 92 174 362 505

92 95 178 368 514

Степень сжатия в компрессоре, £к 13 17 16 14,5 11

Удельная работа .¿Уэл/Спк. кДж/кг 170 325 355 317,7 300

КПД, %: компрессора (ов) Т|к турбины (силовой) Г1т

84 86 87,3 87,6 88,5

84,3 87,3 87 89,2 88,0

Подогрев в КС Д/кс, °с 500 710 780 740 740

Потери давления, кПа на входе Дрцс на выходе Аргт

0,5 0,6 1,0 0,99 0,6

1,2 2,5 5,0 1,26 2,5

Кок'-; -ч .-рация N0*, мг/м3 <50 <50 <50 >50 <50

500 Мэл/С|к, кДж/кг

400

300

200

100

у

. 1- ОТ-35 . 2-СТ-ЮС • 3-У-64.3А к 4- У-94.2 . 5- ГТЭ-110

П пу. %

0.6 0.4 0.2

--^

<3« N

Х- Л"

. 1-У . 2-У I >з-г «4.3А 94.2 гЭ-110)

1.2 С«1* 1.1

0,9

0.6

800 900 1000 1100 1200 1300 1„.°С

Рис. 13. Изменение удельной работы и КПД энергетических ГТУ по мере их совершенствования: 1 - СТ-35; 2 - СТ-ЮС; 3 -У64.3А; V 94.2; 5-ГТЭ-110

40

80 100 авкА. %

Рис. 14. Изменение показателей компрессоров одновальных ГТУ при регулировании ВНА:

1 — У64.3А; 2-V 94.2; З-ГТЭ-110

Табл. 4 позволяет сделать некоторые общие выводы. Повышение начальной температуры газов, сопровождающееся общим совершенствованием ГТУ, существенно повысило удельную работу (/Уэл/Онс) и КПД ГТУ (рис. 13). По сравнению с ОТ-35 - установкой, хорошей для своего времени, с экономичными турбомашинами и высоким КПД, удельная работа современных ГТУ увеличилась вдвое. Это означает соответствующее снижение расхода рабочей среды (воздуха, продуктов сгорания) при той же мощности, уменьшение размеров и массы собственно ГТУ, воздуховодов, аппаратов и строительных конструкций. Заметно также растет КПД для многовальных (с 30 до 35 %) и одновальных (с 34,0 до 36,6 %) ГТУ. На фоне зарубежных (немецких и шведских) аналогов ГТУ хорошие показатели продемонстрировала Г 13-П0 российского производства.

В ГТУ с выделенным компрессорным валом расход газов снижается монотонно. У ОТ-ЮС при Ыэл < 0,ЗЩ£м открывается антипомпажный клапан, перепускающий воздух на вход в компрессор. Это приводит к ускоренному уменьшению расхода и некоторому повышению температуры газов за турбиной, а расход тепла в камеру сгорания к холостому ходу увеличивается.

В одновальных ГТУ регулирование угла установки лопаток ВНА (разворот примерно на 30-35 градусов на закрытие) позволяет уменьшать производительность компрессора на 27-30 %, при этом КПД компрессоров снижается на 6-8 % (рис. 14).

Пятая глава посвящена разработке и построению диаграмм режимов ГТУ с комбинированным производством электроэнергии и тепла.

Для разработки диаграммы режимов одновальных ГТУ (У-94.2, У-64.3А, ГТЭ-110) зависимости параметров и показателей от нагрузки, показанные на рис. 2 и 3, построены при различных наружных условиях. Эти зависимости были экстраполированы на условия полного открытия и закрытия ВНА.

Полученные точки использовались для построения зависимостей основных параметров и показателей ГТУ от температуры наружного воздуха (нв при полностью открытом (рис. 15) и полностью закрытом (рис. 16) ВНА.

1гт .°С

ДОкс.МВ-

Г

ДОкс

чУ Сгт

к.

----- - ыэл

аВНА

кг/с 600 •

-ЗО -20 -Ю

20 ЗО

Рис. 15. Зависимость электрической нагрузки ТУэл, температуры газов за турбиной Ьт, тепла, подведенного в КС Д0кс,

положения ВНА компрессора аВнд и расхода газов за турбиной С2т ГТУ № 12 С-3 ТЭЦ от температуры наружного воздуха

/ *2Т

• < ДОкс

» - ■ С2Т

МЭл •

520

-ЗО -20 -10

10 20

Рис. 16. Зависимость электрической нагрузки Л^эл, температуры газов за турбиной /гт, тепла, подведенного в КС А()кс, и расхода газов за турбиной С2т ГТУ № 12 С-3 ТЭЦ при закрытом ВНА от температуры наружного воздуха

1©о 2 СЮ

Мал. 5УСЕ5т

Рис. 17. Зависимость расхода тепла в камеру сгорания и КПД ГТУ от электрической нагрузки У-94.2 (Дзержинская ТЭЦ)

Для построения этих зависимостей опытные данные приводятся к одному постоянному, обычно расчетному для конкретной площадки значению барометрического давления. Поправками на изменение частоты вращения (сети), относительной влажности воздуха и теплоты сгорания топлива, которые при реальных пределах их измерений мало влияют на показатели ГТУ, можно пренебречь. При ГНв ~ -8 °С достигается максимально допустимое при работе в базовом режиме значение электрической нагрузки 173 МВт. При дальнейшем понижении температуры ВНА прикрывается для сохранения этого значения мощности.

Зависимости КПД ГТУ и расхода топлива от нагрузки приведены на рис. 17. Расход тепла в камеру сгорания от режима холостого хода до номинальной нагрузки увеличивается по зависимости, близкой к линейной.

Для практических целей можно считать, что с точностью до погрешностей измерений она не зависит от наружной темпера- ры. КПД ГТУ также монотонно увеличивается с ростом нагрузки.

Параметры и показатели ГТУ Северо-Западной и Дзержинской ТЭЦ в зависимости от температуры наружного воздуха: диаграмма режимов в виде ,„ = /(ТУэл, гНв), а режимная зависимость С2Т = /(ЛГЭЛ, *нв) представлены на рис. 18, 19. В качестве характеризующего режим параметра выбрана средняя температура газов за турбиной.

Рис. 18. Зависимость температуры газов Рис. 19. Зависимость расхода газов

затурбинои от электрической мощности затурбуй от элегической мощности

ГТУ У-94.2 пРи различных температурах рту у-94.2 при различных температурах

наружного воздуха наружного воздуха

В ПГУ или при комбинированной выработке электрической энергии тепла на ГТУ-ТЭЦ важным показателем является энтальпия (произведение массового расхода и удельной энтальпии) газов за турбиной (на входе в ВКУ или КУ). Связь между режимом работы ГТУ и энтальпией газов за турбиной можно найти, воспользовавшись зависимостью С2Т = ДЛ^л, ¿нв), построенной по результатам испытаний на рис. 19. Вместе с диаграммой рис. 18 она позволяет определить значения т и % и рассчитать по ним количество тепла, поступающего в КУ, и его тепловую производительность или выработку технологического пара с прогнозируемыми параметрами.

Аналогичные диаграммы (рис. 17, 18 и 19) были рассчитаны и построены также для других одновальных ГТУ: ГТЭ-110 и У-64.3А. Их вид и некоторые особенности испытаний и обработки результатов рассмотрены подробнее в диссертации.

Диаграммы режимов и режимные характеристики многовальных ГТУ

Равновесие валов КНД-ТНД и КВД-ТВД, генерирующих горячие газы для силовой турбины ОТ-35 (см. рис. 1, а), определяется балансом мощностей, механически связанных турбомашин, а характеристики генератора газа могут

быть представлены с помощью Методов газодинамического подобия в виде приведенных величин.

В качестве параметра для ОТ-35 целесообразно выбрать температуру газов перед силовой турбиной ¿гтнд (¿ют)- Эта температура прямо измеряется и зависит только от параметров и состояния генератора газа.

Значения физической изоэнтропической мощности силовой турбины Л^т вычисляются по формуле:

551 1,013 V (273 + 15)

(7)

При использовании силовой турбины для привода электрического генератора, вращающегося с постоянной частотой, её КПД не остается постоянным при постоянных значениях приведенной температуры, и его изменения необходимо учитывать при определении электрической мощности. Это делается по кривой зависимости т|ст = Ди/С0), полученной на основе опытных данных (см. рис. 9).

Вид диаграммы режимов, построенной в форме:

приведен на рис. 20

25

N3 МВт

Офа Офан нимени имение О ПО Ы; псИгст »Л ^ =385 |

\ ;; ц

400°С 450°С гад"50с 1°С ] \ 1 \

N V» «зоо°с к. 1 ■-

0.1

0,07

1 1 !

1)ВЖ ^ | 1

/ 7 1 ! -1

ао

-40 -30 -20 -Ю

20 ЗО

«нв.°С

100 110

Рис. 20. Диаграмма режимов ОТ-35

Рис. 21. Удельная теплопроизводитель-ность ВКУ (ГВП) ет-35

Значения КПД ГТУ и расхода тепла в КС определяются в зависимости от приведенной мощности, а затем пересчитываются на значения мощности при требуемой наружной температуре. При этих пересчетах влияние изменения КПД силовой турбины на ее мощность невелико и им можно пренебречь.

Для определения тепловой мощности ГТУ используется зависимость удельной теплопроизводительности ВКУ бвку от расхода протекающих через него газов (рис. 21).

£вку=%-, (8)

А

где А = ¿2сг — 'шк — максимальная разность температур в аппарате; /2ст - температура газов на выходе из силовой турбины/на входе во второй контур газоводяного подогревателя ВКУ; /тк — температура воды во внутреннем контуре газоводяного подогревателя (ГВП) ВКУ на входе в него; ()Св - количество тепла, переданного сетевой воде.

Температура воды, циркулирующей в замкнутом промежуточном контуре ГВП, на входе в ВКУ находится на уровне /Шк ~ 60 °С.

Так же как и для трехвальной СТ-35, характеристики генератора газа двухвальной вТ-ЮС (см. рис. 1, б) целесообразно представлять в приведенных величинах, хотя применительно к ГТУ вТ-ЮС это не вполне строго из-за регулирования 3-х первых рядов направляющих лопаток на входе в компрессор. Регулирование производится для согласования работы ступеней компрессора при изменении частоты его вращения на различных режимах работы ГТУ. Определение расхода тепла в КС и КПД ГТУ производится прямо по их зависимостям от электрической нагрузки, которые мало изменяются от температуры наружного воздуха. Погрешности, возникающие при этом для крайних значений наружной температуры, не превышают ±1,5 %.

В качестве параметра, характеризующего режим для ОТ-ЮС, выбрана температура газов за силовой турбиной ?2сг- Эта температура измеряется непосредственно при работе ГТУ и зависит только от её нагрузки и состояния. Зави-

симости приведенных параметров и показателей ГТУ от приведенной температуры газов на выходе из силовой турбины ¿"ст > полученные при испытаниях,

показаны на рис. 11 и 12.

При построении диаграммы для нескольких значений Г2ст, равных 400, 450, 500, 550 °С, определены значения приведенной температуры газов при разных температурах наружного воздуха в интервале -20...+40 °С по формуле:

(400.550+273)288_273 2СТ (iHB + 273)

Для этих значений температур ^ (см. рис. 11) определены соответствующие им значения приведенной мощности (Ngfi) и физические значения мощности по формуле

Точно так же, используя рис. 12, находим сначала приведенное, а затем физическое значение расхода газов на выходе из турбины

G2T = Gnp_gg_ 288 . (11)

2Т 2Т 101,3 V 273 +¿нв

Диаграммы режимов для определения электрической мощности ГТУ ;уэл = /(«нз),2СТ и расхода газов за турбиной G2ст = /('hb),2CT=vœ. » например

для ГТУ № 1, при работе на природном газе представлены на рис. 22а и рис. 22б. Зависимости расхода газов за турбиной г- температуры наружного воздуха и температуры газов за турбиной используются для определения производительности и параметров пара после КУ, необходимых для разработки режимных характеристик блока ЛГУ. Аналогичные зависимости, мало отличающиеся от приведенных на рис. 22а и 22б были построены для работы на жидком топливе.

Рис. 22а. Диаграмма режимов СТ-10С Рис. 226. Расход отработавших в силовой

ст. № 1 (природный газ) турбине газов в зависимости от темпера-

туры наружного воздуха при разной температуре газов за СТ

Выводы

1. Для организации эксплуатации энергетических ГТУ, важнейшие показатели которых (электрическая и тепловая мощность и КПД) изменяются в широких пределах при изменениях наружной температуры, необходимы диаграммы режимов, связывающие значения параметров и показателей.

2. Диаграммы режимов целесообразно представлять в виде зависимостей:

• электрической и тепловой мощности от наружной температуры и характерной температуры газов в турбине, по которой осуществляется автоматическое регулирование и ограничение нагрузки ГТУ;

• тепла, подведенного с топливом в камеру сгорания ГТУ А£)кс, или электрического КПД ГТУ г|эл от электрической нагрузки (их зависимости мало изменяются в зависимости от наружных условий).

Влияние мало изменяющихся или слабо действующих факторов: барометрического давления, влажности воздуха, частоты сети целесообразно учитывать с помощью поправок.

3. Диаграммы режимов рассчитываются по результатам испытаний конкретных 11У с использованием термогазодинамических соотношений, описывающих режимы работы элементов ГТУ.

При обработке результатов испытаний, расчетах и представлении диаграмм режимов ГТУ с выделенным компрессорным валом (валами) целесообразно использовать методы газодинамического подобия.

4. При проведении испытаний новых ГТУ использовались штатные системы измерений, с помощью которых осуществляется контроль режимов и показателей ГТУ в эксплуатации. На исследованных ГТУ эти системы обеспечивали необходимую стабильность, точность и достоверность исходных данных. Погрешности диаграмм режимов при этом составляют: по электрической мощности ±1,5 %; по КПД ±2,5 %; по тепловой мощности ±(3-3,5) %.

Для контроля достоверности и повышения точности определения параметров и показателей элементов ГТУ, использовавшихся в расчетных моделях, устанавливались при необходимости дополнительные более точные приборы.

5. Исследованные в работе новые образцы одновальных ГТУ в области малых (до 50-60 %) нагрузок работают без регулирования проходных сечений компрессора с расчетным закрытием его входного направляющего аппарата при примерно посуЬянном расходе воздуха и пониженных температурах газов. При более высоких нагрузках регулирование ГТУ осуществляется новым методом, с открытием ВНА компрессора при сравнительно мало меняющихся температурах отработавших в турбине газов, обеспечивающих в ПГУ выработку пара приемлемых параметров.

При полностью открытом ВНА компрессора ' эщность ГТУ монотонно увеличивается до максимально допустимого поставщиками уровня при снижении температуры наружного воздуха примерно до минус 5-10 °С.

При более низкой наружной температуре мощность ГТУ поддерживается постоянной путем прикрытия ВНА компрессора при мало меняющихся температурах газов за турбиной.

6. В 11У с выделенным компрессорным валом температура газов на рабочих режимах при изменении нагрузки и наружной температуры изменяется монотонно.

В трёхвальной ГТУ с двухкаскадным компрессором, выполненном без регулирования входных направляющих аппаратов, обработка и представление результатов испытаний и расчётов вплоть до располагаемой мощности силовой турбины могут быть проведены в приведенных параметрах. '

В двухвальной ГТУ GT-10C с высокой степенью сжатия в компрессоре регулирование его первых трех направляющих аппаратов используется для согласования работы ступеней при различных частотах вращения. Вследствие этого использование газодинамического подобия здесь хотя и целесообразно, но не вполне строго.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Малахов, C.B. Результаты гарантийных испытаний газотурбинной установки (ГТУ) GT-35 фирмы «ABB» (ALSTOM) с газоводяным теплофикационным теплообменником (ГВТО) на ГТУ-ТЭЦ (филиал ГРЭС-3) ОАО «Мосэнерго» / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский, М.Н. Гутник [и др.] // Теплоэнергетика. - 2001.-№ 5. - С. 31-39.

2. Малахов, C.B. Диаграмма режимов газотурбинной установки с газоводяным теплообменником / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. - 2002. - № 4. - С. 61-65.

3. Ольховский, Г.Г. Диаграмма режимов ГТУ V-94.2 Северо-Западной ТЭЦ / Г.Г. Ольховский, C.B. Малахов, В.П. Трушечкин, A.B. Агеев // Электрические станции. - 2003. - № 11. - С. 2-6.

4. Малахов, C.B. Тепловые характеристики газотурбинных установок V-94.2, работающих в составе ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский, В .П. Трушечкин, В.Н. Хомиченко // Электрические станции. - 2004. -№ 5. - С. 9-16.

5. Агеев, A.B. Исследование тепловых характеристик газотурбинной установки ГТЭ-110 / A.B. Агеев, C.B. Малахов, М.Н. Гутник [и др.] //' Теплоэнергетика. - 2004. - № 11. - С. 2-8.

6. Радии, Ю.А. Опытное определение технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС / Ю.А. Радин, A.B. Давыдов, C.B. Малахов // Электрические станции. - 2006. - № 6. - С. 13-19.

7. Ольховский, Г.Г. Испытание энергетических ГТУ на российских электростанциях / Г.Г. Ольховский, A.B. Агеев, C.B. Малахов [и др.] // Электрические станции. - 2006. — № 6. - С. 36-42.

8. Малахов, C.B. Испытание газотурбинных установок ГТ-1 ОС (SGT 700) на Сочинской ТЭС / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский, В.А. Голубничий // Теплоэнергетика. - 2006. - № 12. - С. 2-10.

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

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

10. Малахов, C.B. Диаграмма режимов газотурбинной установки GT-10C (SGT 700) фирмы «Siemens» / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский // Электрические

станции. - 2008. - № 2. - Ст,13-16.

11. Костюк, Р.И. Тепловые испытания ГТУ типа V94.2 № 11 и 12 в составе ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербург / Р.И. Костюк,

C.B. Малахов; Российская Академия наук (Отделение энергетики, машиностроения, механики и процессов управления), Комиссия РАН по газовым турбинам, РАО «БЭС России», ОАО «ВТИ» // Тезисы докладов XLDC научно-технической сессии по проблемам газовых турбин - М.: ВТИ, 2002. - С. 20-25.

12. Малахов, C.B. Разработка методики и экспериментальное исследование теплового процесса новых энергетических газотурбинных установок / C.B. Малахов, A.B. Агеев, Н.Е. Туз; Российская академия наук и РАО «ЕЭС России» // Тезисы докладов Всероссийского конкурса в области энергетики и смежных наук «Новая генерация» - М.: РАО «ЕЭС России», 2004.

13. Малахов, C.B. Освоение в эксплуатации и испытания энергетических газотурбинных установок / C.B. Малахов, A.B. Агеев, Н.Е. Туз // Сб. докл. Всероссийской конференции по итогам Конкурса молодых специалистов организаций НПК ОАО РАО «ЕЭС России». - С. Дивноморское, Краснодарский край, 2005.-Т.1.-С. 5-15.

14. Радии, Ю.А. Итоги освоения головных энергоблоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС / Ю.А. Радин, C.B. Малахов, A.B. Давыдов [и др.]; Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова» // Тезисы докладов LII научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Самара: ОАО «Самарский НТК им. Н.Д. Кузнецова», 2005. - С. 59-67.

15. Малахов, C.B. Освоение в эксплуатации и испытания энергетических газотурбинных установок / C.B. Малахов, A.B. Агеев, Н.Е. Туз // Тезисы докладов XIV Всероссийского конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2005». - М.: Министерство промышленности и энергетики РФ, 2005. - С. 18-25.

16. Малахов, C.B. Испытания газотурбинных установок GT-10C (SGT 700) фирмы «Siemens» на Сочинской ТЭС / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский; Российская академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ФГУП «ММПП "Салют"» // Тезисы докладов LUI научно-технической сессии по про-, блемам газовых турбин. - М.: ФГУП «ММПП "Салют"», 2006. - С. 42-47.

17. Малахов, C.B. Результаты гарантийных испытаний установки (ГТУ) V-64.3A на Тюменской ТЭЦ-1 / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский; Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ФГУП «ММПП ."Салют"» // Тезисы докладов LUI научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - М.: ФГУП «ММПП "Салют"», 2006. - С. 47-50.

18. Малахов, C.B. Первые результаты освоения ПГУ-325 на Ивановской ГРЭС / C.B. Малахов, И.В. Крутицкий; Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ОАО «НПО ЦКТИ», ОАО «Силовые машины» // Тезисы докладов LIV научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - г. Санкт-Петербург: ОАО «НПО ЦКТИ», 2007. - С. 10-13.

19. Малахов, C.B. Результаты тепловых испытаний ГТЭ-110 № 3 и 4 в составе ПГУ-325 на ОАО «Ивановские 111 У» / C.B. Малахов; Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ОАО «НПО Сатурн» // Тезисы докладов LV научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - г. Рыбинск: ОАО «НПО Сатурн», 2008. - С. 7-10.

20. Крутицкий, И.В. Результаты режимной наладки на тепломеханическом оборудовании энергоблока ПГУ-325 ст. № 1 филиала ОАО «Интер РАО ЕЭС» - «Ивановские 111 У» / И.В. Крутицкий, C.B. Малахов, А.Н. Перфильев, М.С. Фролов; Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ОАО «НПО Сатурн» // Тезисы докладов LV научно-технической сессии'по проблемам газовых турбин. - г. Рыбинск: ОАО «НПО Сатурн», 2008. -С. 15-18.

ПМБ ВТИ. 115280, РФ, г. Москва, ул. Автозаводская, д. 14. Тираж 100 экз. Заказ № 38.

выводы

1. Для организации эксплуатации энергетических ГТУ, важнейшие показатели которых: электрическая и тепловая мощность и КПД изменяются в широких пределах при изменениях наружной температуры, необходимы диаграммы режимов, связывающие значения параметров и показателей.

2. Диаграммы режимов целесообразно представлять в виде зависимостей:

• Электрической и тепловой мощности от наружной температуры и характерной температуры газов в турбине, по которой осуществляется автоматическое регулирование и ограничение нагрузки ГТУ,

• Тепла, подведенного с топливом в камеру сгорания ГТУ (Л(}кс) или электрического КПД ГТУ (г|эл) от электрической нагрузки (их зависимости мало изменяются в зависимости от наружных условий).

Влияние мало изменяющихся или слабо действующих факторов: барометрического давления, влажности воздуха, частоты сети целесообразно учитывать с помощью поправок.

3. Диаграммы режимов рассчитываются по результатам испытаний конкретных ГТУ с использованием термогазодинамических соотношений, описывающих режимы работы элементов ГТУ.

При обработке результатов испытаний, расчетах и представлении диаграмм режимов ГТУ с выделенным компрессорным валом (валами) целесообразно использовать методы газодинамического подобия.

4. При проведении испытаний необходимо использовать штатные системы измерений, с помощью которых осуществляется контроль режимов и показателей ГТУ в эксплуатации. На исследованных ГТУ эти системы обеспечивали необходимую стабильность, точность и достоверность исходных данных. Погрешности диаграмм режимов при этом составляют по: электрической мощности ±1,5 %, КПД ±2,5 %, тепловой мощности ±3 + 3,5 %.

Для контроля достоверности и повышения точности определения параметров и показателей элементов ГТУ, использовавшихся в расчетных моделях, устанавливались при необходимости дополнительные более точные приборы.

5. Исследованные в работе новые образцы одновальных ГТУ в области малых - до 50 - 60 % нагрузок работают без регулирования проходных сечений компрессора с расчетным закрытием его входного направляющего аппарата (ВНА) при примерно постоянном расходе воздуха и пониженных температурах газов. При более высоких нагрузках регулирование ГТУ осуществляется с открытием ВНА компрессора при сравнительно мало меняющихся температурах отработавших в турбине газов, обеспечивающих в ПГУ выработку пара приемлемых параметров.

При полностью открытом ВНА компрессора мощность ГТУ монотонно увеличивается до максимально допустимого поставщиками уровня при снижении температуры наружного воздуха примерно до минус 5-10 °С.

При более низкой наружной температуре мощность ГТУ поддерживается постоянной путем прикрытия ВНА компрессора при мало меняющихся температурах газов за турбиной.

6. В ГТУ с выделенным компрессорным валом температура газов на рабочих режимах при изменении нагрузки и наружной температуры изменяются монотонно.

В трёхвальной ГТУ с двухкаскадным компрессором, выполненном без регулирования входных направляющих аппаратов, обработка и представление результатов испытаний и расчетов вплоть до располагаемой мощности силовой турбины могут быть проведены в приведенных параметрах.

В двухвальной ГТУ GT-10C с высокой степенью сжатия в компрессоре регулирование его первых трех направляющих аппаратов используется для согласования работы ступеней при различных частотах вращения. Вследствие этого использование газодинамического подобия здесь хотя и целесообразно, но не вполне строго.

1. Фаворский, О.Н. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России / О.Н. Фаворский, В.И. Длугосельский, Ю.К. Петреня // Теплоэнергетика. 2003. - № 2.

2. Ольховский, Г.Г. Газовые турбины для энергетики / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2004. - № 1.

3. Ольховский, Г.Г. Состояние и перспективы тепловой энергетики / Г.Г. Ольховский // Электрические станции. 2005. - № 2 (II).

4. Ольховский, Г.Г. Отечественное оборудование для развития газотурбинной энергетики / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2008. - № 6.

5. Фаворский, О.Н. Развитие энергетики России в ближайшие 20-30 лет / О.Н. Фаворский // Теплоэнергетика. 2008. - № 2.

6. Лебедев, A.C. Тенденции повышения эффективности ГТУ / A.C. Лебедев, C.B. Костенников // Теплоэнергетика. 2008. - № 6.

7. Ольховский, Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999. - № 1.

8. Амосов, А.Ф. Тепловые испытания газотурбинной установки ГТЭ-45 на Якутской ГРЭС в период опытной эксплуатации / А.Ф. Амосов, А.И. Механиков, Г.Г. Ольховский и др. // Теплоэнергетика. 1994. - № 9.

9. Ольховский, Г.Г. Тепловые испытания стационарных газотурбинных установок / Г.Г. Ольховский. М.: Энергия, 1971. - 408 с.

10. Кириллов, И.И. Газовые турбины и газотурбинные установки / И.И. Кириллов. М.: Машгиз, 1956. - Т.1. - 434 с.

11. Ольховский, Г.Г. Энергетические газотурбинные установки / Г.Г. Ольховский. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 128 с.

12. Костюк, Р.И. Опыт создания теплофикационного парогазового блока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ / Р.И. Костюк, И.И. Писковацков, А.Н. Блинов и др. // Теплоэнергетика. 1999. - № 1.

13. Костюк, А.Г. Газотурбинные установки / А.Г. Костюк, А.Н. Шер-стюк. М.: Высшая школа, - 1979. - 254 с.

14. Уваров, В.В. Газовые турбины и газотурбинные установки / В.В. Уваров. М.: Высшая школа, 1970. - 320 с.

15. Котляр, И.В. Переменный режим работы газотурбинных установок / И.В. Котляр; под. ред. Я.И. Шнеэ. М.: Машгиз, 1961. - 230 с.

16. Седов, Л.И. Методы подобия и размерности в механике / Л.И. Седов. М.: Наука, 1977. - 440 с.

17. Ольховский, Г.Г. Тепловые характеристики одновальных энергетических ГТУ с промохлаждением при сжатии / Г.Г. Ольховский, Н.И. Ольховская // Энергомашиностроение. 1969. - № 7.

18. Ольховский, Г.Г. Исследование переменного режима ГТ-100-750-2 / Г.Г. Ольховский, С.А. Островский // Теплоэнергетика. 1977. - № 2.

19. Ольховский, Г.Г. Исследование экономичности газовых турбин на нерасчетных режимах / Г.Г. Ольховский, Н.И. Ольховская // Теплоэнергетика. -1977.-№9.

20. Ольховский, Г.Г. Исследование турбомашин ГТ-100-750-2 / Г.Г. Ольховский, И.С. Бодров // Теплоэнергетика. 1975. - № 9.

21. Ольховский, Г.Г. Контроль режимов работы и состояния газотурбинной установки ГТ-100 / Г.Г. Ольховский, А.И. Механиков, Н.И. Ольховская и др. // Теплоэнергетика. 1979. - № 11.

22. Ольховский, Г.Г. Диаграмма режимов ГТ-100-750-2 / Г.Г. Ольховский, С.А. Островский // Теплоэнергетика. 1973. - № 6.

23. Ольховский, Г.Г. Тепловые испытания газотурбинной установки ГТЭ-45 на Якутской ГРЭС / Г.Г. Ольховский, Э.Н. Антонова, C.B. Малахов и др. // Энергетик. 2001. - № 7.

24. М.А. Михеев Основы теплопередачи // М.: Энергия, 1977. - 284 с.

25. Малахов, C.B. Диаграмма режимов газотурбинной установки с газоводяным теплообменником / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2002. - № 4. - С. 61-65.

26. ISO 2314. Газовые турбины. Приемочные испытания: Международный стандарт. ISO 2314. 2-я ред., 1989-05-01. 1989 (Е).

27. СТО-006. Газотурбинные установки. Условия поставки. Нормы и требования. — М., 2008.

28. СТО-007. Газотурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования. -М., 2008.

29. Ольховский, Г.Г. Приведение результатов испытания энергетических ГТУ к расчетным условиям / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1964. -№ 12.

30. Ольховский, Г.Г. Результаты тепловых испытаний и опыт наладки головной ГТЭ-150 на ГРЭС-3 Мосэнерго / Г.Г. Ольховский, М.С. Золотогоров, А.И. Механиков и др. // Теплоэнергетика. 1996. - № 4.

31. Ольховский, Г.Г. Диаграмма режимов ГТУ V-94.2 Северо-Западной ТЭЦ / Г.Г. Ольховский, C.B. Малахов, В.П. Трушечкин, A.B. Агеев // Электрические станции. 2003. - № 11. - С. 2-6.

32. Малахов, C.B. Тепловые характеристики газотурбинных установок V-94.2, работающих в составе ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский, В.П. Трушечкин, В.Н. Хомиченко // Электрические станции. 2004. - № 5. - С. 9-16.

33. Механиков, А.И. Совершенствование пусковых характеристик энергетических ГТУ на основе их экспериментального исследования и математического моделирования: автореф. дис. . канд. техн. наук. М.; 1986. - 32 с.

34. Ривкин, C.JI. Термодинамические свойства газов. / C.JI. Ривкин. — М.: Энергоатомиздат, 1987. 286 с.

35. Котляр, И.В. Переходные процессы в газотурбинных установках / И.В. Котляр. — JL: Машиностроение, 1973. 250 с.

36. Шнеэ, Я.И. Газовые турбины / Я.И. Шнеэ. М.: Машгиз, 1960.560 с.

37. ММ1111 «Салют» // Тезисы докладов LUI научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. М.: ФГУП «ММПП «Салют», 2006. - С. 47-50.

38. Радин, Ю.А. Опытное определение технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС / Ю.А. Радин, A.B. Давыдов, C.B. Малахов // Электрические станции. 2006. - № 6. - С. 13-19.

39. Крутицкий, И.В. Построение и использование энергетических характеристик энергоблоков ПТУ / И.В. Крутицкий // Электрические станции.2006,- №6.

40. Радин, Ю.А. Освоение первых отечественных бинарных парогазовых установок / Ю.А. Радин // Теплоэнергетика. 2006. - № 7.

41. Ольховский, Г.Г. Испытание энергетических ГТУ на российских электростанциях / Г.Г. Ольховский, A.B. Агеев, C.B. Малахов и др. // Электрические станции. 2006. - № 6. - С. 36-42.

42. 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.

43. Малахов, C.B. Результаты гарантийных испытаний газотурбинной установки V-64.3A на Тюменской ТЭЦ-1 / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский, В.А. Брызгалов // Теплоэнергетика. 2006. - № 12. - С. 33-35.

44. Малахов, C.B. Диаграмма режимов газотурбинной установки GT-10C (SGT 700) фирмы «Siemens» / C.B. Малахов, Г.Г. Ольховский // Электрические станции. 2008. - № 2. - С. 13-16.

45. Романов, В.В. Результаты испытаний ГТЭ-110 на испытательном стенде Ивановской ГРЭС на жидком топливе / В.В. Романов, A.A. Филоненко, В.М. Межибовский и др. // Теплоэнергетика. 2002. - № 9.

46. Агеев, A.B. Исследование тепловых характеристик газотурбинной установки ГТЭ-110 / A.B. Агеев, C.B. Малахов, М.Н. Гутник и др. // Теплоэнергетика. 2004. - № 11. - С. 2-8.