автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Согласованная оптимизация параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров охлаждаемой проточной части газовой турбины

На правах рукописи

Захаров Юрий Борисович

СОГЛАСОВАННАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЦИКЛА ГТУ И ПГУ И ПАРАМЕТРОВ ОХЛАЖДАЕМОЙ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ

6 ДЕК 2012

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск-2012

005056318

005056318

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН)

и „ Клер Алексапдр Матвеевич,

Научный руководитель: г 1 '

д.т.н„ профессор, ИСЭМ СО РАН, заведующий отделом

Официалыше оппоненты: Ноздренко Геннадий Васильевич,

д.т.н., профессор,

ФГБОУ ВПО Новосибирский государственный технический университет, профессор

Сушко Светлана Николаевна, к.т.н., доцент,

ФГБОУ ВПО Иркутский государственный технический университет, доцент

Ведущая организация: ЗАО "Е4-СибКОТЭС

Защита состоится 25 декабря 2012 года в 14:00 на заседании диссертационного совета Д 003.017.01 при ФГБУН Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, к. 355.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБУН Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенный печатью организации, просим направлять по адресу диссертационного совета: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Автореферат разослан 23-го ноября 2012 года

Ученый секретарь диссертационного совета

Клер Александр Матвеевич

Актуальность работы.

Высокая энергетическая и экономическая эффективность современных ГТУ и ПГУ определяется в первую очередь высокими температурами продуктов сгорания перед газовыми турбинами. Эти температуры достигаются за счет интенсивного охлаждения сопловых и рабочих лопаток турбин. В качестве охлаждающего агента в системах охлаждения используется цикловой воздух, поступающий от компрессора газотурбинной установки, но возможно использование и других теплоносителей, в первую очередь водяного пара, поступающего от паровой части ПГУ.

При оптимизационных исследованиях ГТУ и ПГУ одной из важнейших задач является задача выбора параметров цикла, в том числе параметров продуктов сгорания (температуры, давления) и их расхода на входе в газовую турбину.

Работы по оптимизации параметров циклов ГГУ и ПГУ проводились достаточно большим количеством исследователей как в пашей стране, гак и за рубежом (Андрющенко А.И., Лапшов В.Н. Ольховский Г.Г., Березинец П.А., Попырин JI.C., Клер A.M., Потанина Ю.М., Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Трухний А.Д., Буров В.Д., Цанев C.B., Elmasri M., Lazareto A., Toffolo A., Verda V. и др.).

Анализ проведенных работ показывает, что эта задача не может быть качественно решена без расчета процессов охлаждения сопловых и рабочих лопаток турбины. В свою очередь данный расчет возможен лишь в рамках комплексного расчета ступеней газовой турбины, включающего в себя выбор профилей и шагов сопловых и рабочих лопаток, их газодинамического расчета, расчета теплообменных процессов и прочностного расчета.

В силу сложности расчетов проточных частей газовых турбин (ГТ), их включение в математические модели ГТУ или ПГУ, предназначенные для оптимизации параметров, до последнего времени было невозможно. Поэтому оптимизация параметров данных теплоэнергетических установок проводилась при фиксированных параметрах продуктов сгорания перед газовыми турбинами, а зачастую и при заданных типоразмерах этих турбин. Такая оптимизация сводилась лишь к оптимизации параметров и схемы паровой части ПГУ, т.е. котлов-утилизаторов, паротурбинных установок и их систем регенерации, что существенно снижало ее эффективность.

Достаточно очевидно, что это "сужение" оптимизационной задачи не позволяет выполнить согласованную оптимизацию параметров газовой турбины и остальной части ГТУ или ПГУ и найти наиболее эффективные технические решения, как по параметрам ПГУ, так и по ее технологической схеме.

Следует отметить, что расчетом и оптимизацией проточных частей различных турбомашин, в том числе и охлаждаемых газовых турбин, посвящено достаточно большое

число работ (Лапшин A.B., Кириллов И.И., Бойко A.B., Говорущенко, Копелев С.З., Тихонов Н.Д., Комаров О.В., Ревзин Б.С., Трояновский Б.М. Костюк А.Г., Huttunen J., Larjola J., Moroz L., Veres J. и др.). Однако, в этих работах параметры цикла ГТУ фиксировались.

Сложность задач оптимизации и громоздкость методов решения, используемых для ступеней ГТ, делает их включение в общую задачу оптимизации цикла практически невозможным.

Вместе с тем прогресс вычислительной техники в последние годы резко расширил возможность решения крупных задач, связанных со значительным объемом вычислений и требующих больших объемов машинной памяти. Это сделало актуальной проблему разработки моделей расчета охлаждаемой проточной части газовых турбин, пригодных для включения в состав оптимизационных математических моделей ГТУ и ПТУ, подходов к совместной оптимизации параметров цикла и параметров проточной части ГТ, проведения согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров проточной части охлаждаемой ГТ. Создание таких моделей и подходов, и проведение на их основе оптимизационных исследований и является целью данной работы.

Цели работы.

Создапие методики согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров проточной части ГТ, пригодной для этого математической модели охлаждаемой проточной части ГТ и проведение оптимизационных исследований перспективных ГТУ и ПГУ.

Основные задачи исследований:

1) Создание методики согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров охлаждаемой проточной части газовой турбины, позволяющей непрерывно менять при оптимизации как параметры цикла, так и параметры проточной части, включая параметры, определяющие форму проточной части сопловых и рабочих лопаток.

2) Создание математической модели проточной части, объединяющей газодинамический расчет, расчет теплообмена в сопловых и рабочих лопатках, и прочностной расчет лопаток.

3) Разработка подхода к использованию в математической модели проточной части турбины логических условий, позволяющего оставаться при этом в рамках нелинейного, выпуклого программирования.

4) Выполнение оптимизационных исследований перспективных ГТУ и ПГУ с использованием критериев энергетической и экономической эффективности. Научная новизна:

• Впервые предложена методика к согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров охлаждаемой проточной части ГТ, основанная на представлении оптимизируемых профилей лопаток ГТ, как линейных комбинаций базовых профилей.

• Впервые разработана пригодная для "непрерывной" оптимизации профилей лопаток модель проточной части ГТ, включающая газодинамический расчет, расчет теплообмена, аэродинамический и прочностной расчет.

• Предложен оригинальный подход для преобразования оптимизационной задачи с логическими условиями к задаче выпуклого нелинейного программирования, основанный па замене логических условий дополнительными ограничениями-неравенствами и дополнительными оптимизируемыми параметрами.

• Проведена оптимизация ПГУ и ГТУ по критериям экономической и энергетической эффективности для случаев изготовления сопловых и рабочих лопаток из перспективных сплавов ВЖМб и ЖС26. При этом, для каждого критерия найдена оптимальная электрическая мощность ГТУ и ПГУ, при которых соответствующий критерий достигает оптимального значения.

Практическая значимость:

Разработанный подход позволяет для конкретных условий (материала лопаток, цены

оборудования и топлива) найти наилучшие технические параметры для ГТУ и ПГУ. Аппобапия работы:

• Результаты диссертационных исследований обсуждались на конференциях научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск 2009, 2010, 2011, 2012 гг.); на Всероссийской научно-практической конференции с международным участием "Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири" (Иркутск 2010 г.); на ХУИ-ой международной научно-практической конференции "Современные техника и технологии СТТ 2011 " (Томск 2011 г.); на конференции молодых специалистов "Современные технологии в энергетике -основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС" (Москва 2012 г.).

Публикации:

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 печатных изданиях, из которых два входят в перечень ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, библиографического списка литературы, содержащего 112 наименований, и приложения. Общий объем работы - 117 страниц. Работа содержит 20 рисунков и 11 таблиц.

Во введение проводится обзор работ, посвященных оптимизации параметров цикла ПГУ и ГТУ. Делается вывод о том, что эти работы проводились при фиксировании параметров газотурбинной части. Дается описание работ, посвященным оптимизации проточной части газовых турбин. Обосновывается актуальность диссертационной работы.

В первой главе дается анализ работ по построению и оптимизации проточных частей газовой турбины. Делается вывод о невозможности применения методик построения и оптимизации проточной части, используемых в приведенных работах, для совместной оптимизации параметров цикла ПГУ и ГТУ и параметров проточной части газовой турбины. Излагается разработанная диссертантом, совместно с научным руководителем, методика согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ, и параметров проточной части газовой турбины, которая состоит из двух этапов.

На первом этапе профиль лопаток ГТ (как сопловой, так и рабочей) представляется в виде отрезков шести кривых - двух окружностей и четырех лемнискат (рис. 1.). Одна лемниската (№1) описывает кривую корыта между точками 5 и 6, три лемнискаты описывают кривую спинки, между точками 1 - 2 (№2), 2-3 (№3), 3-4 (№4).

Отрезки окружностей описывают входную кромку (4 - 5) и выходную кромку (1 -б). Система ограничений-равенств задачи оптимизации профиля включает условия равенства координат смежных кривых в точках 1 - 6 вида

В выражениях (1), (2): /1 - номер первой смежной в точке / кривой, ¡2 - номер второй смежной в точке / кривой, номера смежных кривых в точке определяются принятым направлением обхода профиля; аЛ,аа - параметры кривых (координаты центров лемнискат и окружностей, и их радиусы), определяются из условий (1,2), у/ -

(1)

и условия равенства производных смежных кривых в этих же точках:

(2)

уравнение кривой, у' - производная по х,. В качестве исходных данных задаются: диапазон изменения входного угла заострения ш, (угол между касательными к лемнискатам в точках 4 и 5) и конструктивный угол входа потока Ви, (угол между биссектрисой угла заострения и осью у, задающей направление вращения рабочих лопаток), Кроме того, задается диапазон изменения выходного угла заострения бо2 между касательными к лемнискатам в точках 1 и б и диапазон изменения конструктивного выходного угла лопатки В2к (угол между биссектрисой выходного угла заострения и осью у).

Рис. 1. Профиль лопатки ГТ, В2к - конструктивный угол выхода потока рабочего тела; В1 - угол входа потока рабочего тела; В1к - конструктивный угол входа потока рабочего тела; аг - ширина выходного канала; а>, - входной угол заострения; со2 - выходной угол заострения; 1-2-отрезок первой лемнискаты спинки; 2-3- отрезок второй лемнискаты спинки; 3-4 - отрезок третьей лемнискаты спинки; 4-5 -отрезок окружности входной кромки; 5-6 - отрезок лемнискаты корыта; 6-1- отрезок окружности выходной кромки; I - шаг (лопатки) профиля; 5 - ширина решетки.

По заданным координатам точек 1 - 6, параметрам кривых и шагу профиля вычисляются ширина выходного сечения профиля аг и угол выхода потока Вг. По этим величинам определяется коэффициент конфузорности

где I - шаг решетки, аг - ширина выходного сечения.

При оптимизации базового профиля накладываются ограничения на коэффициент конфузорности, углы заострения ш2, щ, углы входа и выхода потока В> и В2.

В качестве оптимизируемых параметров при оптимизации принимались радиусы лемнискат, координаты точек 1 - б по оси х, конструктивные углы входа и выхода А» и ^гк • углы заострения сог, гох, а также шаг профиля.

В качестве целевой функции при решении оптимизационных задач принимались: коэффициент конфузорности (коп/), чтобы наработать базу профилей с различной степенью расширения рабочего тела; угол входа, или угол выхода потока, В, или В2. Причем решались задачи, как на максимум, так и на минимум указанных величин, что обеспечивало охват области возможных параметров профиля. При решении этих оптимизационных задач газодинамические расчеты не проводятся, а лишь осуществляется формирование профилей с предельными характеристиками, отвечающими заданным ограничениям. Следует отметить, что в качестве базовых могут быть взяты не только профили, полученные указанным способом, но и профили с сильно различающимися характеристиками из некоторого каталога.

На втором этапе оптимизируемый (текущий) профиль сопловой или рабочей лопатки некоторой ступени предлагается определять как выпуклую линейную комбинацию базовых профилей. Для этого все базовые профили путем масштабирования приводятся к одинаковому расстоянию по оси х между центрами окружностей, используемых при формировании профиля (рис.1). Указанное расстояние между центрами окружностей делится на достаточно большое число одинаковых интервалов. При значениях координаты х в точках, лежащих на границах между этими интервалами, определяются координаты у для верхней и нижней кривых, образующих базовые профили. Координаты у точек профиля с номером /, лежащих на верхней и нижней образующей оптимизируемого профиля, определяются из выражений

(3)

аг

уГтЛпу1>

в опт

(4)

м

где у"!', , у"' - координаты по оси у точек с номером / верхних и нижних образующих ) -го базового профиля, М- число базовых профилей, г,-коэффициенты разложения отвечающие условиям

0<г, <и = 1 ,М, (6)

(7)

у-1

Коэффициенты при этом выступают в качестве оптимизируемых параметров. Очевидно, что г,,... ги_х - можно задать независимо, с учетом условий (6), а коэффициент гм определить из условия (7) как

(8)

•М

При этом должно соблюдаться условие

(9)

Знания координат точек х, и у,, лежащих на кривых, образующих оптимизируемый профиль, позволяют определить все его характеристики, необходимые для проведения газодинамических и прочностных расчетов, а также расчетов процессов теплообмена в охлаждаемых сопловых и рабочих лопатках.

Помимо коэффициентов /■,,... ги для сопловых и рабочих лопаток каждой ступени в состав оптимизируемых параметров должны входить шаги между лопатками, определяющие абсолютные размеры профилей, средние диаметры сопловых и рабочих решеток ступеней и высоты лопаток.

Кроме того, в состав оптимизируемых параметров входят толщины стенок лопаток и расходы воздуха в охлаждаемые ступени. Эти параметры, наряду с параметрами цикла газотурбинной и паротурбинной установок, образуют вектор оптимизируемых параметров. С использованием определенных таким образом профилей сопловых и рабочих лопаток проводится газодинамический расчет ступеней турбины, расчет теплообмена в лопатках и прочностной расчет лопаток. Для этого, помимо профилей лопаток, задаются средние диаметры ступеней, материал лопаток, расходы охлаждающего теплоносителя и другие параметры.

Вторая глава посвящена выполненным автором анализу и выбору наиболее подходящих методик различных расчетов, необходимых для построения на их основе математической модели ступени газовой турбины.

Газодинамический расчет сводится к определению параметров рабочего тела на входе и выходе решетки турбинной ступени (при средних диаметрах). Из расчета определяются высоты лопаток с учетом построенного профиля. Для охлаждаемых решеток расчет проходит с учетом отвода тепла от основного потока рабочего тела.

Рассматриваются работы различных авторов, посвященные определению потерь энергии в сопловых и рабочих решетках. К использованию в данной работе принята методика Алексеевой Р.Н. и Бойцовой ЭЛ., как имеющая наибольшую универсальность.

На основании анализа методик теплового расчета турбинных ступеней обосновывается использование методики Казанского авиационного института (КАИ), как обеспечивающей приемлемую точность.

В тепловом расчете определяются локальные коэффициенты теплоотдачи, как со стороны продуктов сгорания к наружной стенке лопатки, так и от внутренней стенки -лопатки к охлаждающему воздуху.

При этом учитываются коэффициенты теплопроводности материала лопаток и их теплозащитного покрытия.

В работе выбрана схема охлаждения сопловых и рабочих лопаток с продольным течением охлаждающего воздуха. Согласно выбранной схеме в результате аэродинамического расчета определяются потери давления воздуха в охлаждающих каналах сопловых и рабочих лопаток.

На основе данных теплового и газодинамического расчета проводится прочностной расчет с определением действующих и предельно-допустимых напряжений в лопатке от газодинамических и центробежных сил.

Дается обзор современных российских и зарубежных моделей и комплексов по расчету энергоустановок, включающих газовые турбины. Делается вывод о невозможности использования рассмотренных моделей и комплексов для согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ, и параметров проточной части газовой турбины.

Автором предлагается методика определения стоимости ГТУ, необходимая для технико-экономических исследований. На основе анализа известных стоимостей и параметров пятнадцати ГТУ различной мощности (от 50 МВт до 240 МВт) построена зависимость вида:

Кг,а!(—У- (^-Г, (Ю)

Я&з баз

где Л"«»,, ^еп^ъп'^ба - капиталовложения (с учетом инфляции), степень сжатия, температура продуктов сгорания на входе в ГТ, расход воздуха на входе в компрессор,

для ГТУ, принятой за базовую, KntK, - те же величины для ГТУ,

капиталовложения в которую требуется определить, 77,, т]т , rja - соответствующие показатели степени. Эти показатели определялись по критерию минимума максимального относительного отклонения капиталовложений.

Возможность определять капиталовложения в ГТУ как функцию от ее основных параметров, позволяет дополнить задачи оптимизации энергетической эффективности ГТУ и ПГУ задачами оптимизации их экономической эффективности. В работе решаются три вида оптимизационных задач, которые могут быть сформулированы следующим образом:

1. Задача на минимизацию цены электроэнергии при заданном значении внутренней нормы возврата капиталовложений.

2. Задача на максимизацию КПД нетто энергоустановки (или минимизации расхода топлива на единицу отпущенной электроэнергии).

3. Задача на минимизацию удельных капиталовложений (капиталовложений на единицу полезной электрической мощности).

Математическая постановка задачи 1 имеет следующий вид. Требуется найти минимум цены электроэнергии

minC'Cß^ ,К,Е£ ,СТ ,s,IRRz), (11)

при условиях:

Щу, х) = 0, (12)

G(y,x)Z 0, (13)

Bz -ха-Т„, (14)

Е^ ~ У1' Тт„, (15)

K = w(x,y,S ), (16)

х ' <х <х ", (17)

где С' - цена электроэнергии, обеспечивающая заданный уровень внутренней нормы возврата капиталовложений IRR,; flj. - годовой расход топлива установкой; К -

капиталовложения в установку; Е^ - годовой отпуск электроэнергии; С' - цена

топлива; е - вектор экономических условий (ставка налога на прибыль, ставка амортизационных отчислений, доля условно-постоянных издержек от капиталовложений

и др.); Я - «-мерная векторная функция ограничений-равенств (уравнения материального и энергетического балансов, теплопередачи, свойств рабочих тел и др.); у - и-мерный вектор вычисляемых переменных (расходы, давления, температуры или энтальпии рабочих тел и теплоносителей в различных точках технологической схемы и др.); х -вектор независимых оптимизируемых параметров (включает величины, определяющие конструктивные характеристики установки: параметры проточной части ГТ, расход топлива в камеру сгорания газовой турбины, давление воздуха на выходе из компрессора, температуру продуктов сгорания перед газовой турбиной, расходы воздуха на охлаждение ступеней ГТ, расход, давление и температуру острого пара на входе в паровую турбину ПГУ, энтальпию воды на выходе из экономайзера котла-утилизатора ПГУ и др.); й -векторная функция ограничений-неравенств (ограничения на максимальную высоту лопаток ГТ, на углы расширения проточной части ГТ, предельную температуру металла лопаток ступеней турбины, неотрицательность коэффициентов г,, на предельно допустимые температуры и механические напряжения металла труб теплообменников котла-утилизатора и др.); ха - а -ый компонент вектора х, соответствующий расходу топлива в камеру сгорания; Тиа} - число часов использования установленной мощности; у, - 1-ый компонент вектора у, равный полезной электрической мощности установки; 5 - вектор удельных стоимостей элементов установки, включающий стоимость единицы мощности паровой турбины, стоимость теплообменников на единицу массы и др.

Задача 2 имеет вид: требуется найти минимум удельного расхода топлива (на единицу отпущенной электроэнергии)

при условиях (12), (13),(17).

В качестве критерия эффективности в задаче 2 также может использоваться максимум КПД нетто.

Задача 3 имеет вид: требуется найти минимум удельных капиталовложений

при условиях (12), (13), (16),(17).

Среди трех рассмотренных оптимизационных задач основной является задача 1. Задачи 2 и 3 имеют вспомогательное значение и позволяют оценить диапазоны изменения оптимизируемых параметров и критериев эффективности.

(18)

(19)

В системы уравнений, описывающие элементы энергетических установок, наряду с гладкими (с непрерывными производными) функциями входят логические условия вида

У1 = П(Ук) =

Шк)

Ук *Ук

1а(Ук) .если у\<,ук<.у2к

......................... 5

(20)

где ук - к-ый компонент вектора у, т, - число "элементарных" зависимостей, образующих зависимость у1=у>(ук), у\ -,у\1-1 - точки, в которых осуществляется переход с одной элементарной зависимости на другую. Две "элементарные" зависимости, номера которых отличаются на 1, называются смежными.

Логические условия вида (20) используются во многих расчетах турбомашин и теплообменников. В частности, методика определения потерь энергии в сопловых и рабочих лопатках использует несколько зависимостей, представленных в виде логических условий. Включение таких зависимостей в систему уравнений делает задачи оптимизации невыпуклыми и существенно осложняет процесс их решения.

Анализ зависимостей, используемых в логических условиях указанной методики определения потерь энергии, показал следующее:

• Зависимости у, = <р,{ук) являются непрерывными, т.е., в точках у\-—у"' ' значения у, определяемые по смежным "элементарным" зависимостям одинаковы;

• "Элементарные" зависимости /л ,.../,„,, являются выпуклыми функциями;

• Если оптимизационная задача решается на минимум критериев эффективности, используемых в задачах 1 - 3, то частные производные, вычисляемые из логических условий потерь энергии различного вида (трения, кромочных, концевых,

ВК „ .

ламинарных, волновых, потери от угла атаки потока), отвечают условию — >0 (т.е.

при увеличении потерь критерий эффективности увеличивается, а при уменьшении потерь - уменьшается).

С учетом указанных особенностей логических условий был разработан подход к преобразованию оптимизационной задачи, при котором в оптимальной точке все логические условия выполняются, а задача оптимизации остается выпуклой задачей нелинейного программирования.

Суть этого подхода состоит в следующем:

1. Все логические условия вида (20) исключаются из системы уравнений (12).

2. В систему ограничений-неравенств (13) вводятся дополнительные неравенства.

При этом /-ому логическому условию в соответствии ставится т, дополнительных неравенств вида

Л * /пЬк), у, * /а }

...................... (21)

3. Все переменные, вычисляемые из логических условий, выводятся из состава вектора вычисляемых переменных и вводятся дополнительно в вектор независимых оптимизируемых параметров.

Как показал опыт использования рассмотренного подхода, в точке оптимума преобразованной задачи не менее, чем одно ограничение-неравенство, соответствующее каждому логическому условию, обращается в строгое равенство.

Это связано с тем, что оптимизация идет таким образом, чтобы максимально сократить потери энергии, а границу такого сокращения задают приведенные выше дополнительные ограничения.

При решении не преобразованных задач, из-за их невыпуклости, порожденной использованием логических условий, поиск глобального оптимума требует многократного запуска задач из различных начальных точек и при этом зачастую заканчивается неудачно. Преобразованная задача решается, как правило, за один запуск. Это обуславливает высокую эффективность рассмотренных преобразований, несмотря на некоторое увеличение размерности оптимизационных задач.

В третьей главе приводятся примеры выполненных автором оптимизационных расчетов ГТУ и ПГУ, проведенных в соответствии с изложенной в диссертации методикой. Все представленные оптимизационные расчеты выполнены с помощью разработанного в ИСЭМ СО РАН программно-вычислительного комплекса "Системы машинного построения программ".

В качестве примера при оптимизации ГТУ заданной мощности по критерию энергетической эффективности рассматривается ГТУ технологическая схема которой представлена на рис. 2.

Первые две ступени ГТ охлаждаются воздухом. Следует отметить, что цель данного примера, в первую очередь, проиллюстрировать возможности предлагаемого подхода, а не получить решение, отвечающее последним достижениям турбостроения. Рассматривается два варианта технологической схемы ГТУ. В первом варианте теплообменники TOI и Т02 включены, и в них происходит промежуточное охлаждение воздуха, отобранного из отсеков компрессора КВ1 и КВ2 соответственно и направляемого на охлаждение ступеней газовой турбины Т1 и Т2.

\

-—

Рис. 2. Технологическая схема ГТУ. КВ1 - первый отсек воздушного компрессора; КВ2 - второй отсек воздушного компрессора; Т1 -первая охлаждаемая ступень газовой турбины; Т2 - вторая охлаждаемая ступень газовой турбины; ТЗ -третья неохлаждаемая ступень газовой турбины; Т4 - четвертая неохлаждаемая ступень газовой турбины; Т01, Т02 - теплообменники охлаждения циклового воздуха; П- редуктор с генератором; КС-камера сгорания.

Во втором варианте теплообменники TOI и Т02 отключены, воздух проходит через байпас и не охлаждается. Оптимизационная задача включала 69 оптимизируемых параметров, среди которых давление газа на входе в турбину, температура газа на входе в турбину, расход топлива в камеру сгорания, расходы воздуха на охлаждение первой и второй ступеней турбины, средние диаметры решеток, шаги решеток, толщины стенок лопаток, коэффициенты высот лопаток и коэффициенты разложения профилей рабочих и сопловых лопаток по базовым профилям, число оборотов вала турбины. В качестве базовых профилей рассматривалось 4 профиля для сопловых лопаток и 4 профиля для рабочих лопаток. Оптимизация проводилась при условии, что мощность ГТУ лежит в диапазоне 49,5-50,5 МВт. Всего при оптимизации учитывалось 70 ограничений-неравенств.

Основные параметры ГТУ в оптимальных точках двух вариантов представлены в табл. 1. Как видно из результатов расчетов, снижение температуры охлаждающего

воздуха на 291 "К перед первой ступенью, в первом варианте, обеспечивает повышение КПД ГТУ на 1,17 %, а также сокращает общий расход воздуха на 20 %, по сравнению со вторым вариантом. Сокращение общего расхода воздуха, включая расход воздуха на охлаждение, уменьшает габариты проточной части (высоты лопаток), при этом увеличивается оптимальная частота вращения вала.

С использованием изложенного подхода проведены оптимизационные исследования ГТУ и ПГУ оптимальной мощности. Математическая модель рассматриваемой ПГУ, создана автором совместно с сотрудником отдела теплосиловых систем ИСЭМ СО РАН, к.т.н. Потаниной Ю.М., которая разработала математическую модель ее паровой части. Технологическая схема ПГУ представлена на рис. 3. Технологическая схема ГТУ соответствует технологической схеме газотурбинной части ПГУ. В качестве материала сопловых и рабочих лопаток охлаждаемых ступеней ГТ в расчетах приняты перспективные сплавы ВЖМб и ЖС26 . При решении оптимизационной задачи учитывались следующие ограничения: высоты рабочих лопаток ГТ не более 0,9 м, шаг рабочих и сопловых лопаток не менее 0,05 м, угол раскрытия проточной части для охлаждаемых ступеней ГТ не более 25°, угол раскрытия для неохлаждаемых ступеней не более 35°, скорость газа на выходе из сопловых лопаток ГТ не более скорости звука, влажность пара на выходе из последней ступени паровой турбины не более 14 %, концевые температурные напоры в теплообменных поверхностях котла-утилизатора не менее чем 5 К.

Таблица 1. Оптимальные параметры ГТУ

Наименование Значения

Вариант 1 Вариант 2

Температура газов на входе в турбину, К 1532 1447

Температура воздуха на охлаждение 1 ой ступе™, К 450 741

Температура воздуха на охлаждение 2 ой ступени, К 450 595

Температура газов за 1-ой ступенью, К 1268 1231

Температура газов за 2-ой ступенью, К 1075 1071

Температура газов за 3-ой ступенью, К 935 950

Температура газов на выходе, К 753 768

Давление газов на входе в турбину, МПа 2,33 1,84

Давление газов за 1-ой ступенью, МПа 1,25 1,03

Давление газов за 2-ой ступенью, МПа 0,6 0,54

Давление газов за 3-ей ступенью, МПа 0,308 0,305

Давление газов на выхлопе, МПа 0,105 0,105

Расход топлива (природный газ), кг/с 3,004 3,058

Расход продуктов сгорания, кг/с 140 175,6

Расход охлаждающего воздуха на 1-ую ступень, кг/с 20,5 24,1

Расход охлаждающего воздуха на 2-ую ступень, кг/с 5,8 5,6

Выходная высота согаговой лопатки 1-ой ступени, м 0,075 0,122

Выходная высота сопловой лопатки 2ой ступени, м 0,135 0,219

Выходная высота сопловой лопатки 3-ий ступени, м 0,278 0,419

Выходная высота сопловой лопатки 4-ой ступени, м 0,567 0,644

Выходная высота раб. лопатки ] -ой ступени, м 0,086 0,127

Выходная высота рабочей лопатки 2-ой ступени, м 0,171 0,246

Выходная высота раб. лопатки 3-ей ступени, м 0,425 0,526

Выходная высота раб. лопатки 4 -ой ступени, м 0,572 0,649

Максимальная температура сопловой лопатки 1 ст, К 1098,4 1099,01

Предельно-допустимое напряжение в сопловой лопатке 1 ст., МПа 230 229

Действующее напряжение в сопловой лопатке 1 ст, МПа 158,4 139,1

Максимальная температура рабочей лопатки 1 ст К 1099,68 1199,4

Предельно-допустимое напряжение в рабочей лопатке 1 ст., МПа 226 227

Действующее напряжение в рабочей лопатке I ст., МПа 137,54 135,6

Максимальная температура сопловой лопатки 2 ст., К 1097,89 1099,96

Предельно-допустимое напряжение в сопловой лопатке 2 ст., МПа 231 225

Действующее напряжение в сопловой лопатке 2 ст., МПа 180,5 169,1

Максимальная температура рабочей лопатки 2 ст., К 1070 1089,5

Предельно-допустимое напряжение в рабочей лопатке 2 ст., МПа 297 253

Действующее напряжение в рабочей лопатке 2 ст., МПа 161,7 204,4

Число оборотов ротора, об/мин 5398 4596

Мощность установки, МВт 50,47 49,66

Кпд нетто 1ТУ, % 34,49 33,33

Рис. 3. Технологическая схема ПГУ 1 - 2 - отсеки компрессора ГТ; 3 - камера сгорания ГТ; 4, 5 - охлаждаемые ступени ГТ; 6, 7 - неохлаждаемые ступени ГТ; 8-17 -котел-утилизатор; 26-30 - отсеки паровой турбины; 18, 21, 24 - барабаны-сепараторы; 19, 20, 22, 23, 25, 32, 33 - насосы; 31 конденсатор.

Всего при оптимизации ГТУ учитывалось - 156 ограничений-неравенств, а при оптимизации ПГУ-229 ограничений-неравенств.

При оптимизации для каждой сопловой и рабочей решетки ГТ принималось по 4 базовых профиля. Состав оптимизируемых параметров при оптимизации ГТУ был представлен выше. Всего учитывалось 130 оптимизированных параметров, из них 40 дополнительных параметров появилось в результате применения рассмотренного подхода к преобразованию логических условий. Оптимизация проводилась по указанным выше критериям.

Для проведения оптимизационных расчетов была принята следующая исходная информация. Цена топлива (природного газа) равнялась 100, 200 и 300 дол./ту.т. Удельная стоимость труб теплообменников, сделанных из перлитной стали - 10 тыс. дол./т, теплообменников, сделанных из углеродистой стали - 7 тыс. дол./т. Удельная стоимость паровой турбины - 100 дол./кВт (без стоимости конденсатора), насосов - 70 дол./кВт. Доля затрат на строительно-монтажные работы принята равной 30% от стоимости изготовления оборудования.

Доля стоимости неучтенного оборудования принята 40% от стоимости основного оборудования. Внутренняя норма возврата капиталовложений - 15%.

В соответствии с изложенньм подходом выполнено три серии оптимизационных расчетов. Каждая серия состоит из 5 расчетов: три расчета по критерию минимума цены электроэнергии при цене топлива 100 дол./ту.т., 200 дол./ту.т и 300 дол./ту.т; один расчет по критерию максимума КПД и один расчет по критерию минимума удельных капиталовложений.

Первая серия оптимизационных расчетов проводилась для ГТУ. Вторая серия для ПГУ, причем три параметра (давление воздуха за компрессором, температура газа перед газовой турбиной, расход топлива в камеру сгорания газовой турбины) в этой серии не оптимизировались, а принимались равными оптимальным значениям этих параметров в соответствующих оптимизационных расчетах 1-ой серии. Третья серия расчетов проводилась для ПГУ и отличалась от второй тем, что в состав оптимизируемых параметров были включены и три указанных выше параметра. Сопоставление результатов второй и третьей серий расчетов позволяет оценить эффективность согласованной оптимизации всех параметров цикла ПГУ и параметров проточной части ГТ (третья серия расчетов) по сравнению с эффективностью двухэтапной оптимизации, когда на первом этапе проводится согласованная оптимизация параметров цикла ГТУ и проточной части турбины (первая серия), а затем проводится отдельная оптимизация паровой части ПГУ (вторая серия). Следует отметить, что на практике, как правило, используется второй

вариант оптимизации ПГУ, когда на первом этапе разрабатывается ГТУ, а на втором - для этой ГТУ разрабатывается паротурбинная часть, при этом, зачастую в качестве критерия эффективности принимается максимум КПД.

В табл. 2, в качестве примера, представлены параметры проточной части ГТ полученные в результате одного из оптимизационных расчетов (сплав ВЖМб, серия три, минимум цены электроэнергии при цене топлива 100 дол./ту.т.). Как видно, действующие механические напряжения в металле сопловых и рабочих лопаток первой ступени и сопловых лопаток второй ступени, близки к предельно-допустимым. В табл. 3 и 4 даны результаты оптимизационных расчетов по трем сериям для двух указанных сплавов.

Как видно из табл. 3 и 4 переход при изготовлении сопловых и рабочих лопаток газовой турбины со сплава ЖС26 на сплав ВЖМ6 обеспечивает увеличение КПД с 61,4 до 63,02 % уменьшение удельных капиталовложений с 810,5 до 774,7 дол./кВт уменьшение цены электроэнергии: с 6,784 цент/кВтч до 6,530 цент/кВтч (при цене топлива 100 дол./ту.т.); с 9,01 до 8,786 цент/кВтч при (цене топлива 200 дол./ту.т.); с 11,19 до 10,91 цент/кВтч при (цене топлива 300 дол./ту.т.), при оптимизации по соответствующим критериям. Переход от последовательной оптимизации ГТУ и паровой части ПГУ к совместной оптимизации всех параметров ПГУ обеспечивает увеличение КПД нетто примерно на 2% и снижение цены электроэнергии в диапазоне 0,12-0,4 цент/кВтч

Таблица 2. Характеристики проточной части ГТ варианта третей серии при цене топлива 100 дол/ту .т. (сплав ВЖМб)

Наименование 1-ая ступень 2-ая ступень 3-ая ступень 4-ая ступень

Сопловая решетка Рабочая решетка Сопловая решетка Рабочая решетка Сопловая решетка Рабочая решетка Сопловая решетка Рабочая решетка

Давление газа на входе в Ра, МПа 1,23 0,91 0,66 0,47 0,31 0,243 0,197 0,156

Абсолютная скорость на входе в решетку с0, м/с 100 - 270,8 - 330 - 184 -

Абсолютная скорость на выходе из решетки, с,, м/с 548 - 579,8 - 520,7 - 414 -

Относительная скорость на входе в решетку Н'0, м/с - 246" - 483,3 - 266,6 - 482

Относительная скорость на выходе из решетки, Ч>1, м/с - 596 - 287 437 - 505,8

Конструктивный угол входа, град _ 94,1 93,9 89,5 92,8 88,7 90,9 93,8 93,6

Конструктивный угол выхода, град _ 26,6 26,5 29,6 32 30,6 23,8 24,4 30,3

Средний диаметр на выходе из ступени, м 3 3 3 3 2,94 2,81 2,74 2.98

Высота лопатки на выходе, м 0,151 0,182 0,231 0,281 0,444 0,834 1,05 0.897

Шаг решетки, м 0,071 0,112 0,064 0,07 0,245 0,260 0,161 0,161

Ширина решетки, м 0,176 0,111 0,110 0,103 0,419 0,379 0,251 0,256

Толщина стенки лопатки, м 0,0038 0,004 0,0034 0,0042 0,0026 0,0092 0,0045 0,0075

Максимальная температура лопатки, К 1330 1310,7 1304,4 1258,4 1342 1288 1238 1169

Действующее напряжение в лопатке, МПа 41,9 82,4 95,18 77,16 19,8 17,1 150 95,5

Предельно-допустимое напряжение в лопатке, МПа 46,15 85,58 95,59 149,57 22,23 118 166 243,2

Температура воздуха на входе в лопатку, К 662 700,7 516 627 - - - ■

Температура воздуха на выходе из лопатки, К 700,7 756,3 627 742,3 - - - -

Давление воздуха на входе в лопатку, МПа 1,1 0,913 0,58! 0,419 - - - -

Давление воздуха на выходе из лопатки, МПа 0,913 0,785 0,419 0,39 - - - -

Расход воздуха на входе в каждую лопатку, кг/с 0,43 0,68 0,129 0,142 - - - -

Мощность ступени, МВт 155,11 172,12 119,61 109,4

Показатель Сплав ВЖМ6

Критерий эффективности

шах КПД тт С' Сг = 300 дол./ту.т. 1ШП С* Ст = 200 долУту.т. тш С' Ст =100 дол./ту.т. шш Куд

Номера серий расчетов

1* 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3

кпд,% 42,18 61,01 63,02 40,08 59,17 57,36 39,75 57,34 54,69 38,32 54,74 53,3 31,3 47,15 46,57

Цена электроэнергии при различных ценах топлива, цент/кВт ч

- 300 долУту.т. 15,33 15,12 13,84 14,03 11,05 10,93 14,05 11,29 11,03 14,27 11,42 11,13 16,05 11,87 11,95

- 200 дол./ту.т. 12,42 13,19 11,89 10,97 8,97 8,79 10,96 9,16 8,78 11,07 9,17 8,83 12,13 9,27 9,32

- 100 дол./гу.т. 9,51 11,1 9,94 7,91 6,9 6,65 7,88 7,02 6,55 7,87 6,93 6,53 8,21 6,67 6,68

Оптимальная полезная мощность ГТУ, МВт 182,8 177,1 234,8 322,0 316,3 321,7 330,3 310,5 322,2 333,8 313,4 309,2 322,0 320,2 3114

Оптимальная полезная мощность ПГУ, МВт - 264,5 362,5 - 475,3 527,9 ■ 476,3 523,6 - 476,6 510,7 - 485,0 480,6

Удельные капиталовложения, долЛВт 1264 1737 1531,5 929,4 924,1 863,8 917,3 933,9 822,7 894,3 898,2 809,4 822 779 774,7

Давление газа на входе в ГТ, МПа 3,27 3,27 2,84 2,4 2,4 1,62 2,33 2,33 1,41 2,08 2,08 1,23 1,11 1,11 1,01

Температура газов на входе ГТ, К 1829 1829 2041,1 1950 1950 1963 1950 1950 1924 1947 1947 1892 1841 1841 1842

Расход топлива в камеру сгорания ГТ, кг/с 8,65 8,65 11,48 16,03 16,03 18,37 16,58 16,58 19,11 17,38 17,38 19,12 20,53 20,53 20,73

Давление острого пара, МПа - 15,9 19,7 - 16,93 17,4 - 16,94 15,7 - 14,9 15,4 - 12,27 11,48

Температура острого пара, К - 836 808,2 - 789,3 805,6 - 785,3 786,1 - 778,8 739 - 767 780

Расход пара на паровую турбину, кг/с - 54,28 79,1 - 96,69 128,8 - 102,5 130,2 - 102 129,9 - 106,7 108,5

Расход охлаждающего воздуха на 1-ую ступень ГТ, кг/с 43,86 42,6 63,79 61,4 60,3 70,69 62,7 63,18 63,2 64,1 64,8 51 „2 51,9 51 50,89

Расход охлаждающего воздуха на 2-ую ступень ГТ, кг/с 10,34 9,55 21,05 20,1 19,28 24,79 21,1 19,25 21,01 20,6 19,59 19,11 18,7 17,38 17,34

Суммарная площадь нагревательных поверхностей, м2 - 275822 384794 - 49460 55164 - 49240 52584 - 37182 34218 - 16839 15951

Полезная мощность паротурбинной части, МВт - 87,37 127,7 - 158,93 206,2 - 165,83 201,4 - 163,2 201,5 - 164,8 169,3

Таблица 4 Основные результаты оптимизации по трем сериям для сплава ЖС26

Показатель Сплав ЖС26

Критерий эффективности

шах КПД пип С* Ст = 300 дол./ту.т. пип С' Ст = 200 дол./ту.т. 1ШП С Ст = 100 дол./ту.т. тш Куд

Номера серий расчетов

2 3 X 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3

кпд, % 41,37 59,56 61,4 39,37 58 56,35 39,08 57,49 55,5 37,19 54,66 52,97 31,58 47,94 47,3

Цена электроэнергии при различных ценах топлива, цент/кВт ч

- 300 дол./ту.т. 16,3 17,1 14,6 14,42 11,42 11,19 14,44 11,31 11,22 14,744 11,44 11,41 16,25 11,94 12,02

- 200 дол./ту.т. 13,34 15,1 12,60 11,31 9,31 9,03 11,29 9,17 9,01 11,44 9,20 9,10 12,37 9,38 9,42

- 100 дол./ту.т. 10,38 13,01 10,61 8,18 7,19 6,84 8,16 7,04 6,80 8,14 6,95 6,78 8,49 6,82 6,82

Оптимальная полезная мощность ГТУ, МВт 159,1 155,2 301,1 309,1 296,5 281 306 299,6 284 309,7 302,6 274,17 289,6 291,4 244,9

Оптимальная полезная мощность ПГУ, МВт - 229,1 409,25 - 455,3 504,1 - 450,1 517,6 - 455,14 509,72 - 439,7 460,38

Удельные капиталовложения, дол./кВт 1419 2104 1648 971 971 892 961 939,5 879,3 927,9 901,7 855,1 882 816,6 810,5

Давление газа на входе в ГТ, МПа 3,24 3,24 2,76 2,3 2,3 1,61 2,2 2,2 1,52 1,88 1,88 1,34 1,16 1,16 1,07

Температура газов на входе ГТ, К 1720 1720 1962 1875,8 1875,8 1916 1875,1 1875,1 1907 1866 1866 1865 1785 1785 1801

Расход топлива в камеру сгорания ГТ, кг/с 7,67 7,67 13,28 15,66 15,66 17,85 15,62 15,62 18,6 16,61 16,61 19,2 18,3 18,3 19,42

Давление острого пара, МПа - 11,93 19,59 - 17,2 17,02 - 16,4 18,1 - 14,89 16,31 - 12,96 12,4

Температура острого пара, К - 784,5 803,9 - 789 796,8 - 778,4 783,1 - 748,2 782,2 - 779 781

Расход пара на паровую турбину, кг/с - 52,7 89,25 ■ 96,34 124,37 - 92,04 127,3 - 93,4 127,4 - 95,11 108,7

Расход охлаждающего воздуха на 1-ую ступень ГТ, кг/с 45,24 44,7 81,11 64,4 65,37 74,2 63,4 63,2 75,54 62,81 63,31 67,6 53,5 51,91 55,94

Расход охлаждающего воздуха на 2-ую ступень ГТ, кг/с 9,07 7,39 24,86 20,76 18,76 27,59 21,03 18,1 27,16 22,3 19,66 25,48 16,5 16,38 17,76

Суммарная площадь нагревательных поверхностей, л<2 - 527881 254630 - 63504 55573 - 47654 42426 - 36823 35161 - 17427 16128

Полезная мощность паротурбинной части, МВт - 73,9 146,2 - 158,8 198,2 - 150,5 204,8 - 152,5 201,8 - 148 168,2

* 1 - оптимизация ГТУ, 2 - оптимизация ПГУ с фиксированными параметрами ГТУ, оптимальными для серии 1,3- оптимизация ПГУ с оптимизацией всех параметров

Заключение:

1. Предложен подход к "плавной" оптимизации профилей сопловых и рабочих лопаток газовых турбин, основанный на представлении текущего (искомого) профиля в виде линейной комбинации базовых профилей.

2. Разработана система математических моделей, описывающих охлаждаемую проточную часть газовой турбины, пригодная для решения задач оптимизации параметров проточной части, совместно с оптимизацией параметров цикла ГТУ или ПГУ.

3. Разработан метод замены логических условий, используемых в математической модели расчета проточной части газовой турбины, на дополнительные ограничения-неравенства и дополнительные оптимизируемые параметры в задаче оптимизации газотурбинной или парогазовой установки, позволяющий обеспечить выпуклость решаемой задачи математического программирования

4. Предложен подход к оценке капиталовложений в газотурбинную установку; с его использованием построена зависимость, связывающая капиталовложения в ГТУ с термодинамическими параметрами рабочего тела на входе в газовую турбину и расходом воздуха через компрессор (на основе обработки данных о стоимостях и параметрах 15-и ГТУ).

5. Представлены постановки задач согласованной оптимизации параметров цикла и параметров проточной части ГТУ и ПГУ по критериям энергетической и экономической эффективности, дано определение ГТУ и ПГУ оптимальной мощности.

6. Приведены результаты решения задач оптимизации ГТУ мощностью 50 МВт по критерию максимума КПД с использованием для изготовления охлаждаемых сопловых и рабочих лопаток газовой турбины сплава ЖСб-К. Расчеты проводились для схем ГТУ с предварительным отбором тепла от охлаждающего проточную часть газовой турбины воздуха, и без такого отбора.

7. Проведены оптимизационные расчеты ПГУ и ГТУ оптимальной мощности по критериям максимума КПД, минимума удельных капиталовложений и минимума цены электроэнергии при различной стоимости топлива. Расчеты проводились для перспективных лопаточных сплавов ЖС26 и ВЖМб. Дана оценка увеличения энергетической и экономической эффективности ГТУ и ПГУ при переходе от сплава ЖС26 к сплаву ВЖМб, а также при переходе от раздельной оптимизации ГТУ и паровой части ПГУ к их совместной оптимизации.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Научные статьи, опубликованные в изданиях, рекомендованном в перечне ВАК

1. Клер A.M. Захаров Ю.Б. Оптимизация параметров цикла ГТУ и конструктивных

параметров проточной часта газовой турбины с охлаждаемыми сопловыми и рабочими лопапсами.

// Теплофизика и аэромеханика. Вып. 4, Т. 19. - Новосибирск, 2012. - С. 449-459.

2. Клер A.M. Захаров Ю.Б. Оптимизация параметров газотурбинной установки с

охлаждаемой проточной частью.// Вестник ИрГТУ. Вып. 12(59). - Иркутск, 2011.- С. 227234.

Публикации в других изданиях:

1. Захаров Ю.Б. Расчет ступени газовой турбины с продольным течением охлаждающего воздуха // Системные исследования в энергетике. Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 39. -Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2009. - С. 102-112.

2. Клер A.M. Захаров Ю.Б. Разработка математической модели конструкторского расчета газовой турбины с охлаждением.// Материалы Всероссийской научно-практической конференции с международным участием Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири. - Иркутск: ИрГТУ, 2010. -С. 228-234.

3. Захаров Ю.Б. Расчет конструкторских параметров газовой турбины с охлаждением.// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 40. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2010. - С. 165-174.

4. Клер A.M. Захаров Ю.Б. Оптимизация параметров конструкторской модели ГТУ, применимой для режимных расчетов// Энергетика и теплотехника: сборник научных трудов. Вып. 16. - Новосибирск: Издательство НГТУ, 2011.-. С. 7-28.

5. Захаров Ю.Б. Оптимизационный конструкторский расчет модели газотурбинной установки с охлаждением.// Современные техника и технологии: сборник трудов. Вып. 17 Т.З. - Томск: Издательство ТПУ., 2011. - С. 201-202.

6. Захаров Ю.Б. Оптимизация параметров конструкторской модели газотурбинной установки с охлаждением// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 41. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2011. - С. 111-125.

7. Захаров Ю.Б. Совместная оптимизация параметров цикла ГТУ иконструктивных

параметров проточной части газовой турбины с охлаждением сопловых и рабочих лопаток// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 42. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2012. - С. 126-137.

8. Захаров Ю.Б., Потанина Ю.М. Совместная оптимизация параметров цикла и проточной части газовой турбины для ГТУ и ПГУ большой мощности// Современные технологии в энергетике - основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС. Москва: ВТИ, 2012. - С. 175-184

РФ.

Захаров Ю.Б.

Лицензия ИД N0 00639 от 05.01.2000. Лицензия ПЛД N0 40-61 от 31,05,1999 Бумага писчая формат 60x84 1/16 Офсетная печать Печ. л. 1,33 Тираж ЮОэкз.Заказ N0 179.

Отпечатано полиграфическим участком ИСЭМ СО РАН 664033, г. Иркутск, ул.Лермонтова, 130.

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ СОГЛАСОВАННОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ЦИКЛА ГТУ И ПГУ И ПАРАМЕТРОВ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГТ.

1.1 Постановка задачи согласованной оптимизации

1.2 Построение базовых профилей

1.3 Определение координат текущего профиля

Глава 2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СТУПЕНИ ГАЗОВОЙ

ТУРБИНЫ

2.1 Газодинамический расчет

2.2 Определение потерь в турбинной решетке

2.3 Схема охлаждения

2.4 Теплообмен в лопатках ГТД

2.5 Расчет гидравлического сопротивления и теплоотдачи в каналах охлаждения лопаток

2.6 Прочностной расчет сопловых и рабочих лопаток

2.7 Современные математические модели рабочих процессов газотурбинных двигателей

2.8 Методика определения стоимости ГТУ

2.9 Постановка задачи оптимизации ГТУ и ПГУ по критерию экономической и энергетической эффективности

2.10 Подход к учету логических условий в математических моделях ТЭУ при оптимизационных расчетах

Глава 3 ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ РАСЧЕТЫ ГТУ И ЛГУ

3.1 Оптимизация ГТУ по критерию энергетической эффективности

3.2 Оптимизация ГТУ и ПГУ оптимальной мощности с охлаждаемыми лопатками газовых турбин из перспективных сплавов

Актуальность работы

Высокая энергетическая и экономическая эффективность современных ГТУ и ПГУ определяется в первую очередь высокими температурами продуктов сгорания перед газовыми турбинами. Эти температуры достигаются за счёт интенсивного охлаждения сопловых и рабочих лопаток турбин. В качестве охлаждающего агента в системах охлаждения используется цикловой воздух, поступающий от компрессора газотурбинной установки; но возможно использование и других теплоносителей, в первую очередь, водяного пара, поступающего от паровой части ПГУ.

При оптимизационных исследованиях ГТУ и ПГУ одной из важнейших задач является задача выбора начальных параметров цикла, т.е. параметров продуктов сгорания (температуры, давления) и их расхода на входе в газовую турбину. Эта задача не может быть качественно решена без расчёта процессов охлаждения сопловых и рабочих лопаток турбины. В свою очередь данный расчёт возможен лишь в рамках комплексного расчёта ступеней газовой турбины, включающего выбор профилей и шагов сопловых и рабочих лопаток, их газодинамического расчёта, расчёта теплообменных процессов и прочностного расчёта.

В силу сложности указанных расчётов их включение в математические модели ГТУ или ПГУ, предназначенные для оптимизации их параметров, до последнего времени было невозможно. Поэтому оптимизация параметров этих теплоэнергетических установок (ТЭУ) проводилась при фиксированных параметрах продуктов сгорания перед газовой турбиной, а зачастую и при заданных типоразмерах этих турбин. При этом оптимизация сводилась лишь к оптимизации параметров и схемы паровой части ПГУ, т.е. котлов-утилизаторов, паротурбинных установок и их систем регенерации. Вопросам оптимизации параметров циклов ГТУ и ПГУ посвящено достаточно большое количество работ.

Задачи комплексной технико-экономической оптимизации ПГУ с использованием методов нелинейного математического программирования рассматриваются в работах ИСЭМ СО РАН [1,2] и в работах зарубежных авторов[3-6].

Работы, описывающие опыт создания и эксплуатации ПГУ-450 (ВТИ) [7,8] в России подтверждают, что сначала выбираются оптимальные параметры термодинамического цикла, а затем под них подбирают ГТУ и другой состав оборудования, что не соответствует комплексному подходу к проектированию таких установок. При этом являясь передовыми в России, установки ПГУ-450Т служат ориентиром для проектирования ПГУ в широком диапазоне мощностей уровнем ниже 450 МВт.

Сотрудниками ЛМЗ [9] проводится сравнительный термодинамический анализ одно, двух и трехконтурной конденсационной ПГУ, а также при включении в эти схемы подогревателя циклового воздуха, поступающего в камеру сгорания газовой турбины. Приводятся рекомендации по выбору оптимального давления перед паровой турбиной в цикле ПГУ. В выводах работы признается, что термодинамически наиболее эффективной является трехконтурная по давлению ПГУ по сравнение с двух и одноконтурными. Установка в котле-утилизаторе газового подогревателя воздуха дает прирост КПД 0,7%. Расчеты паросиловой части проходят для установки ГТЭ-160.

В работах МЭИ [10-12] предлагается методика конструкторского расчета паросиловой части трехконтурной по давлению утилизационной ПГУ. Указывается, что рассматриваемые ПГУ строят на основе газовых турбин, имеющих температуру газа на выходе не менее 570°с градусов. Анализируются влияния температур и давлений на энергетические характеристики котла-утизизатора, цилиндров паровой турбины. Предполагается, что методика может использоваться не только для вариантных расчетов, но и для оптимизационных. Расчеты по методике выполнены для зарубежных газовых турбины мощностью от 160 до 236 МВт.

Работа НГТУ [13], посвященная парогазовым установкам, основывалась на исследованиях на математических моделях по получению оптимальных схемно-параметрических и технико-экономических решений для ПГУ-ТЭЦ с газосетевыми подогревателями, результаты сравнивались с результатами паротурбинных ТЭЦ. Поиск оптимальных решений проводится при фиксированной максимальной границе температуры газовой турбины 1227 °с градусов.

Исследования НГТУ [14,15], проводимые для ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро и теплоэнергии, синтез-газа и водорода показали, что такие ПГУ имеют в 1,1-1,47 раза большую технико-экономическую эффективность при сравнении с пылеугольными ТЭС, реконструированными путем газотурбинной надстройки. Указывается преимущество выбора того или иного газификатора для схем ПГУ, определяются инвестиции. Но данные исследования не учитывают особенности детального расчета проточной части газовой турбины с охлаждающим воздухом.

В СГТУ [16] проведен сравнительный анализ различных схем отопительных ПГУ, различающихся способами утилизации теплоты уходящих газов ГТУ, вариантами схем паротурбинной части, применением камер дожигания топлива в среде уходящих газов ГТУ, а также способами покрытия графиков тепловых нагрузок. Определяются способы обеспечения надежности от теплофикационных ПГУ ТЭЦ. Расчеты в данной работе сводятся к определению параметров паротурбинных частей рассматриваемых ПГУ малой мощности.

В МЭИ [17] разрабатывается модель энергоблока ПГУ-450 для тренажерного комплекса. При расчете параметров ГТУ использовались зависимости параметров ГТУ, полученные на заводе изготовителе.

Разработанные модель и её программная реализация в [18] позволяет рассчитать показатели работы контактных ПГУ с учетом особенностей их схемы. С использованием этой программы произведена оптимизация 6 параметров ГТУ, по результатам которой возможно выбрать оптимальную степень повышения давления в компрессоре при разработке схем контактных ПГУ. В работе показано, что степень повышения давления мало зависит от глубины утилизации теплоты парогазовой смеси после котла-утилизатора, но существенно растет с увеличением начальной температуры газов в цикле. Модель учитывает влияние доли водяных паров в парогазовой смеси на выбор теплоперепадов в ступени. Расчет ГТУ производится с учетом зависимости КПД компрессора и ГТ от степени повышения давления в компрессоре и степени расширения в турбине в зависимости от основных свойств рабочих тел от температуры.

В МЭИ [19] проводят моделирование и исследования ПГУ с паровым охлаждением проточной части. За основу принимаются параметры низкотемпературной газовой турбины ГТ-160 с фиксированными параметрами продуктов сгорания. В работе учитывается состояние лопаток выбранного профиля, профили не оптимизируются. В модели подробным образом определяются расходы воздуха для поддержания выбранной допустимой температуры лопаток, при этом не учитывается влияние напряжений. По сути, работа представляет создание математической модели поверочного расчета паросиловой части ПГУ с учетом влияния выпуска пара в проточную часть ГТ, для того чтобы показать преимущественное влияние закрытой схемы парового охлаждения над открытой.

В исследовании ЛМЗ [20], посвященном оптимизации параметров паросиловой части схем различных бинарных ПГУ, используются алгоритмы одномерной оптимизации, основанные на комбинированном применении численных методов золотого сечения, бинарного поиска и квадратичной апроксимации. Задача оптимизации ПГУ имеет как односторонние, так и двусторонние ограничения. Сходимость алгоритма оптимизации в указанной работе обеспечивается правильным подбором диапазона варьируемых переменных.

В [21] анализ состояния освоения ПГУ в России показывает, что разработки и потенциал для появления качественных высокотемпературных ГТУ отсутствуют и поэтому это направление является перспективным. Автор считает также, что более близкой перспективой является проработка и создание высокотемпературных паросиловых установок, входящих в состав ПГУ, как вариант увеличения экономичности парогазовых установок. В работе представлена методика моделирования паросиловой части на основе газовой турбины GT26, проводятся расчеты. Одним из выводов в работе является утверждение о том, что трехконтурные бинарные ПГУ имеют энергетический оптимум, совмещенный с максимальной мощностью ПТУ при давлении пара перед ПТ 16 МПа.

В труде МЭИ [22] сделан акцент на повышение эффективности ПГУ при модернизации котла-утилизатора. Математическое моделирование и проведение экспериментов показывают, что применяемые в работе диффузорные пучки труб в теплообменниках превосходят по всем показателям обычный шахматный пучок.

В работе [23] предлагается методика оценки эксергетического КПД ПГУ. Предполагается, что эта методика может использоваться для комплексного исследования и оптимизации ПГУ.

По исследованиям, на математической модели паросилового цикла, где базовым источником тепла является газовая турбина PG9351 в Southeast University (Nanjing) [6] отмечается, что бессмысленно с точки зрения энергетической эффективности поднятие начальной температуры пара в комбинированном цикле выше 590° С. Авторами гораздо более эффективным признается дополнительная установка теплового регенератора ГТУ, вместо дальнейшего увеличения параметров паросилового цикла.

Анализ проведенных работ показывает, что, как уже отмечалось, задачи оптимизации параметров цикла решаются при заданных параметрах продуктов сгорания на входе в газовую турбину. При этом часто задаются типоразмеры проточной части.

Достаточно очевидно, что такое "сужение" оптимизационной задачи не позволяет выполнить согласованную оптимизацию параметров газовой турбины и остальной части ГТУ или ПГУ и найти наиболее эффективные технические решения, как по параметрам ПГУ, так и по её технологической схеме.

Следует отметить, что расчетом и оптимизацией проточных частей различных турбомашин, в том числе и охлаждаемых газовых турбин, посвящено достаточно большое число работ [24-36].

В работе [24] предлагается методика по совершенствованию геометрии сложнопрофильных элементов проточной части. На основе метода главных компонент приводится пример построения спинки промежуточного профиля при плавном изменения координат, получаемых из данных заданного числа профилей. Число профилей при этом должно быть не менее пяти. Приведен пример коррекции координат профиля спинки по критерию качества обтекания, при этом отклонение плавно изменяющих линий не превышает

0,5 мм. В работе также уделен вопрос плавного перехода сечений лопатки при её проектировании в процессе определения координат промежуточных сечений по высоте. Показано, что при восстановлении промежуточных сечений интерполяционными методами, используемыми на практике, возникает объемное искажение лопатки по высоте, неплавный переход сечений. Для устранения этого недостатка предлагается также использовать метод главных компонент с введением предлагаемого в работе эвристического критерия плавного перехода. Приводится схема трехрядного преобразования (сжатия) параметров набора шести решеток по высоте из 192 до 6 параметров. Управление 6-ю последними позволяет, путем обратного преобразования в матрицы, описывающие 192 параметра, оценивать рассеяние расчетных характеристик компрессоров и турбины. При этом в работе не говорится о наличии и контроле ошибок при таком построении промежуточных вариантов. Также не указывается, какие данные профилей подвергаются преобразованию, происходит ли построение профиля 9 промежуточного сечения по характерным параметрам с помощью метода профилирования или построение промежуточных сечений происходит покоординатно для выбранных точек профиля.

В работе УГТУ [25] проводится оптимизация проточной части на основе известных и доработанных автором аналитических зависимостей трех видов КПД проточной части от остальных параметров потока на среднем диаметре. Модель учитывает изменения угла поворота первого ряда регулируемых сопловых решеток (РСА). Даются рекомендации по выбору углов степени реактивности, отношения скоростей, коэффициентов расхода. Полученные результаты согласуют с проводимым на натурной ГТУ экспериментом.

Автором в работе [26] осуществляется поиск оптимальных параметров в межвенцевых зазорах турбины методом направленного перебора газодинамических параметров одномерного расчета, определенных на среднем диаметре. Метод, по мнению автора, определяет оптимальную разбивку теплоперепадов в проточной части.

В [27] предлагается метод оптимизации проточной части в качестве метода аэродинамической оптимизации профилей турбинных лопаток как альтернатива методам решения обратных краевых задач по построению оптимального профиля решеток турбомашин. Рассматривается построение профилей решеток как по критерию с максимального аэродинамического качества, так и по критерию минимального сопротивления. Получаемые при этом профили могут быть нереализуемыми, метод не адаптирован под охлаждаемые лопатки с толстыми выходными и входными кромками.

С помощью комплекса математического моделирования в [28] было выполнено расчетное исследование влияния безусловных параметров ступени (число Рейнольдса, число Маха, величина зазоров ит.п.) на суммарный КПД, потери в элементах ступени и оптимальные соотношения большого количества ступеней. В каждом случае параметры оптимизации варьируются с целью получения наибольшего КПД для данной конкретной комбинации безусловных параметров. Предложена формула для приближенного определения КПД оптимизированных ступеней.

Сложность и невыпуклость задач оптимизации, используемых для ступеней ГТ, делает их решение в рамках общей задачи оптимизации цикла практически невозможным.

Следует отметить, что прогресс вычислительной техники, в последние годы, резко расширил возможность решения крупных задач, связанных со значительным объемом вычислений и требующих больших объемов машинной памяти. Это сделало актуальной проблему разработки методов и алгоритмов расчёта охлаждаемой проточной части газовых турбин, пригодных для включения в состав оптимизационных математических моделей ГТУ и ПГУ и проведения согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров проточной части охлаждаемой ГТ. Создание таких методов и алгоритмов и проведение на их основе оптимизационных исследований и является целью данной работы.

Цели работы

Создание методики согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров проточной части газовой турбины (ГТ), пригодной для этого математической модели охлаждаемой проточной части ГТ и проведение оптимизационных исследований перспективных ГТУ И ПГУ.

Основные задачи исследований:

1) Создание методики согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров охлаждаемой проточной части газовой турбины, позволяющей непрерывно менять как параметры цикла, так и параметры проточной части, включая параметры, определяющие форму проточной части сопловых и рабочих лопаток.

2) Создание математической модели проточной части, объединяющей газодинамический расчёт, расчет теплообмена в сопловых и рабочих лопатках и прочностной расчет лопаток.

11

3) Разработка подхода к использованию в математической модели проточной части турбины логических условий, позволяющего оставаться при этом в рамках нелинейного, выпуклого программирования.

4) Выполнение оптимизационных исследований перспективных ГТУ и ПГУ с использованием критериев энергетической и экономической эффективности.

Научная новизна:

• Впервые предложена методика согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров охлаждаемой проточной части ГТ, основанная на представлении оптимизируемых профилей лопаток ГТ, как линейных комбинаций базовых профилей.

• Впервые разработана пригодная для "непрерывной" оптимизации модель проточной части ГТ, включающая газодинамический расчет, расчет теплообмена, аэродинамический и прочностной расчет.

• Предложен оригинальный подход для преобразования оптимизационной задачи с логическими условиями к задаче выпуклого нелинейного программирования, основанный на замене логических условий дополнительными ограничениями-неравенствами и дополнительными оптимизируемыми параметрами.

• Проведена оптимизация ПГУ и ГТУ по критериям экономической и энергетической эффективности для случаев изготовления сопловых и рабочих лопаток из перспективных сплавов ВЖМ6 и ЖС26. При этом для каждого критерия найдена оптимальная электрическая мощность ГТУ и ПГУ, при которой соответствующий критерий достигает максимального значения.

Во введение проводится обзор работ, посвященных оптимизации параметров цикла ПГУ и ГТУ. Делается вывод о том, что эти работы проводились при фиксировании параметров газотурбинной части. Дается описание работам, посвященным оптимизации проточной части газовых турбин.

В первой главе приводятся работы по построению и оптимизации проточных частей газовой турбины. Делается вывод о неприменимости существующих методик построения и оптимизации проточной части для совместной оптимизации параметров цикла ПГУ и ГТУ и параметров проточной части газовой турбины. Излагается постановка задачи согласованной оптимизации параметров цикла ГТУ и ПГУ и оптимизации параметров проточной части газовой турбины.

Вторая глава посвящена изучению методик различных видов расчетов ступеней и выбору из них наиболее подходящих для построения на их основе математической модели ступени газовой турбины, пригодной для рассматриваемой оптимизационной задачи. Выбирается схема охлаждения ступени ГТ. Делается обзор современных российских и зарубежных комплексов по расчету газовых турбин. Автором предлагается методика определения стоимости газотурбинного двигателя, для технико-экономических исследований ПГУ. Описывается подход к учету логических условий в математической модели ГТ.

В третьей главе проводятся оптимизационные расчеты по критерию энергетической эффективности ГТУ с предварительным отводом тепла от охлаждающего лопатки воздуха. Представлены результаты оптимизационных расчетов по критериям энергетической и экономической эффективности для ГТУ и ПГУ с перспективными лопаточными сплавами ЖС26 и ВЖМ6.

Делается вывод о влиянии вида сплава на энергетические и экономические показатели установок. Практическая значимость:

Разработанный подход позволяет для конкретных условий (материала лопаток, цены оборудования и топлива) найти наилучшие технические параметры для ГТУ и ПГУ.

Заключение:

1. Предложен подход к "плавной" оптимизации профилей сопловых и рабочих лопаток газовых турбин, основанный на представлении текущего (искомого) профиля в виде линейной комбинации базовых профилей.

2. Разработана система математических моделей, описывающих охлаждаемую проточную часть газовой турбины, пригодная для решения задач оптимизации параметров проточной части, совместно с оптимизацией параметров цикла ГТУ или ПГУ.

3. Разработан метод замены логических условий, используемых в математической модели расчета проточной части газовой турбины, на дополнительные ограничения-неравенства и дополнительные оптимизируемые параметры в задачи оптимизации газотурбинной или парогазовой установки, позволяющий обеспечить выпуклость решаемой задачи математического программирования

4. Предложен подход к оценке капиталовложений в газотурбинную установку; с его использованием построена зависимость, связывающая капиталовложения в ГТУ с термодинамическими параметрами рабочего тела на входе в газовую турбину и расходом воздуха через компрессор (на основе обработки данных о стоимостях и параметрах 15-и ГТУ).

5. Представлены постановки задач согласованной оптимизации параметров цикла и параметров проточной части ГТУ и ПГУ по критериям энергетической и экономической эффективности, дано определение ГТУ и ПГУ оптимальной мощности.

6. Приведены результаты решения задач оптимизации ГТУ мощностью 50 МВт по критерию максимума КПД с использованием для изготовления охлаждаемых сопловых и рабочих лопаток газовой турбины сплава ЖС6-К. Расчеты проводились для схем ГТУ с предварительным отбором тепла от охлаждающего проточную часть газовой турбины воздуха, и без такого отбора.

7. Проведены оптимизационные расчеты ПГУ и ГТУ оптимальной мощности по критериям максимума КПД, минимума удельных капиталовложений и минимума цены электроэнергии при различной стоимости топлива. Расчеты проводились для перспективных сплавов ЖС26 и ВЖМ6, используемых для изготовления сопловых и рабочих лопаток газовой турбины. Дана оценка увеличения энергетической и экономической эффективности ГТУ и ПГУ при переходе от сплава ЖС26 к сплаву ВЖМ6, а также при переходе от раздельной оптимизации ГТУ и паровой части ПГУ к их совместной оптимизации.

1. Попырин J1.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. - М. ¡Энергия, 1987- 416 С

2. Клер A.M., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. и др.Теплосиловые системы: Оптимизационные исследования Новосибирск; Наука, 2005 - 236 с.

3. Toffolo A., Lazaretto A. Evolutionary algorithms for multi-objective energetic and economic optimization in thermal system design//Energy.-2002.-Vol.27.-№6.-P.-549-569.

4. EI-Masri M. A. A Modified, High-Efficiency, Recuperated Gas Turbine Cycle// ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988. № 2. -P. 233 -250.

5. C. Casarosa, F. Donatini, A. Franco. Thermoeconomic optimization of heat recovery steam generators operating parameters for combined plants// Energy, 29(2004): pp.389^14

6. W. Xiang, Y. Chen. Performance improvement of Combine Cicle Power Plant Based on the Optimization of the Bottom Cycle and Heat Recuperation// Journal of Thermal Science Vol/16, №1. p.84-89.

7. Березинец П.А Гриненко B.M. Долинин И.В., Кондратьев В.Н., Копсов А.Я., Костюк Р.И., Ольховский Г.Г. Петров Ю.В., Радин Ю.А. Создание о освоение отечественной теплофикационной парогазовой установки// Теплоэнергетика. 2011. №6. С. 4-11.

8. Дьяков А.Ф. Березинец П.А. Грибов В.Б. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Статические характеристики// Электрические станции. 1996. №7. С. 11-16.

9. Ковалевский В.П. Термодинамическая эффективность конденсационных схем бинарных ПГУ с газовым подогревом циклового воздуха// Теплоэнергетика. 2011. №9. С. 45-50.

10. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. Выбор параметров и конструкторский расчет трехконтурных ПГУ с вакуумным деаэратором и промежуточным перегревом пара// Теплоэнергетика. 2011. №3. С. 67-73.

11. Трухний А.Д., Паршина Н.С. Конструкторский расчет трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара// Теплоэнергетика. 2010. №2. С. 12-18.

12. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. исследование влияния параметров паросилового цикла на экономичность и надежность трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара// Теплоэнергетика. 2012. №9. С. 69-76.

13. Григорьева O.K. Комплексное исследование ПГУ пылеугольных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями. :дис. К.т.н. -Н., 2006 124с

14. Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Кузьмин А.Г. Технико-экономические показатели ПГУ ТЭЦ с газификацией угля.// Научный вестник НГТУ 2009г. №3 с. 1-10

15. Кузьмин А.Г. Комплексные технико-экономические исследования ПГУ с поточными газификаторами.:дис. к.т.н. -Н., 2009 152с.

16. Соколов A.A. Системная эффективность отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергосбережения.:дис. к.т.н. -СГТУ., 2004 190с.

17. Обуваев A.C. Разработка и исследование аналитической модели Энергоблока ПГУ-450.:дис. К.т.н. -М, 2011 236с

18. Качан С.А. Структурно-параметрическая оптимизация теплофикационных ПГУ автореф. дис. к.т.н., Минск, 2000г., с.23

19. Цирков М.Б. Совершенствование утилизационных ПГУ за счет использования парового охлаждения газовых турбин.: дис. к.т.н. -М., 2007 -с.178

20. Верткин М.А. Выбор принципиальной тепловой схемы и оптимизация номинальных параметров паросиловой части бинарных ПГУ// дис. к.т.н СпБ, 2002г., с. 189.

21. Лукьянова Т.С. Расчет тепловых схем трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара и их исследование // автореф.дис. М, 2012г., с.20.

22. Прохоров. М.И. разработка и исследование теплообменных поверхностей ПГУ с улучшенными энергетическими характеристиками,// М.: 2003г. с. 176

23. Скляров Д.В. Анализ потерь эксергии и повышение использования топлива на ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами. Автореф. Дисс. к.т.н. СпБ 2003, с.20

24. Шишкин В.Н. Газодинамическое совершенствование сложнопрофильных элементов проточной части ГТД методами структурного анализа// автореф. дис. к.т.н Рыбинск, 1997, с. 18

25. Комаров О.В. Исследования и одномерная оптимизация проточной части свободных силовых турбин с регулируемой первой ступенью приводных ГТУ и ГТД// . дис. к.т.н Екатеринбург, 2005, с. 141

26. Гаев В.Д. повышение экономичности паровых турбин за счет оптимального проектирования проточных частей// дис. кт.н Ленинград 1984г с184

27. Леонтьев В.Г. аэродинамическое проектирование и оптимизация формы крыловых профилей и профилей гидродинамических решеток, дис. к.т.н. Казань 2003г с 108

28. Попова Е.Ю. Оптимизация основных параметров турбомашин на основе математического моделирования автореф дисс. к.т.н СпБ 1991 г с26

29. Костюк А.Г., Фролов В. В., Трухний А.Д. Турбины тепловых и атомных электрических станций -М. Издательство МЭИ, 2001 С. 101-105.

30. Индурский М.С., Ржезников Ю.В. Метод профилирования направляющего аппарата для пространственного потока в турбомашине. Теплоэнергетика, 1977, № 10, с. 17 20.

31. Быков Н.Н., Ермолина Н.П., Кузнецов В.И. Расчёт параметров потока по высоте проточной части турбины и профилирование пера лопаток. М.: МАИ, 1993, с. 31 -42.

32. Бойко A.B. Аэродинамика проточной части паровых и газовых турбин: расчеты, исследования, оптимизация, проектирование. Харьков. Изд-во ХПГУ. 1999.- 360с.

33. Лапшин K.JI. Оптимизация проточных частей паровых и газовыхтурбин. СПб.: Изд-во Политехнического университета. 2011. 177с.

34. Бойко A.B., Говорущенко Ю.Н. Бурлака М.В. Методы параметрической оптимизации навала направляющих турбинных лопаток. Харьков. Изд-во НТУ «ХПИ». 2010, № 2, с. 13 21

35. Клер A.M., Деканова Н. П., Щёголева Т. П. и др. Методыоптимизации сложных теплоэнергетических установок Новосибирск "Наука", 1993. 116 С.

36. Копелев С.З., Деревянко A.B., Журавлёв В.А. Основы проектирования турбин авиадвигателей. М.: Машиностроение, 1988-268С

37. Захаров Ю.Б. Расчет конструкторских параметров газовой турбины с охлаждением.// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН №40 Иркутск 2010 г С. 165-174

38. Клер A.M. Захаров Ю.Б. Оптимизация параметров газотурбинной установки с охлаждаемой проточной частью.// Вестник ИрГТУ, Иркутск-№1259.-2011.-С.227-234.

39. Уваров В. В. Газовые турбины и газотурбинные установки "Высшая школа" : Москва -1970 г. С 91-93

40. Дейч М.Е. Техническая газодинамика. М.:Госэнергоиздат, 1961. 2-изд. доп. и перераб.1961 год. С 460

41. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Наука, 1978. 730 с.

42. БойкоА.В., Говорущенко Ю.Н. Основы теории проектирования проточной части осевых турбин Харьков: Выща школа, 1989 г. - 220с.

43. Абианц В.Х. Теория авиационных газовых турбин. М.: Машиностроение, 1979. 246 с.

44. Дейч М. Е., Трояновский Б. М. Исследования и расчеты ступеней осевых турбин. —М.: Машиностроение. 1964. 628 с.

45. Кириллов И.И. Теория турбомашин. Л., 1972. 536 с.

46. Бойко A.B., Говорущенко Ю.Н. Усатый А.П. Создание эмпирической методики определения коэффициентов потерь энергии в турбинных решетках с помощью теории планирования экспериментов // Энерг. Машиностроение. 1986- Вып.42. С.8-14.

47. Craig, Н. R. М., and Сох, Н. J. А., 1971, 'Terformance Estimate of Axial FIowTurbines", Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Vol. 185, No.32, pp. 407-424

48. Аэродинамические характеристики ступеней тепловых турбин / H.H. Афанасьева, В.Н. Бусурин, И.Г. Гоголев и др. Под общ. ред. В.А. Черникова-Л.: Машиностроение, 1980. 263 с.

49. Вавилов Г.А., Максутова М.К., Тарасов В.Н. Результаты экспериментального исследования группы ступеней осевой турбины/ Казанский авиационный институт. Казань, 1975. - 24 с. (Деп. в ВИМИ 03.04.1975 №ВМ ДО 1709).

50. Гавриков И.Ф. Исследование обтекания плоских турбинных решеток активного типа.// Тр. ЦИАМ. 1976. №726Ю - с.7.

51. Kecker S.C., Okapuu U. A Mean Line Prediction Method for Axial Flow Turbine Efficiency. ASME Paper No. 81-GT-58. (Энергетические машины и установки т. 104, N1, 1982)

52. Мухтаров, М.Х, Кричакин В.И. Методика оценки потерь в проточной части осевых турбин при расчете характеристик.// Теплоэнергетика. 1969. № 7. С. 27-29.

53. Алексеева Р. Н., Бойцова Э. А. Приближенная методика определения аэродинамических потерь в веерных решетках турбины лопаток. Теплоэнергетика, 1973, № 12, с. 21 24.

54. A.A. Иноземцев, и др. Основы конструирования авиационных двигателей и энергетических установок. Том 2: Учеб. пособие для студентов вузов /Авиадвигатель, 2007. 388с

55. Локай В.И., Максутова М.К., Стрункин В.А. Газовые турбины двигателей летательных аппаратов. Теория, конструкция и расчет: Учебник для втузов. 3-е изд., перераб. и доп. Машиностроение 1979. с 224*

56. Венедиктов В. Д. Газодинамика охлаждаемых турбин. М.: Машиностроение, 1990. стр 220- 222

57. Богомолов Н.Б. Рабочие процессы в охлаждаемых турбинах газотурбинных двигателей с перфорированными лопатками М.: Машиностроение, 1987. - С. 291.*

58. Фаворский О.Н., Копелев С.З. Охлаждаемые воздухом лопатки газовых турбин// Теплоэнергетика, 1981, №8. С.7-11.

59. Цаплин М.И. Возможные пути снижения энергетических потерь в охлаждаемых турбинах// доклады VIII научных чтений по космонавтике. М.: Наука, 1984

60. Halls G.A. Air Cooling of Turbine Blades and Vanes.// Aircraft Engineering, 1.39.1967.Aug.,p. 4-14.

61. Романенко П.Н. Тепломассообмен и трение при градиентном течении жидкости. "Энергия", М., 1971.

62. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя. "Наука", М., 1969.

63. Зысина-Моложен JI.M., Кузнецова В.М. исследование переходного режима в пограничном слое. Теплоэнергетика, 1969,7, с. 16-20,

64. АН D.J. Gibbings J.C. Influence of stream turbulence and pressure gradient upon boundary layer transition. - J. Mech. Eng. Sci., 1972,14,2,134146

65. Бэк. Влияние ускорения течения и охлаждения на структуру ламинарного пограничного слоя при дозвуковых, околозвуковых и сверхзвуковых скоростях. ракетная техника и космонавтика, 1970, 92, 4, с. 232-242

66. Бэк,. Каффел, Мэссье. Ламинаризация турбулентного пограничного слоя при течении в сопло измерение профилей пограничного слоя и зарактеристик теплообмена на охлаждающей стенке. - Теплопередача, 1970, С92, 3, с. 29-40.

67. Кейс, Моффет, Тилбар. Теплообмен в турбулентном пограничном слое сильно ускоренного течения с вдувом и отсосом Теплопередача , 1970, С92, 3, с. 190-198.

68. Швец И.Т., Дыбан Е.П. Воздушное охлаждение деталей газовых турбин. К.: Наукова думка, 1974.- 688 с. С-220-228

69. Копелев С.З., Слитенко А.Ф. Конструкция и расчет систем охлаждения ГТД/ Харьков: Основа, 1994.-240с

70. Иноземцев А.А., Сандрацкий B.JI. Газотурбинные двигатели/Из-во: Авиадвигатель,: 2006. С. 1204 (стр 418)

71. Иванов B.JI. Many шин Э.А. Лапин Ю.Д. Некоторые результаты экспериментального исследования охлаждаемой высокотемпературной газовой турбины. Изв. Вузов. Авиационная техника, 1966, №2

72. Капинос В.М. Кнабе А.Г. К определению коэффициентов теплообмена турбинных лопаток. Теплоэнергетика, 1967, №6, с. 72-81

73. Капинос В.М. Слитенко А.Ф. К определению средних коэффициентов теплоотдачи турбинных лопаток. Теплоэнергетика, 1981, №8, с.28-31

74. Локай В.И. к вопросу обобщения опытных данных по теплообмену в охлаждаемой проточной части высокотемпературных газовых турбин. Изв. Вузов. Авиационная техника, 1968, №3, с.67-78

75. Петровская H.A., Петровский B.C. К вопросу о среднем коэффициенте теплоотдачи в лопаточных решетках. В кн.: Труды Московского авиационного технологического института, 1971, вып. 72 с. 2435

76. Теплопередача в охлаздаемых деталях газотурбинных двигателей летательных аппаратов/В.И. Локай, М.Н.Бодунов, В.В. Жуйков, A.B. Щукин.- М.: Машиностроение, 1985. С.246

77. Газовые турбины двигателей летательных аппаратов / Г. С. Жирицкий, В. И. Локай, М. К. Максутова, В. А. Стрункин. М.: Машиностроение, 1971. 620 с.

78. Malker L.A. and Markland Е. Heat Transfer to Turbine Blading in the Presence of Secondary Flow. Int.J. Heat-Mass Transfer. - London: 1965.vol.8, pp. 729-748.

79. Расчетные и экспериментальные методы определения теплового состояния основных узлов газовых турбин с воздушным охлаждением/ под ред. Е.П. Дыбана М.М. Иващенко, Л.А. Коздобы. -Руководящие указания ЦКТИ-ИТТФ АНУССР. Вып. 29, т2. 1972. 224с.

80. Веретенников В.Г., Сшшцын В.А. Теоретическая механика.- М.: ФИЗМАТЛИТ, 2006.-416с.

81. Благонадежны B.JI., Окопный Ю.А., Чирков В.П. Механика материалов и конструкций. М.: МЭИ, 1994-312 с.

82. Ахмедзянов Д. А. Обмен данными между SCADA-системой и системой имитационного моделирования авиационных двигателей в процессе испытаний / Д. А. Ахмедзянов, А. Е. Кишалов, А. В. Суханов // Молодой ученый. — 2011.— №8. Т.1. — С. 50-53.

83. Joachim Kurzke. GasTurb 12. Design and Off-Design Performance of Gas Turbines //2012 C. 167-169

84. Visser W.P.J. GSP, a generic object-oriented gas turbine simulation environment Электронный ресурс. / W.P.J. Visser, M.J. Broomhead// NLR Technical Publication №П-ТР-2000-267.-21р-Режим доступа: http://www.gspteam.com.

85. ЦИАМ 1990-2000. Научный вклад в создание авиационных двигателей. Кн. 1/ под редакцией В.А. Скибина, В.И. Солонина. М.; Машиностроение, 2000,- С.59-79.

86. Проектирование авиационных газотурбинных двигателей: учебник для вузов/ A.M. Ахмедзянов, Ю.С. Алексеев, Х.С. Гумеров и др.- М.: Машиностроение, 2000.-454с.

87. Jose Javier Alvarez. Simulation of compressible internal flow systems with EcosimPro//r Reunion de Usuarios de EcosimPro, UNED. Madrid. May 34, 2001.-7p- Электронный ресурс.- Режим доступа : http://www.ecosimpro/com/download/articles/CO 110en.pdf.

88. Л.Г. Бойко, Е.Л. Карпенко Математическая модель газотурбинного двигателя с повенцевым описанием многоступенчатого осевого компрессора и её практическое применение.

89. Горюнов И.М., Болдырев О.И. Направления развития современных математических моделей рабочих процессов газотурбинных двигателей // Современные проблемы науки и образования. 2011. - № 6;

90. Теплоэнергетика, 2012, № 7, с. 1-7. Учет переменного характера тепловых нагрузок при оптимизации теплофикационных энергетических установок 1© 2012 г. Клер A.M., Потанина Ю.М., Максимов A.C.

91. Клер A.M., Деканова Н.П., Тюрина Э.А., Корнеева З.Р.,I

92. Маринченко А.Ю., Михеев A.B., Платонов JI.A., Потанина Ю.М., Степанова E.JL, Медников А.С .Теплосиловые системы:

93. Оптимизационные исследования Новосибирск; Наука, 2005 - 236 С.

94. Михайлова H.A. Механизм прогнозирования трудоемкости серийного изготовления ГТД на этапе аванпроекта. Автореф. дис. к.т.н. М: 2010. с.24

95. J.M. Lacy, J.S. Earl Main Drive Selection for Windstorm Simulation Center// Lockheed Martin /INEEL/EXT-98-00089

96. Клер A.M., Деканова H. П., Щёголевя Т. П. и др. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок Новосибирск "Наука", 1993. С. 116

97. Клер A.M. Захаров Ю.Б. Оптимизация параметров конструкторской модели ГТУ, применимой для режимных расчётов//. Энергетика и теплотехника: сборник научных трудов сб. науч. трудов. Новосибирск: Издательство НГТУ,2011.-Вып.-16.-. с.7-28.

98. Захаров Ю.Б. Оптимизационный конструкторский расчёт модели газотурбинной установки с охлаждением.// Современные техника итехнологии: сборник трудов. Изд.во ТПУ. Г. Томск 2011г. Вып. 17 Т.З с. 201202

99. Захаров Ю.Б. Оптимизация параметров конструкторской модели газотурбинной установки с охлаждением// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН №41 Иркутск 2011 г С.111-125

100. Клер. A.M., Захаров Ю.Б Оптимизации параметров цикла ГТУ и конструктивных параметров проточной части газовой турбины с охлаждаемыми сопловыми и рабочими лопатками // Теплофизика и аэромеханика. Н: 2012г. С. 449-459.

101. E.H. Каблов, Н.В. Петрушин, И.Л. Светлов, И.М. Демонис Никелевые литейные жаропрочные сплавы нового поколения// "ВИАМ" Авиационные материалы и Технологии 2012.С.24

102. Вьюнов С.А., Гусев Ю.И., Конструкция и проектирование авиационных газотурбинных двигателей М.: Машиностроение, 1989. - С. 228 -258.

103. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/ Под ред. Н. А. Кузнецова и др. М.: Энергия, 1973 .-295с

104. Гидравлический расчет котельных агрегатов (Нормативный метод)/ Под. ред. В.А. Локшина, Д.Ф. Петерсона, АЛ. Шварца. М.: Энергия, 1980. -255с.

105. Аэродинамический расчет котельных агрегатов (Нормативный метод)/ Под ред. С.И. Мочана. Изд 3-е. М Л.: Энергия, 1977.-255с.

106. Методы оптимизации сложных энергетических установок / А.М.Клер, Н.П.Деканова, Т.П. Щеголева и др.- Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма, 1993. 116 с.

107. Щеголева Т.П. Математическое моделирование и технико-экономическая оптимизация парогазовых установок на угле и газе: Авто-реф. канд. техн. наук.-Иркутск:СЭИ СО РАН, 1995.-182 с.