автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Совершенствование утилизационных ПГУ за счет использования парового охлаждения газовых турбин

На правах рукописи

□03062735

ЦИРКОВ МАКСИМ БОРИСОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ УТИЛИЗАЦИОННЫХ ПГУ ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПАРОВОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗОВЫХ ТУРБИН

Специальность 05.04 12 Турбомашины и комбинированные турбоустановки

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2007

003062735

Работа выполнена на кафедре Паровых и газовых турбин Московского энергетического института (Технического университета)

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Богомолова Татьяна Владимировна

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Тимошенко Николай Иосифович

кандидат технических наук, профессор Шаталов Иван Касьянович

Ведущая организация:

ММПП «Салют»

Защита состоится «_[£_» 2007 г в {} час 50 мин в аудитории Б-407

на заседании диссертационного совета Д 212 157 09 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу 111250, Москва, ул Красноказарменная, 17, корп Б

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ)

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу

111250, Москва, ул Красноказарменная, 14, Ученый Совет МЭИ.

Автореферат разослан « // » г/у,1/ц 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212 157 09 к т н, доц ' ^ __/Лебедева А И /

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Из всех систем охлаждения газовых турбин (ГТ) наибольшее распространение получила воздушная система с выпуском охлаждающего воздуха в проточную часть ГТ Несмотря на достаточно отработанную технологию, открытое воздушное охлаждение обладает рядом недостатков, которые в значительной степени снижают положительный эффект от повышения начальной температуры газов перед газовой турбиной

Альтернативой воздушному может служить паровое охлаждение Преимущества использования пара в качестве основного охладителя вытекают из его свойств Высокие значения коэффициентов теплоотдачи при применении пара получаются при значительно меньших скоростях потока, а, следовательно, и при меньших потерях давления

Ведущие турбостроительные фирмы уже приступили к испытаниям систем охлаждения с использованием пара в качестве охладителя В западных компаниях такие системы получили название технологии Н Среди отечественных предприятий лидером в области проектирования и испытаний парового охлаждения является ММПП «Салют», которая разработала, используя собственные технологии, установку ПГУ МЭС-60

Одновременно с этим, как показал проведенный анализ литературных источников, основной объем отечественных исследований, посвященных паровому охлаждению и парогазовым установкам в целом, был проведен еще в 60 — 70 годах прошлого века Эти исследования не соответствуют современному уровню развития, и требуется проведение дополнительных работ в данной области

Приведенные соображения убедительно свидетельствуют об актуальности работы, призванной провести анализ вариантов применения парового охлаждения для элементов современных отечественных газовых турбин, работающих в составе ПГУ утилизационного типа, анализ способов утилизации теплоты, полученной паром в системе охлаждения, обоснование выбора параметров греющего пара для деаэратора питательной воды в парогазовом цикле

Цель работы. Разработка научно-обоснованных выводов и рекомендаций для ПГУ утилизационного типа с паровым охлаждением ГТ, анализ способов утилизации теплоты полученной паром в системе охлаждения, обоснование выбора параметров греющего пара для деаэратора питательной воды в парогазовом цикле

Научная новизна состоит в следующем

1) создании методики расчета, математической модели и проведении на их основе расчетного анализа перспективных утилизационных ПГУ с использованием парового охлаждения,

2) разработке научно-обоснованных предложений и рекомендаций, которые позволяют повысить общий КПД ПГУ с котлом-утилизатором, снизив при этом удельные расходы топлива на производство электрической энергии,

3) получении аналитической зависимости величины подогрева охлаждающего пара в системе охлаждения от его расхода и начальной температуры газов перед ГТ,

4) анализе способов утилизации теплоты охлаждающего пара,

5) проведении расчетного исследования и получении аналитических зависимостей, подтверждающих преимущество использования деаэратора атмосферного давления по сравнению с деаэратором избыточного давления в циклах ПГУ

Практическая ценность работы определяется возможностью использования рекомендаций по организации парового охлаждения в ПГУ, в том числе для оценки КПД, расходов, температур и количества теплоты, полученного охлаждающим паром и использованием разработанных пакетов прикладных программ а) при проектировании новых перспективных установок по парогазовой технологии с использованием парового охлаждения ГТУ, б) в учебном процессе кафедры паровых и газовых турбин МЭИ

Достоверность и обоснованность выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации, определяются методическими расчетами и контролем точности расчетов, использованием в методике, проверенных практикой мате-

матических зависимостей и алгоритмов, которые апробированы на отдельных задачах, встречающихся в области комбинированных установок, путем сравнения численных результатов с опубликованными расчетными и экспериментальными результатами.

Личный вклад автора. Непосредственное участие автора выразилось в обзоре литературы и анализе опубликованных данных, разработке модели расчета утилизационных ПГУ с учетом парового охлаждения и создании на ее основе соответствующего программного обеспечения, получении аналитических зависимостей, необходимых для проведения сравнительного анализа циклов утилизационных ПГУ с деаэраторами избыточного и атмосферного давлений, обработке и анализе полученных результатов

Автор защищает

1 Математическую модель утилизационных ПГУ с паровым охлаждением газовой турбины

2 Результаты сравнительного анализа вариантов организации парового охлаждения лопаток ГТ, входящих в состав ПГУ утилизационного типа

3 Результаты выбора оптимального способа утилизации охлаждающего пара

4 Зависимость, позволяющую оценивать величину подогрева охлаждающего пара в системе охлаждения при известном его расходе и начальной температуре газов перед ГТ

5 Результаты сравнительного анализа эффективности работы парогазовой установки при переходе от работы с деаэратором избыточного давления к работе с атмосферным деаэратором

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили одобрение на международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», г Москва, 2005, 2006 и 2007 г, межрегиональной научно-технической конференции «Информационные технологии, энергетика и экономика», г Смоленск, 2005 г, международной научно-технической конференции «Информационные средства и техноло-

гии», г Москва, 2005 и 2006 г, международной научно-практической конференции «Газогурбинные технологии и производство парогазотурбинных установок», г Казань, 2006 г, семинаре кафедры Паровых и Газовых Турбин (ПГТ) МЭИ, 2007 г и заседании кафедры ПГТ, МЭИ, март 2007 г

Публикации. Основное содержание диссертации отражено в 6 опубликованных работах

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов по работе, списка используемой литературы и приложений Содержание работы изложено на 178 страницах машинописного текста Список цитируемой литературы содержит 79 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы и сформулирована цель работы В первой главе рассматриваются работы, посвященные современному состоянию парогазовых технологий Выполнен обзор и анализ зарубежных и отечественных достижений в области воздушного и парового охлаждения элементов ГТУ, в том числе анализ характерных особенностей, влияющих на эффективность охлаждения лопаток газовых турбин

На основе опубликованных работ показано, что открытое воздушное охлаждение газовых турбин характеризуется существенным снижением положительного эффекта от повышения начальной температуры цикла В качестве перспективного рабочего тела системы охлаждения ведущие турбостроительные фирмы рассматривают водяной пар Замкнутый цикл паровой системы охлаждения позволяет увеличить общий КПД ПГУ по сравнению с открытым воздушным охлаждением при равной начальной температуре цикла Также применение замкнутого парового охлаждения минимизирует отборы воздуха из компрессора, позволяя увеличивать его расход в камеру сгорания Наличие в составе ПГУ непосредственного источника генерации пара гарантированно обеспечивает охлаждающим паром элементы ГТУ при любых рабочих условиях

Положительный опыт применения пара в качестве охладителя есть, но основные отечественные исследования в этой области проведены еще 35 -45 лет

б

назад Они не соответствуют современному уровню развития парогазовой технологии с использованием высокотемпературных газовых турбин В связи с этим необходимы дополнительные исследования парового охлаждения элементов газовой турбины в цикле 111 У

Еще одним способом повышения эффективности парогазовой технологии является выбор давления в деаэраторе, так как отсутствие регенеративной схемы в составе ПГУ вызывает и изменение подхода к подготовке питательной воды в цикле по отношению к типовым паротурбинным установкам

На основании проведенного анализа имеющихся литературных данных сформулированы основные задачи исследований

1) разработка математической модели утилизационной ПГУ с паровым охлаждением газовой турбины,

2) анализ различных вариантов использования пара в качестве охладителя,

3) анализ способов утилизации охлаждающего пара,

4) разработка обоснованных рекомендаций по выбору рабочего давления в деаэраторе в ПГУ с котлом-утилизатором.

Во второй главе приводится анализ моделей утилизационных ПГУ с паровым охлаждением газовой турбины и описание методов расчета

б)

в)

Рис 1. Рассматриваемые циклы- а) ртх > рсд; б) рпп = рсд ; в) без ПП: р„„ - давление промпсрегреиа пара, р. , - давтенне за пароперегревателем контура среднего давления КУ, ПП - промежуточный перегрев пара

Рассматривается паровой цикл трех давлений (рис 1), применительно к которому анализируются три варианта организации парового охлаждения элементов газовой турбины вариант А - полностью закрытое паровое охлаждение,

вариант Б - комбинированное паровое охлаждение (элементы статора охлаждаются по закрытой схеме, а элементы ротора - по открытой), вариант В - полностью открытая схема парового охлаждения

Разработанная модель состоит из двух базовых модулей, которые связаны между собой не только по газовому тракту, но и по тракту системы парового охлаждения 1) газотурбинная установка, 2) котел-утилизатор + паровая турбина Интегральные показатели комбинированной установки рассчитывались с учетом влияния парового охлаждения на указанные элементы математической модели ЛГУ

Показатели газотурбинной установки определялись по результатам теплового расчета с учетом парового охлаждения При определении расхода охладителя на лопаточные венцы использовались средние коэффициенты теплоотдачи а г для характерных областей профилей - входная и выходная кромки и промежуточные участки на спинке и вогнутой части - с учетом поправок, отражающих воздействие на теплообмен дополнительных факторов (сжимаемости, температурного фактора, вращения, турбулентности набегающего потока, влияние угла атаки и вторичных течений на концевых участках лопаток) При определении коэффициентов теплоотдачи со стороны охладителя учитывалось изменение теплофизических параметров и гидравлические потери по направлению его движения в охлаждающих каналах

Расчет КУ осуществлялся по уравнениям тепловых балансов, записанным для поверхностей нагрева, и контролировался при помощи диаграммы распределения температур воды, пара и продуктов горения в узловых точках при заданных температурных напорах Для паровой турбины проводился тепловой расчет с учетом а) отборов пара на охлаждение, б) сепарацией влаги перед ЦНД при открытом паровом охлаждении и утилизацией теплоты охлаждающего пара перед ЦНД - при закрытом При этом учитывались ограничения по пропуску пара при заданной конфигурации ЦНД и длине лопатки последней ступени

На основе математической модели был разработан алгоритм с решением систем уравнений базовых моделей методом итераций. Контроль расчетов

осуществлялся одновременно по нескольким параметрам: а) по принятой допустимой температуре металла лопаток б) по отклонению рассчитанных расходов охлаждающего пара для каждого венца на текущем этапе расчетов от результатов предыдущего. По представленному алгоритму была разработана программа в среде Delphi.

Для разработанной модели в качестве примера в газовой турбине использовано распределение параметров, аналогичное отечественной установке ГТЭ-160 производства ОЛО «ЛМЗ», При этом в расчете ГТУ учитывались особенности применения парового охлаждения, то есть учитывались потери из-за отвода часта теплоты от газа к охладителю, термодинамические потери и изменение расхода воздуха через компрессор.

По результатам предварительного анализа было получено распределение температуры рабочего гела по венцам газовой турбины без учета охлаждения {рис. 2). При принятом допустимом значении температуры металла лопаток охлаждение осуществлялось для первых пяти венцов четырехступенчатой газовой турбины.

| g I i

Ь 3 ,

hi к g

& S Е 5

1500 1000 -

В. I I 500

i 3 I

I § О

II

1 2 Э 4 5 6 7

Венец турбины ЕЕЗЭРаспределение температуры тазов ™'™ Допусти мая температура металла лопаток

6,5 3.5 10,5 12,5 11,5 Pjtcioa пара на оиклшине, кт^с

¡»пс. 2. Распределение температуры тор- Рис. 3. Зависимость величины подогрева ко же пи я газов по проточной части тур- «ара от его расхода в системе охлажде-йвны <>вя газовой турбины

Третья глава посвящена анализу вариантов парового охлаждения для утилизационных ПГУ.

Одним из качественных показателей системы охлаждения является расход пара требуемого для охлаждения лопаток газовой турбины С"^ Для закрытого (вариант А) и комбинированного (вариант Б) парового охлаждения было получено соотношение для расхода охладителя и величины его подогрева А? при заданной разности допустимой температуры на поверхности лопатки и начальной температуры газов г, (рис 3) Такое соотношение можно охарактеризовать

двухпараметрической зависимостью для одной кривой Лг - /] (гг)

По аналогии с воздушным охлаждением, для которого используют понятие

/-.возд еозд 'ох I

относительного расхода воздуха на охлаждение, goxч = , для парового

Ск

охлаждения можно ввести аналогичный показатель относительного расхода охлаждающего пара, который предлагается определять по отношению к общей

(¿пар

паропроизводительности котла-утилизатора О^ то есть, = охл

°ку

Такое определение более объективно отражает влияние расхода пара на характеристики как системы охлаждения, так и на общую эффективность цикла, так как учитывает изменение общей паропроизводительности КУ

При таком подходе для закрытой схемы относительные значения расхода пара на охлаждение при расчетной разности температур перед газовой турбиной и допустимой температурой лопаток /г-?^"=350-420 °С составляют

я"/"/Сгч~0,07 0,12 Меньшие значения соответствуют циклу без организации промежуточного перегрева пара в котле-утилизаторе, так как общая паропроизводительность КУ в данном случае максимальна по отношению к другим схемам

При отборе пара на охлаждение из паровой турбины для закрытого парового охлаждения определялась зависимость общего КПД комбинированного цикла при изменении точки отбора пара на охлаждение (рис 4)

~,пар

№г)

Относительный показатель эффективности схемы ПГУ был отнесен к значению КПД комбинированного цикла с воздушным охлаждением ГТУ и определялся по следующей формуле

-=П1-Пвоздохл 100% (2) Лвозд охч

Здесь )]в01д оы - КПД парогазовой установки с воздушным охлаждением деталей газовой турбины, ц, - значение КПД ПГУ при текущих параметрах пара, поступающего в систему охлаждения

При закрытой системе парового охлаждения и утилизации теплоты б™^ перед ЦНД турбины для всех рассматриваемых циклов ПГУ (рис 1) повышается степень сухости в ЦНД Теплоты охлаждающего пара, поступающего из системы охлаждения, оказывается достаточно для того, чтобы получить пар с параметрами х=1 на входе ЦНД При таком подходе большая производительность КУ в схеме без ГШ становится ее очевидным преимуществом

При проведении сравнительного анализа эффективности рассматриваемых вариантов парового охлаждения установлено, что при переходе от закрытого парового охлаждения к открытому и отборе охладителя из паровой турбины а) общий КПД парогазовой установки снижается на 1,3 — 3,4 % (отн ), но остается на 1,2 - 0,2 % (отн) выше по сравнению с установкой с открытым воздушным охлаждением, б) для схемы р„„=рСд оптимальное значение давления ПП смещается в область более высоких значений (рис 5), в) для схемы рпп>рСд не наблюдается существенного влияния дав тения промежуточного перегрева пара в КУ на общий КПД ПГУ (рис 6), при этом диапазон изменения значений не превышает 0,2 % (отн)

Точка отбора пара на охлаждение

-Рпп=Рсд — — Рпп>Рсд --- Без ПП

Рис. 4 Зависимость КПД ПГУ от давления охлаждающего пара для закрытого парового охлаждения и применении Ссх,, для подсушки основного потока после ЦСД паровой турбины

2 3 4 5

Давление в контуре СД, МПа

7 9

Давление в П11, МПа

■ Вариант А 1 — Вариант В

■ Вариант Б

' Вариант А ■ -Вариант В

-Вариант Б

Рис 5 Относительная эффективность тепловой схемы ПГУ в зависимости от давления в контуре СД КУ для цикла

Рпп-Рсд

Рис. 6. Относительная эффективность тепловой схемы ПГУ в зависимости от давления в промежуточном пароперегревателе дчя схемыр„„>Рсо

Результаты, представленные на рис 5 и 6, объясняются соответствующим изменением распределения долей вырабатываемого пара в контурах КУ и его общей паропроизводительности

Очевидно, что при использовании в качестве целевого параметра т]пгу более экономичной можно считать схему закрытого парового охлаждения лопаток Однако технологически такое решение трудно осуществить дня охлаждения деталей ротора, особенно рабочих лопаток

1

ч х

? 087 Я

X V-

0 0 94

к >. и

1 0,91

о

0 88

I

На рис 7 представлено изменение степени сухости за ЦНД турбины с учетом влияния утилизации теплоты охлаждающего пара для подогрева основного потока, отработавшего в ЦСД Для закрытой схемы охлаждения

Рис 7 Влияние давления в конторе СД на конеч- влажность пара за последней ную степень сухости (схема - без ПП)

ступенью минимальна (4-8 %) Для схемы с открытой системой охлаждения конечная влажность имеет максимальные значения (до 11 %) Данные результаты получены при равных

2 3 4 5

Давление в контура СД, МПа

- - - Вариант А — —Вар/ант Б Вариант В

начальном и конечном давлениях в ЦНД Учитывалось, что при использовании открытой схемы охлаждения необходима сепарация влаги из основного потока после ЦСД В расчетах было принято, что после удаления влаги степень сухости пара составляет 0,99 Следовательно, для открытой схемы парового охлаждения пар, который направляется в ЦНД, при любом значении давления в контуре СД обладает одной и той же влажностью Для закрытой системы охлаждения, параметры пара перед ЦНД не имеют какого-то постоянного значения Соответственно и степень сухости за ЦНД имеет различные значения, но остается более высокой, чем для варианта с воздушным и открытым паровым охлаждением

Теплота охлаждающего пара может использоваться не только для подсушки основного потока перед ЦНД, часть можно направить в деаэратор Как

показали расчеты данного варианта, с одной стороны, в паровую турбину поступает большее количество пара, вырабатываемого в контуре низкого давления С другой стороны, основной поток подсушивается на меньшую величину перед ЦНД Результатом является то, что использование теплоты охлаждающего пара в деаэраторе в качестве греющей среды приводит к незначительному снижению общего КПД ПГУ (менее 0,3 % отн ) по сравнению с утилизацией перед ЦНД паровой турбины

Из анализа утилизационных ПГУ с паровым охлаждением было выявлено, что в схемах с промежуточным перегревом пара и схеме без него различие в

расходах С?"^ может доходить до 30 % (при одинаковой конструкции системы охлаждения) Уменьшить требуемый расход пара на охлаждение в схемах с промежуточным перегревом в КУ можно при организации отбора из котла-утилизатора В этом случае предполагается, что отбор охладителя производится из потока сухого насыщенного пара направляемого в пароперегреватель контура среднего давления из барабана СД При этом возникает требование того, чтобы производительность контура среднего давления превышала требуемый расход пара на охлаждение Влияние давления в барабане контура СД КУ

на }]„гу при отборе пара на охлаждение из котла-утилизатора показано на рис 8 и 9 (на примере варианта Б), где 100 % соответствуют КПД парогазовой установки при отборе Одхл из турбины

щ а ж _ у «—•

£ Л Л I

С £ & 3. X с^

О О X ь Ш - о с

О

о

101,5 101 100,5 100 99,5 09

-—— -2

1,5 2,5 3,5 4,5

Давление в барабане контура СД КУ, МПз

5 7 9 11 Давление на входе в ПП КУ, МПа

Рис 9 Относительная эффективность схем ПГУ утилизационного типа при изменении давления пара па входе в ПП КУ (схема р„„>рСд)

Рис 8 Относительная эффективность схем ПГУ утилизационного типа при изменении давления пара в барабане контура СД КУ: 1 - схема с промежуточным перегревом (рсц"рп„), 2 - схема без промеж} точного перегрева

Одинаковым значениям КПД для схем с отбором пара на охлаждение из паровой турбины и из котла-утилизатора соответствует следующее соотношение

&отб из ку

■ 0,81

(3)

^отб из турб

Таким образом, перевод отбора пара на охлаждение элементов ГТУ из паровой турбины в котел-утилизатор ведет к следующим результатам

1) для цикла рпп=рсд к повышению общего КПД комбинированного цикла ^отборКУ росг составляет о,2 - 1,3 % (отн)

2) для цикла р,т>рСд к незначительному повышению при снижении давления промежуточного перегрева пара и к снижению - при повышении давления ПП

3) для цикла без ПП к снижению т)™борКУ на 0,5 - 0,7 % (отн)

В четвертой главе приводится сравнительный анализ ПГУ с котлом-утилизатером при переходе от работы с деаэратором избыточного давления (ДН) к деаэратору атмосферного давления (ДА)

Расчеты осуществлялись при равноценных граничных условиях и ключевых параметрах, а именно проводился расчет паровой турбины при условии неизменности характерных параметров (начальные и промежуточные давления и температуры) для всех сравниваемых схем, проводился тепловой расчет котла-утилизатора при равных температурных напорах в узловых точках, для схем с деаэратором избыточного давления величина подогрева основного конденсата в деаэраторе поддерживается такой же, какой она является для схемы ДА при соответствующих условиях расчета

Рис 10 отражает соотношение Ц„гу и при различных значениях разделительного

давления КУ р^ в диапазоне

0,4 - 0,8 МПа и величинах подогрева основного конденсата в деаэраторе (диапазон изменения от 4 до 35 °С -

в соответствии характеристи- Рис 10 3авнсимость КПД ПГУ Пку от темперя-ками выпускаемых деаэрато- 1УРЫ 3™»™*™ газов ¡}Х для схем ПГУ ДА и ДН.

ров отечественными предприятиями) Результаты получены при условии равенства паропроизводительности контуров высокого С^ и низкого давлений котла-утилизатора

Для ПГУ с деаэратором атмосферного давления значения КПД лежат выше соответствующих значений для ПГУ с деаэратором избыточного давления Очевидно, схема ДА более выгодна с точки зрения полного КПД парогазовой установки Также из рис 10 видно, что если для схемы ДН при увеличении разделительного давления четко прослеживается тенденция к снижению КПД, то для схемы ДА можно утверждать, что г)п„ почти не зависит от давления контура НДКУ

Разница во внутренних мощностях рассматриваемых схем составит

Шда^0дн НЦСД +(сдд'<-0дда+0дс>'„-0%„) н\™ (4)

Формула (4) показывает, что на выигрыш во внутренней мощности турбины в схеме ДА влияют разности количества рабочего пара на деаэратор и сепаратор, а также отношение использованных теплоперепадов ЦСД и ЦНД

Согласно рис 11 и 12 переход к деаэратору атмосферного давления в схемах ПГУ КУ дает повышение общего КПД (до 0,4 % отн)

6 ^

£ 108,2

I | Ю7,8

51 107,6 -

5 о.

£ 107,4

§ 107,2

I 107 с 106,8

0,4 0 5 0,6 0,7 Отс осительное давление

0,8

Величина подогрева основного конденсата в деаэраторе, С

Рис. 12 Зависимость относительного прироста КПД ПГУ Д?/«. схемы ДА по сравнению со схемой ДН от величины подогрева основного конденсата в деаэраторе А1/,

Рис 11. Зависимость внутренней мощности паровой турбины от давления в барабане низкого давления котла-утилизатора.

(-Схема ДА;- - Схема ДН).

Преимущество по экономичности схемы с деаэратором атмосферного давления обусловлено двумя причинами дополнительной выработкой мощности в ЦСД на потоке пара, который в схеме ДН идет в деаэратор, меньшими потерями в конденсаторе из-за уменьшения расхода пара в ЦНД Выводы

На основе выполненных исследований были сделаны следующие выводы и разработаны следующие рекомендации

1 На основании разработанной математической модели показано, что ПГУ с паровым охлаждением элементов ГТУ обладает более высоким КПД по сравнению с применением воздушного охлаждения в рассмотренном диапазоне начальной температуры цикла (1150 - 1230 °С) Соответствующая разность значений может достигать 2,0 % (абс )

2 Для заданной разности допустимой температуры на поверхности лопатки

и начальной температуры газов и расхода охладителя получена зависи-

мость величины его подогрева А/ в системе закрытого парового охлаждения Данная зависимость позволяет на начальном этапе проектирования оценивать количество теплоты, полученное паром в системе охлаждения, при принятом его расходе и глубине охлаждения

3 При отборе охлаждающего пара из паровой турбины закрытое паровое охлаждение по сравнению с открытым является более экономичным Разность в значениях КПД может достигать 1,7-2,1 % (абс)

4 При переходе от закрытого парового охлаждения к открытому и отборе охладителя из паровой турбины было установлено

а) общий КПД ПГУ снижается на 1,3 - 3,4 % (отн) и приближается к уровню, соответствующему установке с открытым воздушным охлаждением, но все еще остается на 1,2 - 0,2 % (отн) выше,

б) минимальная влажность пара за ЦНД соответствует закрытой схеме парового охлаждения (от 4 до 8 %), когда теплота охлаждающего пара утилизируется в паровой турбине Максимальная влажность пара - открытой схеме парового охлаждения (до 11 %),

в) для схемы рп„>рсд давление промежуточного перегрева пара в котле-утилизаторе не оказывает существенного влияния на общий КПД ПГУ Диапазон изменения значений г/„,:у не превышает 0,1 % (абс) Для схемы р„п=рСд оптимальное значение давления промперегрева смещается в область более высоких значений

5 Показано, что утилизация теплоты охлаждающего пара

а) в паровой турбине для подсушки основного потока позволяет достигать степени сухости перед ЦНД до х=1,

б) в деаэраторе в качестве греющей среды приводит к незначительному снижению общего КПД ПГУ (менее 0,30 % отн ) по сравнению с утилизацией перед ЦНД паровой турбины

6 При отборе пара на охлаждение из контура среднего давления повышение общего КПД ПГУ наблюдается при снижении давления в барабане СД КУ Если для схемы р„г>р<_ д это повышение незначительное - менее 0,2 % (отн), то при рт=рсд имеем % (отн) При этом для схемы р„п^рсд абсолютное значение КПД ПГУ превышает соответствующее значение при комбинирован-

ном паровом охлаждении (сопловые лопатки охлаждаются по закрытой схеме, а рабочие - по открытой) на 0,4 % (абс)

7 Проведенный анализ схем ПГУ с деаэраторами различного давления позволяет сделать следующие рекомендации

а) использовать деаэратор атмосферного давления в схемах ПГУ КУ, что дает повышение КПД на 0,4 % (отн);

б) в схеме с атмосферным деаэратором разделительное давление (давление в контуре НД) в котле-утилизаторе не влияет на общий КПД парогазовой установки Лт]пгу 0 Его можно выбрать исходя из оптимальной конструкции паровой турбины,

в) в схеме с деаэратором избыточного давления существует оптимальное значение разделительного давления, что необходимо учитывать при выборе конфигурации паровой турбины

Основные положения диссертации изложены в следующих работах

1 Цирков М Б Анализ способов включения деаэратора в тепловую схему ПГУ // П-ая Межрегиональная науч -техн конф студентов и аспирантов «Информационные технологии, энергетика и экономика»1 доклад - Смоленск, Издательство Смоленск филиала МЭИ, 2005 Т 3-е 75-78

2 Богомолова ТВ , Цирков МБ Анализ эффективности утилизации теплоты охлаждающей среды в паровой турбине для ПГУ с высокотемпературными газовыми турбинами // Энергосбережение - теория и практика Труды III Всероссийской шкоты-семинара молодых ученых и специалистов - М Издательский дом МЭИ, 2006 -350 с ил стр 125-131

3 Цирков М Б Влияние изменения температуры наружного воздуха и нагрузки теплофикационных отборов на характеристики работы различных типов ПГУ // 11-ая Международ науч-техн конф Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника , электротехника и энергетика», тезисы докладов - М МЭИ, 2005 Т 3-е 220-221

4 Богомолова Т В , Цирков М Б Оптимизация схем бинарных ПГУ с деаэратором различных давлений на основе программы СаЬРви // Труды международной научно-технической конференции «Информационные средства и технологии» - М МЭИ, 2005 Т 1-е 186 - 189

5 Цирков М Б Охлаждение лопаток высокотемпературной газовой турбины в схеме ПГУ // 12-ая Международ науч -техн конф Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника , электротехника и энергетика» тезисы докладов - М МЭИ, 2006 Т 3-е 231 -232

6 Богомолова Т В , Цирков М Б Повышение эффективности ПГУ утилизационного типа на основе совершенствования тепловой схемы // Труды международной научно-практической конференции «Газотурбинные технологии и производство парогазотурбинных установок» - Казань КГЭУ, 2006 - с 10-12

7 Богомолова Т В , Цирков М Б Программное обеспечение расчета схем ПГУ с высокотемпературными газовыми турбинами // Труды Международной научно-технической конференции «Информационные средства и технологии» - М МЭИ, 2006 Т 2-е 45-51

8 Цирков М Б Сравнительный анализ схем парового охлаждения лопаток газовых турбин // 13-ая Международ науч -техн конф Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника , электротехника и энергетика» тезисы докладов - М МЭИ, 2007 Т 3-е 235 - 236

9 Богомолова Т В , Цирков М Б Сравнительный анализ схем парогазовых установок с различными условиями работы деаэратора П Вестник МЭИ — 2006 -№3 -С 15-21

Подписано в печать /6.0V № Зак. Тир. ^ П.л. \,1д Полиграфический центр МЭИ (ТУ) Красноказарменная ул., д. 13

Введение.

1. Современное состояние и перспективы развития парогазовых установок.

1.1. Газотурбинная установка - основа современных ПТУ с котлом-утилизатором.

1.2. Характерные особенности тепловых схем и основного оборудования бинарных ПГУ.

1.3. Анализ влияния основных параметров схемы на экономичность бинарных ПГУ.

1.4. Анализ характерных особенностей, влияющих на эффективность охлаждения лопаток.

1.5. Анализ систем охлаждения, применяемых в ГТУ.

1.5.1. Воздушное охлаждение газовых турбин.

1.5.2. Паровое охлаждение газовых турбин.!.

1.6. Постановка задачи.

2. Методика расчета ПГУ утилизационного типа с учетом парового охлаждения газовой турбины.

2.1. Характеристика циклов ПГУ и анализ схем парового охлаждения.

2.2. Методика расчета основных элементов утилизационной ПГУ.

2.2.1. Газотурбинная установка.

2.2.2. Котел-утилизатор и паровая турбина.

2.3. Определение термодинамических свойств продуктов сгорания и водяного пара.

2.4. Определение коэффициентов теплоотдачи в охлаждаемых лопатках.

2.4.1. Определение средних коэффициентов теплоотдачи со стороны газов

2.4.2. Определение локальных коэффициентов теплоотдачи со стороны газов.

2.4.3. Определение коэффициентов теплоотдачи со стороны охладителя.

2.5. Определение необходимого расхода охладителя.

2.6. Гидравлические потери в охлаждающих каналах.86 •

2.7. Программное обеспечение для расчета утилизационных ЛГУ с учетом охлаждения элементов газовой турбины.

3. Анализ ПГУ с паровым охлаждением газовой турбины.

3.1. Анализ основных характерных параметров для системы парового охлаждения.

3.2. Анализ способов организации парового охлаждения.

3.2.1. Анализ охлаждения по закрытой схеме.

3.2.2. Анализ охлаждения по комбинированной схеме.

3.2.3. Анализ охлаждения по открытой схеме.

3.2.4. Обобщенный анализ способов парового охлаждения.

3.3. Утилизация теплоты охлаждающего пара в деаэраторе.

3.4. Отбор пара на охлаждение из котла-утилизатора.

4. Обоснование выбора рабочего давления для деаэратора в цикле ПГУ утилизационного типа.

4.1. Характеристика утилизационных ПГУ с деаэратором избыточного и атмосферного давлений.

4.2. Сравнительный анализ утилизационной ПГУ с деаэраторами различных давлений.

Сегодня теплоэнергетика потребляет более 30 % добываемого топлива, а вместе с отопительными котельными более 50 %. Абсолютный рост потребления топлива на станциях и непрерывно возрастающая стоимость его добычи вследствие постоянного исчерпания наиболее дешевых видов определяет необходимость экономии. Существует целый ряд путей экономии топлива на электрических станциях:

• повышение параметров пара, подаваемого в турбину. При таком подходе возрастает КПД цикла и снижаются затраты на выработку тепловой и электрической энергии. Повышение температуры (до 600 °С) и давления подвода пара (до 30 МПа) связано со значительными трудностями. Необходимы масштабные работы по разработке новых сплавов, способных надежно работать в условиях таких высоких температур;

• укрупнение единичной мощности выпускаемых агрегатов (котел, турбина, генератор) или энергоблоков. С ростом мощности энергоблока снижаются удельные расходы электроэнергии на его собственные нужды, что ведет к некоторому повышению общего КПД блока. Данный путь почти исчерпал себя по техническим и экономическим соображениям;

• значительно больший экономический эффект и экономия топлива достигаются при переходе к комбинированным циклам — парогазовым установкам (ПГУ). Максимальная тепловая экономичность обеспечивается в ПГУ бинарного цикла (топливо сжигается только в газотурбинной установке).

Дополнительный интерес к ПГУ связан с тем, что в настоящее время проблеме возобновления установленных мощностей в экономическом развитии РАО «ЕЭС России» придается первостепенное значение. В случае непринятия кардинальных мер возникнет дефицит электрических мощностей на энергетическом рынке России. Промышленность будет усиленно развиваться, требуя дополнительной электроэнергии, а ее не будет (приложение 1).

Современные ИГУ характеризуются низким уровнем вредных выбросов в атмосферу. ГТУ, входящие в их состав, могут быть поставлены с сухими, малотоксичными камерами сгорания, обеспечивающими снижение эмиссии >Юх до уровня менее 25 ррт. Не менее важно и то, что выработка значительной доли мощности ГТУ обеспечивает меньшие потребности ПГУ в охлаждающей воде и меньшее тепловое загрязнение окружающей среды по сравнению с паротурбинными энергоблоками равной мощности. Стоит также отметить, что за последние 10 лет КПД энергетических стационарных ГТУ вырос с 34 - 35 % до 38 - 39 %, а появление на энергетическом рынке газовых турбин с начальной температурой газов выше 1100 °С привело к их использованию при проектировании новых и модернизации действующих электростанций по схеме ПГУ. Именно эти, в первую очередь, и некоторые другие особенности ПГУ делают их столь популярными.

Рост начальной температуры газов привел к разработке систем охлаждения деталей газотурбинных установок. Из всех систем охлаждения наибольшее распространение получила воздушная система с выпуском охлаждающего воздуха в проточную часть газовой турбины. Несмотря на достаточно отработанную технологию, воздушное охлаждение обладает рядом недостатков, основные из которых следующие: а) необходимость сжимать в компрессоре ГТУ дополнительное количество воздуха, требуемого для охлаждения деталей, работающих под воздействием высоких температур; б) существенное падение температуры (при открытом воздушном охлаждении) уже на первом охлаждаемом венце, что снижает эффективность от повышения начальной температуры газов.

Альтернативой воздушным системам может служить паровое охлаждение. Зарубежные фирмы уже приступили к испытаниям разработанной ими, так называемой, технологии Н. В свою очередь основной объем отечественных исследований [4,22, 23,24, 69 и др.], посвященных паровому охлаждению и парогазовым установкам в целом, был проведен еще в 60 - 70 годах прошлого века.

Эти исследования уже не в полной мере соответствуют современному технологическому уровню, и требуется проведение дополнительных работ в этой области.

Диссертационная работа посвящена анализу парового охлаждения высокотемпературных газовых турбин, работающих в составе парогазовых установок с котлом-утилизатором и утилизации тепла охлаждающего пара в цикле ЛГУ, а также вопросам обоснования выбора параметров греющего пара для деаэратора.

Актуальность темы диссертации определяется необходимостью разрабатывать и проектировать более эффективные схемы парового охлаждения современных высокотемпературных газовых турбин, работающих в составе парогазовых установок утилизационного типа.

Цель исследований - Разработка научно-обоснованных выводов и рекомендаций для ПГУ утилизационного типа с паровым охлаждением ГТ; анализ способов утилизации теплоты, полученной паром в системе охлаждения; обоснование выбора параметров греющего пара для деаэратора питательной воды в парогазовом цикле.

Научная новизна состоит в следующем:

1) создании методики расчета, математической модели и проведении на их основе расчетного анализа перспективных утилизационных ПГУ с использованием парового охлаждения;

2) разработке научно-обоснованных предложений и рекомендаций, которые позволяют повысить общий КПД ПГУ с котлом-утилизатором, снизив при этом удельные расходы топлива на производство электрической энергии;

3) получении аналитической зависимости величины подогрева охлаждающего пара в системе охлаждения от его расхода и начальной температуры газов перед ГТ;

4) анализе способов утилизации теплоты охлаждающего пара;

5) проведении расчетного исследования и получении аналитических зависимостей, подтверждающих преимущество использования деаэратора атмосферного давления по сравнению с деаэратором избыточного давления в циклах ПГУ.

Обоснованность и достоверность выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации, определяются методическими расчетами и контролем точности расчетов; использованием в методике, проверенных практикой математических зависимостей и алгоритмов, которые апробированы на отдельных задачах, встречающихся в области комбинированных установок; путем сравнения численных результатов с опубликованными расчетными и экспериментальными результатами.

Практическая ценность работы определяется возможностью использования рекомендаций по организации парового охлаждения в ПГУ, в том числе для оценки КПД, расходов, температур и количества теплоты, полученного охлаждающим паром и использованием разработанных пакетов прикладных программ: а) при проектировании новых перспективных установок по парогазовой технологии с использованием парового охлаждения ГТУ; б) в учебном процессе кафедры паровых и газовых турбин МЭИ.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались: на международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2005, 2006), на межрегиональной научно-технической конференции «Информационные технологии, энергетика и экономика» (2005), на международной научно-технической конференции «Информационные средства и технологии» (2005, 2006), на международной научно-практической конференции «Газотурбинные технологии и производство паро-газотурбинных установок» (2006) и др.

Публикации. Основное содержание диссертации отражено в 9 опубликованных работах.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов по работе, списка используемой литературы и приложений. Содержание работы изложено на 178 страницах машинописного текста. Список цитируемой литературы содержит 79 наименований.

Выводы.

1. На основании разработанной математической модели показано, что ПГУ с паровым охлаждением элементов ГТУ обладает более высоким КПД по сравнению с применением воздушного охлаждения в рассмотренном диапазоне начальной температуры цикла (1150 - 1230 °С). Соответствующая разность значений может достигать 2,0 % (абс.).

2. Для заданной разности допустимой температуры на поверхности лопатки и начальной температуры газов 1г и расхода охладителя О"^ получена зависимость величины его подогрева А/ в системе закрытого парового охлаждения. Данная зависимость позволяет на начальном этапе проектирования оценивать количество теплоты, полученное паром в системе охлаждения, при принятом его расходе и глубине охлаждения.

3. При отборе охлаждающего пара из паровой турбины закрытое паровое охлаждение по сравнению с открытым является более экономичным. Разность в значениях КПД может достигать 1,7-2,1 % (абс.)

4. При переходе от закрытого парового охлаждения к открытому и отборе охладителя из паровой турбины было установлено: а) общий КПД ПГУ снижается на 1,3 - 3,4 % (отн.) и приближается к уровню, соответствующему установке с открытым воздушным охлаждением, но все еще остается на 1,2 - 0,2 % (отн.) выше; б) минимальная влажность пара за ЦНД соответствует закрытой схеме парового охлаждения (от 4 до 8 %), когда теплота охлаждающего пара утилизируется в паровой турбине. Максимальная влажность пара - открытой схеме парового охлаждения (до 11 %); в) для схемы рт^рсд давление промежуточного перегрева пара в котле-утилизаторе не оказывает существенного влияния на общий КПД ПГУ. Диапазон изменения значений г}пгу не превышает 0,1 % (абс.). Для схемы рпп=рсд оптимальное значение давления промперегрева смещается в область более высоких значений.

5. Показано, что утилизация теплоты охлаждающего пара: а) в паровой турбине для подсушки основного потока позволяет достигать степени сухости перед ЦНД до х=1; б) в деаэраторе в качестве греющей среды приводит к незначительному снижению общего КПД ПГУ (менее 0,30 % отн.) по сравнению с утилизацией перед ЦНД паровой турбины.

6. При отборе пара на охлаждение из контура среднего давления повышение общего КПД ПГУ наблюдается при снижении давления в барабане СД КУ. Если для схемы рпп>рсд это повышение незначительное - менее 0,2 % (отн.), то при РтГРсд имеем Аг]11гу~0£ % (отн.). При этом для схемы р„п=рсд абсолютное значение КПД ПГУ превышает соответствующее значение при комбинированном паровом охлаждении (сопловые лопатки охлаждаются по закрытой схеме, а рабочие - по открытой) на 0,4 % (абс.).

7. Проведенный анализ схем ПГУ с деаэраторами различного давления позволяет сделать следующие рекомендации: а) использовать деаэратор атмосферного давления в схемах ПГУ КУ, что дает повышение КПД на 0,4 % (отн.); б) в схеме с атмосферным деаэратором разделительное давление (давление в контуре НД) в котле-утилизаторе не влияет на общий КПД парогазовой установки: Дцпгу -> 0. Его можно выбрать исходя из оптимальной конструкции паровой турбины; в) в схеме с деаэратором избыточного давления существует оптимальное значение разделительного давления, что необходимо учитывать при выборе конфигурации паровой турбины.

При внедрении разработанных рекомендаций на базе уже имеющегося оборудования можно повысить общий КПД комбинированного цикла на 1,7 - 2,2 %, снизив при этом удельные расходы топлива (природного газа) на производство электрической энергии.

1. Александров A.A., Очков В.Ф., Орлов К.А. Уравнения и программа для расчета свойств газов и продуктов сгорания // Теплоэнергетика. - 2005. -№3.-С. 48-55.

2. Арсеньев Л.В., Корсов Ю.Г., Ходак Е.А., Ромахова Г.А. Высокоэффективная комбинированная установка с паровым охлаждением газовой турбины // Теплоэнергетика. - 1990. - № 3. - С. 19 - 22.

3. Арсеньев Л.В., Полищук В.Г., Соколов Н.П. Результаты исследования теплового состояния охлаждаемой сопловой лопатки с интенсификацией теплоотдачи во внутренних каналах // Теплоэнергетика. - 2000. - № 2. - С. 4044.

4. Арсеньев Л.В., Ю.Г. Корсов, Митряев И.Б. и др. Результаты исследования эффективности охлаждения рабочих лопаток газовых турбин воздухом и паром // Тр. ЦКТИ. - 1978. - Вып. 165. - С. 3 - 9.

5. Арсеньев Л.В., Митряев И.Б., Полищук В.Г. Экспериментальная установка для исследования теплообмена в рабочих лопатках // Изв. вузов. Энергетика.-1975.-С. 151-152.

6. Арсеньев Л.В., Кортиков H.H., Полищук В.Г., Соколов Н.П. Эффективность воздушного и парового охлаждения сопловой лопатки оболочковой конструкции // Теплоэнергетика. - 1999. - № 1. - С. 38 - 46.

7. Бодров И.С., Огурцов А.П., Резниченко В.Я. Энергетическая газотурбинная установка // Теплоэнергетика. - 1979. - № 11. - С. 11 - 17.

8. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. - М.: Наука, 1972.720 с.

9. Высокотемпературные охлаждаемые газовые турбины (Исследование и расчет). Сборник статей. Под ред. В.Л. Иванова и В.И. Локая. - М., «Машиностроение», 1971, - 232 с.

10. Газотурбинные и парогазовые технологии в энергетике: Материалы семинара. - М., МЭИ, 2006.

11. Газотурбинные технологии и производство парогазотурбинных установок: Материалы международной научно-практической конференции. - Казань: КГЭУ, 2006.

12. Гольдштейн А.Д., Комисарчик Т.Н., Корсов Ю.Г., и др. Результаты анализа различных вариантов тепловой схемы одновальной ПТУ-170 // Теплоэнергетика. - 2003. - № 6. - С. 49-54.

13. Данилов P.E., Манушин Э.А., Соснов Ю.В. Экспериментальное исследование теплового состояния турбинных лопаток // Изв. вузов. Машиностроение. - 1977. -№ 11.- С. 91 - 95.

14. Дейч М.Е., Филиппов Г.А., Лазарев Л.Я. Атлас профилей решеток осевых турбин. - М.: Машиностроение, 1965. - 96 с.

15. Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Гидрогазодинамика - М.: Энергоатомиздат, 1984.-384 е., ил.

16. Дейч М.Е., Самойлович Г.С. Основы аэродинамики осевых турбомашин. -М.: Машгиз, 1959. - 428 е., ил.

17. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Васильев М.К. и др. Теплофикационная парогазовая установка северо-западной ТЭЦ // Электрические станции. -1996. -№ 7. - С. 11-16.

18. Зысина-Моложен Л.М., Зысин Л.В., Поляк М.П. Теплообмен в турбомаши-нах. - Л.: Машиностроение. Ленинград. Отд-ние, 1974. - 336 с.

19. Зысина-Моложен Л.М., Поляк М.П., Усков И.Б. Теплоотдача в турбинных решетках // Теплоэнергетика. - 1962. - № 7. - С. 77 - 80.

20. Иванов В.Л., Лапин Ю.Д. Гидравлическое сопротивление вращающихся каналов, подводящих жидкость к лопаткам охлаждаемой газовой турбины // Теплоэнергетика. - 1965. - № 9. - С. 78 - 80.

21. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. - М., «Машиностроение», 1975.

22. Кириллов И.И., Зысин В.А., Ошеров С.Я., Арсеньев Л.В. Высокотемпературная газопаровая установка по схеме ЦКТИ-ЛПИ // Теплоэнергетика. -1966.-№5.-С. 25-29.

23. Кириллов И.И., Арсеньев Л.В. Паровое охлаждение высокотемпературных газовых турбин // Теплоэнергетика. - 1986. - № 1. - С. 25 - 28.

24. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов. - М: Высш. школа, 1979. - 254 е., ил.

25. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена. - Изд. 5-е перераб. и доп. -М.: Атомиздат, 1979. - 416 с.

26. Кутателадзе С.С., Леонтьев А.И. Тепломассообмен и трение в турбулентном пограничном слое. 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1985. -320 с.

27. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление: Справочное пособие. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 367 е.: ил.

28. Лейзерович А.Ш. Одновальные парогазовые установки // Теплоэнергетика. -2000.-№12.-С. 69-73.

29. Локай В.И. и др. Газовые турбины двигателей летательных аппаратов. Теория, конструкция и расчет: Учебник для студентов вузов по специальности «Авиационные двигатели и энергетические установки» / В.И. Локай, М.К. Максутова, В.А. Стрункин. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1991.-512 е.: ил.

30. Малинина О.В. Технология транспорта и утилизации выпора термических деаэраторов // Проблемы энергетики. - 2004. - № 3-4. - С. 100 - 111.

31. Манушин Э.А. Газовые турбины: Проблемы и перспективы. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 168 е.: ил.

32. Манушин Э.А., Барышникова Э.С. Системы охлаждения турбин высокотемпературных газотурбинных двигателей / Под ред В.А. Лурье. - М., 1980.

33. Ольховский Г.Г. Газовые турбины для энергетики // Теплоэнергетика. -2004. -№1. С. 33-39.

34. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России // Теплоэнергетика. - 1999. - № 1. - С. 2-9.

35. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. - 1999. - № 1. - С. 71-80.

36. Основы проектирования и расчета стационарных газотурбинных установок. Абрамов В.И., Чижов В.В. / Ред. А.И. Соколов. - М.: Издательство МЭИ, 1987.- 100 с.

37. Пичугин И.И., Цветков А.М„ Симкин М.С. Особенности проектирования паровых турбин JIM3 // Теплоэнергетика. - 1993. -№ 5. - С. 10-21.

38. Ривкин СЛ. Термодинамические свойства газов. Изд. 3-е, перераб. и доп. -М., «Энергия», 1973.

39. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В.Я. Гиршфельда. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-328 е.: ил.

40. Самойлович Г.С. Гидрогазодинамика: Учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности «Турбостроение». - 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Машиностроение, 1990. - 384 е.: ил.

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

42. Стационарные газотурбинные установки / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов и др.; Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. - Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989. - 543 е.: ил.

43. Тауд Р. Перспективы развития тепловых электростанций на органическом топливе // Теплоэнергетика. - 2000. - № 2. - С. 68-72.

44. Тепловые расчеты паровых и газовых турбин с помощью ЭВМ / Г.В. Жуковский, Ю.А. Марченко, И.К. Терентьев. - Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1983. - 255 е., ил.

45. Теплопередача в охлаждаемых деталях газотурбинных двигателей летательных аппаратов / В. И. Локай, М.Н. Бодунов, В.В. Жуйков, A.B. Щукин.

- М.: Машиностроение, 1985. - 216. е., ил.

46. Тихомиров Б.А., Лыонг Лук Куйнь Анализ схем комбинированных и газопаротурбинных установок // Турбины и компрессоры. - 2005. - № 1,2. - С. 5-13.

47. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 4.2. // Теплоэнергетика. - 1999. -№ 7. - С. 54-59.

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

49. Трухний А.Д., Петрунин C.B. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: Методическое пособие по курсу «Энергетические установки». - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 24 с.

50. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов.

- 2-е изд., перераб. и доп. / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: Издательство МЭИ, 2001.-488 с. ил.

51. Усовершенствованные газовые турбины и ПГУ "Мицубиси": Материалы научно-технического семинара. - М., ВТИ, 2005.

52. Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Земцов A.C., Трушин С.Г. Первый отечественный одновальный парогазовый энергоблок ПГУ-170 // Теплоэнергетика. - 2001. - № 5. - С. 2-7.

53. Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Петреня Ю.К. и др. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России // Теплоэнергетика. - 2003. - № 2. - С. 9 - 15.

54. Фаворский О.Н., Цанев C.B., Буров В.Д., Карташев Д.В. Технологические схемы и показатели экономичности ПГУ с впрыском пара в газовый тракт // Теплоэнергетика. - 2005. - № 4. - С. 28 - 34.

55. Цанев C.B., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. C.B. Цанева - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 584 е., ил.

56. Цирков М.Б. Анализ способов включения деаэратора в тепловую схему ПГУ // Н-ая Межрегиональная науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Информационные технологии, энергетика и экономика»: доклад. - Смоленск, Издательство Смоленск, филиала МЭИ, 2005. Т. 3 - с. 75 - 78.

57. Цирков М.Б., Богомолова Т.В. Анализ эффективности утилизации теплоты охлаждающей среды в паровой турбине для ПГУ с высокотемпературными газовыми турбинами // Энергосбережение - теория и практика: Труды III Всероссийской школы-семинара молодых ученых и специалистов. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 350 е.: ил. стр. 125 - 131.

58. Цирков М.Б. Влияние изменения температуры наружного воздуха и нагрузки теплофикационных отборов на характеристики работы различных типов ПГУ // 11-ая Международ, науч.-техн. конф. Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника , электротехника и энергетика»: тезисы докладов - М.: МЭИ, 2005. Т. 3-е. 220-221.

59. Цирков М.Б., Богомолова Т.В. Оптимизация схем бинарных ПГУ с деаэратором различных давлений на основе программы CalcPGU // Труды международной научно-технической конференции «Информационные средства и технологии» - М.: МЭИ, 2005. Т. 1 - с. 186 - 189.

60. Цирков М.Б. Охлаждение лопаток высокотемпературной газовой турбины в схеме ПГУ // 12-ая Международ, науч.-техн. конф. Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника , электротехника и энергетика»: тезисы докладов -М.: МЭИ, 2006. Т. 3 - с. 231 - 232.

61. Цирков М.Б., Богомолова Т.В. Повышение эффективности ПГУ утилизационного типа на основе совершенствования тепловой схемы // Труды международной научно-практической конференции «Газотурбинные технологии и производство парогазотурбинных установок» - Казань: КГЭУ, 2006.-е. 10-12.

62. Цирков М.Б., Богомолова T.B. Программное обеспечение расчета схем ПГУ с высокотемпературными газовыми турбинами // Труды Международной научно-технической конференции «Информационные средства и технологии». - М.: МЭИ, 2006. Т. 2 - с. 45 - 51.

63. Цирков М.Б. Сравнительный анализ схем парового охлаждения лопаток газовых турбин // 13-ая Международ, науч.-техн. конф. Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника , электротехника и энергетика»: тезисы докладов -М.: МЭИ, 2007. Т. 3 - с. 235 - 236.

64. Цирков М.Б., Богомолова Т.В. Сравнительный анализ схем парогазовых установок с различными условиями работы деаэратора // Вестник МЭИ. -2006.-№3,-С. 15-21.

65. Чернышов Е.В., Ефимочкин Г.И. Усовершенствование бездеаэраторной тепловой схемы теплофикационной турбины Т-250/300-240 ТМЗ // Тяжелое машиностроение. - 2002. - № 4. - С. 12 - 13.

66. Чистые технологии использования органических топлив для производства электроэнергии: Материалы международной конференции. - М., ВТИ, 2006.

67. Чубарь П.С., Гордеев В.В., Петров Ю.В. Котлы-утилизаторы для парогазовых установок // Теплоэнергетика. - 1999. - № 9. - С. 34-36.

68. Чугаев P.P. Гидравлика. - J1., «Энергия», 1975.

69. Шнеэ Я.И., Шубенко-Шубин JT.A., Капинос В.М. и др. Исследование температурного поля лопатки оболочкового типа с неравномерной раздачей охлаждающего воздуха по обводу // Теплоэнергетика. - 1967. - № 9. - С. 36 -41

70. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: в 2 кн. Кн. 1. - 6-е изд., перераб., доп. и под-гот. к печати Б.М. Трояновским. - М.: Энергоатомиздат, 1993. - 384 е.: ил.

71. Crane R.I. Combined cycles for power plants: thermodynamics of combined cycle plants - Von Karman Institute, Lecture series, 1993.

72. Green S. Made to measure? // Power Engineering International. - 2005. - № 9. -P. 2-3.

73. Horlock J.H. Combined power plants - Pergamon Press, Oxford, UK, 1992

74. Machida M., Yoda H., Saito E., Namura K. Development of long blades with continuous cover blade structure for steam turbines // Hitachi Review. - 2002. -№5.-P. 143- 147.

75. Mathioudakis K., Stamatis A., Bonataki E. Allocating the causes of performance deterioration in combined cycle gas turbine plants // Transactions of the ASME. -2002.-Vol. 124.-P. 256-262

76. Mujezinovic A. Bigger blades cut costs // Modern Power Systems. - 2003. - № 2.-P. 25-27

77. Obynhausen H., Drosdziok A., Ulm W., Termuehlen H. Advanced 1000 MW Tandem-Compound Reheat Steam Turbine // American Rower Conf. 1996.

1. Александров А.А., Очков В.Ф., Орлов К.А. Уравнения и программа для расчета свойств газов и продуктов сгорания Теплоэнергетика. 2005. 3 С 48-55.

2. Арсеньев Л.В., Корсов Ю.Г., Ходак Е.А., Ромахова Г.А. Высокоэффективная комбинированная установка с паровым охлаждением газовой турбины Теплоэнергетика. 1990. J f 3. 19 22. S»

3. Арсеньев Л.В., Полищук В.Г., Соколов Н.П. Результаты исследования теплового состояния охлаждаемой сопловой лопатки с интенсификацией теплоотдачи во внутренних каналах Теплоэнергетика. 2000. 2. 4044.

4. Арсеньев Л.В., Ю.Г. Корсов, Митряев И.Б. и др. Результаты исследования эффективности охлаждения рабочих лопаток газовых турбин воздухом и паром Тр. ЦКТИ. 1978. Вып. 165. 3 9.

5. Арсеньев Л.В., Митряев И.Б., Полищук В.Г. Экспериментальная установка для исследования теплообмена в рабочих лопатках Изв. вузов. Энергетика.-1975.-С. 151-152.

6. Арсеньев Л.В., Кортиков Н.Н., Полищук В.Г., Соколов Н.П. Эффективность воздушного и парового охлаждения сопловой лопатки оболочковой конструкции Теплоэнергетика. 1999. 1. 38 46.

7. Бодров И.С., Огурцов А.П., Резниченко В.Я. Энергетическая газотурбинная установка Теплоэнергетика. 1979. 11. 11 17.

8. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972. 720 с.

9. Высокотемпературные охлансдаемые газовые турбины (Исследование и расчет). Сборник статей. Под ред. В.Л. Иванова и В.И. Локая. М., «Машиностроение», 1971, 232 с. 158

10. Газотурбинные технологии и производство нарогазотурбинных установок: Материалы международной научно-нрактической конференции. Казань: КГЭУ, 2006.

11. Гольдштейн А.Д., Комисарчик Т.Н., Корсов Ю.Г., и др. Результаты анализа различных вариантов тепловой схемы одновальной ИГУ-170 Теплоэнергетика. 2003. 6. 49-54.

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

13. Дейч М.Е., Филинпов Г.Д., Лазарев Л.Я. Атлас профилей решеток осевых турбин. М.: Машиностроение, 1965. 96 с.

14. Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Гидрогазодинамика М.: Энергоатомиздат, 1984.-384 с, ил.

15. Дейч М.Е., Самойлович Г.С. Основы аэродинамики осевых турбомашин. М.: Машгиз, 1959. 428 с ил.

16. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Васильев М.К. и др. Теплофикационная парогазовая установка северо-западной ТЭЦ Электрические станции. 1 9 9 6 7 С 11-16.

17. Зысина-Моложен Л.М., Зысин Л.В., Поляк М.П. Теплообмен в турбомашинах. Л.: Машиностроение. Ленинград. Отд-ние, 1974. 336 с.

18. Зысина-Моложен Л.М., Поляк М.П., Усков И.Б. Теплоотдача в турбинных решетках Теплоэнергетика. 1962. 7. 77 80.

19. Иванов В.Л., Лапин Ю.Д. Гидравлическое сопротивление вращаюшихся каналов, подводяших жидкость к лопаткам охлаждаемой газовой турбины Теплоэнергетика. 1965. 9. 78 80.

20. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М., «Машиностроение», 1975. 159

21. Кириллов И.И., Арсеньев Л.В. Паровое охлаждение высокотемпературных газовых турбин Теплоэнергетика. 1986. 1. 25 28.

22. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов. М: Высш. школа, 1979. 254 с, ил.

23. Кутателадзе С. Основы теории теплообмена. Изд. 5-е перераб. и доп. М.: Атомиздат, 1979. 416 с.

24. Кутателадзе С, Леонтьев А.И. Тенломассообмен и трение в турбулентном пограничном слое. 2-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1985. 320 с.

25. Кутателадзе С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление: Снравочное пособие. М.: Энергоатомиздат, 1990. 367 с: ил.

26. Лейзерович А.Ш. Одновальные парогазовые установки Теплоэнергетика. -2000.-№12.-С. 69-73.

27. Локай В.И. и др. Газовые турбины двигателей летательных аппаратов. Теория, конструкция и расчет: Учебник для студентов вузов по специальности «Авиационные двигатели и энергетические установки» В.И. Локай, М.К. Максутова, В.А. Стрункин. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Машиностроение, 1991.-512 с: ил.

28. Малинина О.В. Технология транспорта и утилизации выпора термических деаэраторов Проблемы энергетики. 2004. 3-4. 100 111.

29. Манушин Э.А. Газовые турбины: Проблемы и перспективы. М.: Энергоатомиздат, 1986. 168 с ил.

30. Манушин Э.А., Барышникова Э.С. Системы охлаждения турбин высокотемпературных газотурбинных двигателей Под ред В.А. Лурье. М., 1980.

31. Ольховский Г.Г. Газовые турбины для энергетики Теплоэнергетика. 2004.-№1.-С. 33-39. 160

32. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом Теплоэнергетика. 1999. 1. 71-80.

33. Основы проектирования и расчета стационарных газотурбинных установок. Абрамов В.И., Чижов В.В. Ред. А.И. Соколов. М.: Издательство МЭИ, 1987.-100 с.

34. Пичугин И.И., Цветков А.М„ Симкин М.С. Особенности проектирования паровых турбин ЛМЗ Теплоэнергетика. 1993. 5. 10-21.

35. Ривкин Л. Термодинамические свойства газов. Изд. 3-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 1973. 39. Рыл<кин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В.Я. Гиршфельда. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1987.-328 с: ил.

36. Самойлович Г.С. Гидрогазодинамика: Учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности «Турбостроение». 2-е изд., перераб. и доп. М.: Машиностроение, 1990. 384 с ил.

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

38. Стационарные газотурбинные установки Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырыщкин, И.А. Богов и др.; Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырыщкина. Л.: Машиностроение. Ленинф. отд-ние, 1989. 543 с ил.

39. Тауд Р. Перспективы развития тепловых электростанций на органическом топливе Теплоэнергетика. 2000. 2. 68-72.

40. Тепловые расчеты паровых и газовых турбин с помощью ЭВМ Г.В. Жуковский, Ю.А. Марченко, И.К. Терентьев. Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1983. 255 с, ил. 161

41. Тихомиров Б.А., Лыонг Лук Куйнь Анализ схем комбинированных и газопаротурбинных установок Турбины и компрессоры. 2005. 1,2. 5-13.

42. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 4.

43. Теплоэнергетика. 1999. 7. 54-59.

44. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч.

45. Объект и методика проведения исследований Теплоэнергетика. 1999. 1. 27-31.

46. Трухний А.Д., Петрунин СВ. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: Методическое пособие по курсу «Энергетические установки». М.: Издательство МЭИ, 2001. 24 с.

47. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Издательство МЭИ, 2001.-488 с. ил.

48. Усовершенствованные газовые турбины и ПГУ "Мицубиси": Материалы научно-технического семинара. М., ВТИ, 2005.

49. Фаворский О.И., Длугосельский В.И., Земцов А.С., Трушин Г. Первый отечественный одновальный парогазовый энергоблок ПГУ-170 Теплоэнергетика. 2001. 5. 2-7.

50. Фаворский О.П., Длугосельский В.И., Петреня Ю.К. и др. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России Теплоэнергетика. 2003. 2. 9 15.

51. Фаворский О.П., Цанев СВ., Буров В.Д., Карташев Д.В. Технологические схемы и показатели экономичности ПГУ с впрыском пара в газовый тракт Теплоэнергетика. 2005. 4. С 28 34. 162

52. Цирков М.Б. Анализ способов включения деаэратора в тепловую схему ПГУ И-ая Межрегиональная науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Информационные технологии, энергетика и экономика»: доклад. Смоленск, Издательство Смоленск, филиала МЭИ, 2005. Т. 3 с. 75 78.

53. Цирков М.Б., Богомолова Т.В. Анализ эффективности утилизации теплоты охлаждающей среды в паровой турбине для ПГУ с высокотемпературными газовыми турбинами Энергосбережение теория и практика: Труды III Всероссийской школы-семинара молодых ученых и специалистов. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. 350 с ил. стр. 125 131.

54. Цирков М.Б. Влияние изменения температуры наружного воздуха и нагрузки теплофикационных отборов на характеристики работы различных типов ПГУ 11-ая Международ, науч.-техн. конф. Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника электротехника и энергетика»: тезисы докладов М.: МЭИ, 2005. Т. 3-е. 220-221.

55. Цирков М.Б., Богомолова Т.В. Оптимизация схем бинарных ПГУ с деаэратором различных давлений на основе программы CalcPGU Труды международной научно-технической конференции «Информационные средства и технологии» М.: МЭИ, 2005. Т. 1 с. 186 189.

56. Цирков М.Б. Охлаждение лопаток высокотемпературной газовой турбины в схеме ПГУ 12-ая Международ, науч.-техн. конф. Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника электротехника и энергетика»: тезисы докладов М.: МЭИ, 2006. Т. 3-е. 231 -232.

57. Цирков М.Б., Богомолова Т.В. Повышение эффективности ПГУ утилизационного типа на основе совершенствования тепловой схемы Труды меи<дународной научно-практической конференции «Газотурбинные технологии и производство парогазотурбинных установок» Казань: КГЭУ, 2006.-с. 10-12. 163

58. Цирков М.Б. Сравнительный анализ схем парового охлаждения лопаток газовых турбин 13-ая Мел<дународ. науч.-техн. конф. Студентов и аспирантов «Радиоэлектроника электротехника и энергетика»: тезисы докладов М.: МЭИ, 2007. Т. 3 с. 235 236.

59. Цирков М.Б., Богомолова Т.В. Сравнительный анализ схем парогазовых установок с различными условиями работы деаэратора Вестник МЭИ. 2006.-№3.-С. 15-21.

60. Чернышов Е.В., Ефимочкин Г.И. Усовершенствование бездеаэраторной тепловой схемы теплофикационной турбины Т-250/300-240 ТМЗ Тяжелое машиностроение. 2002. 4. 12 13.

61. Чистые технологии использования органических топлив для производства электроэнергии: Материалы международной конференции. М., ВТИ, 2006.

62. Чубарь П.С., Гордеев В.В., Петров Ю.В. Котлы-утилизаторы для парогазовых установок Теплоэнергетика. 1999. 9. 34-36.

63. Чугаев P.P. Гидравлика. Л., «Энергия», 1975.

64. Шнеэ Я.И., Шубенко-Шубин Л.А., Капинос В.М. и др. Исследование температурного поля лопатки оболочкового типа с неравномерной раздачей охлаждающего воздуха по обводу Теплоэнергетика. 1967. 9. 36 -41

65. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: в 2 кн. Кн. 1. 6-е изд., перераб., доп. и подгот, к печати Б.М. Трояповским. М.: Энергоатомиздат, 1993. 384 с ил.

66. Crane R.I. Combined cycles for power plants: thermodynamics of combined cycle plants Von Karman Institute, Lecture series, 1993. 164

67. Horlock J.H. Combined power plants Pergamon Press, Oxford, UK, 1992

68. Machida M., Yoda H., Saito E., Namura K. Development of long blades with continuous cover blade stnicture for steam turbines Hitachi Review. 2002. 5 P 143-147.

69. Mathioudakis K., Stamatis A., Bonataki E. Allocating the causes of performance deterioration in combined cycle gas turbine plants Transactions of the ASME. -2002.-Vol. 124.-P. 256-262

70. Mujezinovic A. Bigger blades cut costs Modem Power Systems. 2003. J f N o 2.-P. 25-27

71. Obynhausen H., Drosdziok A., Ulm W., Termuehlen H. Advanced 1000 MW Tandem-Compound Reheat Steam Turbine American Rower Conf. 1996. 165