Содержание к диссертации
Введение
Глава 1: Обзор литературы и обобщённые схемы КГПТУ 9
1.1. Обзор литературы 9
1.1.1. В области судовой энергетики 9
1.1.2. В области электроэнергетики 19
1.2. Обобщённые схемы КГПТУ 29
Глава 2: Математические модели и компьютерные программы 40
2.1. Математические модели 40
2.1.1. Общие уравнения 40
2.1.2. Расчёт энтальпии продуктов сгорании 45
2.1.3. Основные уравнения для теплофизических свойств воды и водяного пара 48
2.1.4. Дополнительные уравнения для теплофизических свойств воды и водяного пара 56
2.1.5. Теплообмен в котле — утилизаторе 65
2.2. Компьютерные программы 67
2.2.1. Блок схема программы 67
2.2.2. Алгоритм и структура программы 69
2.2.3. Ввод исходных данных 86
Глава 3: Анализ результатов расчета КГПТУ 96
3 1. Условия сравнения 96
3.2. КГПТУ без промперегрева пара 97
3.3. КГПТУ с промперегревом пара 99
3.4. Трехконтурная КГПТУ с промперегревом пара 103
3.5. КГПТУ для судовых энергетических установок 110
3.5.1. Влияние начального давления пара и температуры воды на входе в экономайзер котла - утилизатора на КПД судовой КГПТУ 110
3.5.2. Судовые КГПТУ с открытой схемой ТУК 110
3.5.3. Судовые КГПТУ на базе ГТД различных поколений 111
3.6. Влияние сопротивления газового тракта КУ на КПД КГПТУ 118
3.7. Сравнение результатов 119
3.8. Статистика сравнения параметров реальных и расчетных КГПТУ 121
Глава 4 : КГПТУ с паровым охлаждением газовой турбины 124
4.1. Сравнение теплофизических свойств воздуха и водяного пара 124
4.2. Сравнение эффективности различных систем охлаждения газовых турбин 125
4.3. Результаты испытаний для сравнения эффективности парового и воздуш ного охлаждения лопаток газовых турбин 127
4.3.1. Лопатки с открытыми системами охлаждения 127
4.3.2. Лопатки с закрытыми системами охлаждения 132
4.4. Алгоритм определения параметров КГПТУ при охлаждении ГТД водяной паром 140
4.5. Расчетный пример 141
4.6. Сравнение эффективности охлаждения газовой турбины воздухом и паром в КГПТУ с промперегревом и без него 145
Заключение 149
Список использованной литературы 151
- Обобщённые схемы КГПТУ
- Компьютерные программы
- КГПТУ без промперегрева пара
- Сравнение эффективности различных систем охлаждения газовых турбин
Введение к работе
Актуальность работы.
В последние годы газотурбинная установка (ГТУ) прошла сложный путь развития и получила значительное распространение в различных областях промышленности. Современной ГТУ присущи следующие достоинства: небольшие габариты и масса; быстрота запуска, высокая маневренность, агрегатность и компактность; упрощение вспомогательных механизмов и систем, и, как следствие, надёжность; большие потенциальные возможности по дальнейшему улучшению характеристик.
Наряду с достоинствами у ГТУ имеется также ряд недостатков: сравнительно небольшой ресурс; повышенные требования к качеству топлива; выброс больших масс газов высокой температуры до 600-650 С, что снижает КПД установки.
Паротурбинные установки уступают газотурбинным в отношении массы и габаритов, требуют большого числа вспомогательных механизмов и систем, на запуск установки уходит большое время, но зато к числу преимуществ паротурбинной установки можно отнести следующие: высокая надёжность, большой межремонтный период и срок службы; возможность работы на самых дешёвых низкосортных видах топлива; достаточная безопасность.
Стремление сочетать достоинства установок различных типов явилось одной из главных причин создания комбинированных энергетических установок. Это позволяет существенно снизить полную массу энергетической установки, сочетать высокую экономичность установки на режимах полной и частичной нагрузок, а также значительно улучшить другие показатели работы ГТУ.
Комбинированные газопаротурбинные установки (КГПТУ) получили развитие в ряде областей промышленности, особенно в электроэнергетике и в судовой энергетике. В последние годы газотурбинные и парогазовые установки (ПГУ) заняли важное место в электроэнергетике мира. Уже много стран в мире применяют КГПТУ с утилизационными котлами для новых электростанций, работающих на природном газе. Сейчас их КПД уже достиг 52—54 % и в ближайшей перспективе возрастет до 58—60 %. В судовой энергетике уже созданы морские КГПТУ на базе газотурбинных двигателей (ГТД) второго поколения (СССР), и четвертого поколения (США). Пути повышения эффективности утилизационных паровых циклов до конца еще не исследованы и представляют собой сложную многопараметрическую задачу. Поэтому важной задачей ближайшего времени является построение модели КГПТУ нового поколения, имеющей высокую эффективность.
В настоящее время разработаны ГТД четвёртого и пятого поколения, на базе которых будут создаваться КГПТУ нового поколения. Это требует новых программных продуктов на основе математических мо-
делей оборудования с большим числом уровней котлов-утилизаторов (КУ) подавлению, впрыском пара в ГТД, парового охлаждения элементов ГТД. В связи с этим тема является актуальной.
Цель работы. Целью работы является разработка единой математической модели и компьютерной программы для проектных расчетов судовых и энергетических комбинированных установок нового поколения.
Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:
Разработка обобщенной тепловой схемы парового теплоутили-зирующего контура (ТУК), пригодной для моделирования различных вариантов судовых и энергетических КГПТУ;
Разработка единой математической модели и компьютерной программы для проектного расчета и оптимизации парового теплоутили-зирующего контура различных вариантов судовых и энергетических КГПТУ;
Сравнительный анализ характеристик судовых и энергетических КГПТУ с различными вариантами и параметрами теплоутилизирую-щего контура. Разработка рекомендаций по рациональным параметрам энергетических установок.
Достоверность и обоснованность результатов достигается разработкой математической модели на основе фундаментальных законов и уравнений термодинамики и теплообмена; использованием современных методов для описания свойств воды и водяного пара, газообразных продуктов сгорания топлива; использованием в качестве исходной информации проектных и эксплуатационных данных ведущих российских и зарубежных фирм - производителей ГТД и КГПТУ; согласованием полученных результатов расчета с данными испытаний КГПТУ, выполненных по различным схемам.
Научная новизна состоит в следующем:
Впервые разработана обобщенная тепловая схема, математическая модель и компьютерная программа, позволяющие выполнять проектный расчет теплоутилизирующего контура судовых и энергетических КГПТУ с различным числом уровней давления в котле - утилизаторе, без использования и с использованием промежуточного перегрева, с различным числом цилиндров паровой турбины, с паровым и воздушным охлаждением элементов ГТД, с различными схемами включения турбогенератора и деаэратора в состав пропульсивного комплекса судовой энергетической установки (СЭУ).
Впервые выполнен подробный анализ характеристик судовых и энергетических КГПТУ с ГТД различных поколений и теплоутилизи-рующим контуром, выполненным по различным вариантам тепловой схемы.
Практическая ценность и реализация работы.
Результаты работы доведены до практического применения в виде компьютерной программы и технических рекомендаций. Это позволяет их использовать при проектировании судовых и энергетических КГПТУ с теплоутилизирующим контуром разнообразной конфигурации и параметров, прогнозировать характеристики основного оборудования ТУК. В результате сравнительного анализа КГПТУ с различными схемами ТУК получена новая информация, которая позволяет более обоснованно принять решение по выбору схемы и параметров ТУК.
Разработанная математическая модель и компьютерная программа используются в учебном процессе кафедре судовых турбин и турбинных установок СПб ГМТУ. Рекомендуется использовать программу для выполнения проектных расчетов при создании новых проектов энергетических установок на предприятиях и организациях России, а также для разработки технического задания на создание новых КГПТУ для СРВ.
Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались в мае 2003 г. - на Региональной научно - технической конференции с международным участием «Кораблестроительное образование и наука - 2003».
Публикации. По теме диссертации опубликованы одна статья в сборнике региональной научно-технической конференции с международным участием «Кораблестроительное образование и наука - 2003» и две статьи в журнале «Турбины и компрессоры».
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы из 73 наименований.
Объем работы -1 55 страниц, в том числе 45 таблиц и 66 рисунков.
Обобщённые схемы КГПТУ
Были проанализированы конденсационные теплоутилизирующие контуры (ТУК) с промперегревом пара и без него, для которых рассматривались схемы с различным количеством парогенериругощих контуров, различными давлением и температурой свежего пара, пара промперегрева и пара низкого давления за котлом-утилизатором. На рис. 1.16 и 1.17 показаны обобщённая тепловая схема энергетической КГПТУ (трехконтурная с промперегревом, три паровые турбины) и обобщённая схема судовой КГПТУ с одноконтурным ТУК.
Рассматривались следующие частные случаи использования схем ТУК: одноконтурный ТУК без промперегрева (ІПТ и 2ПТ) (рис. 1.18а, 1.186); одноконтурный ТУК с промперегревом (2ПТ и ЗПТ) (рис. 1.19а, 1.196); двух-контурный ТУК без промперегрева (1ПТ и 2ПТ) (рис. 1.20а, 1.206); двухкон-турный ТУК с промперегревом (2ПТ и ЗПТ) (рис. 1.21а, 1.216), трехконтурный ТУК без промперегрева (2ПТ и ЗПТ) (рис. 1.22а, 1.226); трехконтурный ТУК с промперегревом (2ПТ) (рис. 1.23), четыре варианта для судовых энергетических установок (рис. 1.24, 1.25, 1.26,1.27) [8, 10,14, 16]. Обобщённая схема судовой КГПТУ представляет собой вариант схемы энергетической КГПТУ с одноконтурным ТУК без промперегрева, в которой дополнительно введены элементы судового пропульсивного комплекса с гребным винтом связанные с ГТД и паровой турбиной. В этой схеме с одноконтурным ТУК без промперегрева включены ПТ1, ПТ2, отсутствуют нагреватель и подогреватель НД. ПТ1 может работать на винт (вариант 1, 2), либо на электрогенератор при использовании тока для электродвигателя, или для общесудовых нужд и собственных вспомогательных механизмов КПТГУ (вариант 3). В том случае когда ПТ1 работает на винт, ПТ2 работает на электрогенератор. Пар, отбиваемый из ПТ1, подается в деаэратор или на общесудовые нужды. Пар на выходе из ПТ2 подается в деаэратор (вариант 2) или в конденсатор (вариант 1). ГТД может работать на гребной винт (варианты 1,2,4) или на электрогенератор (вариант 3) в случае использования на судне системы электродвижения.
Показано, что для достижения максимальной экономичности КГПТУ без промперегрева пара количество контуров и начальные параметры пара должны быть максимальными. Повышение КПД КГПТУ обеспечивается не ростом глубины охлаждения уходящих газов, а увеличением энергетического потенциала пара второго контура. В трехконтурной КГПТУ в рассмотренном диапазоне изменения давления пара второго контура, максимальная экономичность достигается при одинаковом давлении пара, направляемого на промперегрев, и пара за вторым контуром. Таким образом, наиболее экономичной является трехконтурная КГПТУ с промперегревом при давлении пара после второго контура, равном давлению пара, направляемого на промперегрев [21].
Кроме этого, важной задачей является решение проблемы охлаждения высокотемпературных элементов ГТУ. При использовании водяного пара для охлаждения высокотемпературных элементов ГТУ отобранное им тепло естественно использовать в паротурбинной части КГПТУ. Термодинамически более эффективным для этой цели является применение рабочей среды первого контура, однако, это связано со сложными конструктивными проблемами. Наиболее простым выходом из создавшегося положения является использование для охлаждения ГТУ пара, отбираемого перед промперегревате лем и перегреваемого в ГТУ. В этом случае в ГТУ поступает пар с наиболее низкой температурой и в достаточном количестве [21].
Повышение эффективности КПП У является сложной задачей. Дальнейшее повышение КПД КГТГГУ может быть обеспечено увеличением начальных параметров пара, углублением вакуума, оптимизацией давления промперегрева пара и других параметров, подогревом топлива и др. [21]. Для этого требуется разработка математической модели КГТГГУ и представленная обобщённая схема может быть использована как основа этой модели, с более эффективным ТУК по сравнению с ранее разработанной на кафедре СТ и ТУ СПб ГМТУ моделью [56].
Компьютерные программы
В программе «Project l(TinhJky.frm)» используются пакеты процедур, представленные в нескольких формах и модулях: Формы: - «Forml (tinhJky.fim)» - расчёт энтальпии продуктов сгорания; - «FrmCalculationJCGPTU» - расчёт КГТЛТУ; - «FrmGraph (vedothi.fim)» - представление диаграммы h — s; - «Show_Pic (Show_pic.fim)» - представление тепловой схемы. Модули: - «Function (FUNCT.bas)» - расчёт свойств воды и водяного пара. В этом модуле представлены следующие главные функции и задачи: Главные функции для жидкости (область 1): «Function ТО»; «Function gamal»; «Function gama_pil»; «Function gama_tol»; «Function gama_pipil»; « Function gamatotol »; «Function gama_pitol». Главные функции для перегретого пара (область 2): «Function gama2»; «Function gama_pi2»; «Function gama_to2»; «Function gama_pipi2»; «Function gama_toto2»; «Function gama_pito2». Главные функции для околокритической области (область 3): «Function рЫЗ»; «Function phi_del3»; «Function phi_to3»; «Function phi_deldel3»; «Function phi_toto3 »; «Function phi__delto3». Главные функции для линии насыщения (область 4): «Function Ps» -определение давления Р по температуре Т на линии насыщения; «Function Ts» - определение температуры Т по давлению Р на линии насыщения. Главные функции для области высоких температур (область 5): «Function gamaS»; «Function gama_pi5»; «Function gama_to5»; «Function gama_pipi5»; «Function gama_toto5»; «Function gama_pito5». Дополнительные функции: «Function T_ps2» - определение температу ры T по давлению Р и энтропии s; «Function T_ph2» - определение тем пературы Т по давлению Р и энтальпии h. «Function Entanpi» - расчёт энтальпии воды и водяного пара по давлению Р и температуре Т; «Function Entropi» - расчёт энтропии воды и водяного пара по давлению Р и температуре Т; «Function Entanpi4_nuocT» - расчёт энтальпии воды по температуре Т на линии насыщении; «Function Entanpi4JioiT» - расчёт энтальпии водяного пара по температуре Т на линии насыщении; «Function Entanpi4_nuocP» - расчёт энтропии воды по давлению Р на линии насыщении; «Function Entanpi4_hoiP» - расчёт энтропии водяного пара по давлению Р на линии насыщении; «Function Entropi4__nuocT» - расчёт энтропии воды по температуре Т на линии насыщении; «Function Entropi4_hoiT» - расчёт энтропии водяного пара по температуре Т на линии насыщении; «Function Entropi4_nuocP» - расчёт энтропии воды по давлению Р на линии насыщении; «Function Entropi4_hoiP» - расчёт энтропии водяного пара по давлению Р на линии насыщении; «Public Sub Baitoan 1» - задача №1: Известны параметры (давление Р1 и температура ТІ) водяного пара на входе в паровую турбину, давление водяного пара на выходе из паровой турбины Р2, КПД паровой турбины. Определение температуры Т2, энтальпии h2, энтропии s2 и степени сухости водяного пара на выходе из паровой турбины. «Public Sub Baitoan 2» - задача №2: Известны давление Р и энтальпия h. Определение температуры Т, энтропии s и степени сухости водяного пара в одной точке. «Public Sub Baitoan 3» - задача №3: Известны энтальпия hi, температура ТІ, степень сухости xl влажного пара на входе в паровую турбину (для случая пар на входе в паровую турбину влажный), давление пара Р2 на выходе из ПТ, КПД ПТ. Определение температуры Т2, энтальпии h2, энтропии s2 и степени сухости водяного пара на выходе из паровой турбины. Рассмотрим более подробно схему алгоритма Ввод исходных данных природного газа или жидкого, твердого топлива (состав, влажность и коэффициент избытка воздуха) и расчёт энтальпии продуктов сгорания выполняются в форме «Forml (TinhJky.fim)». Расчёт нагревателя ("771 + "Я2 + К/73 " П.Д ОБЩ ЛУж)\"ВЫХЛАГ ") Т5 То1
КГПТУ без промперегрева пара
Рассматриваемые в настоящей главе схемы КГПТУ без промперегрева пара изображены нарис. 1.18а, 1.186, 1.20а, 1.206, 1.22а, 1.226. В основном они используются с горизонтальными котлами-утилизаторами с естественной циркуляцией, хотя естественная циркуляция возможна и при башенной компоновке поверхностей нагрева котла-утилизатора. Исследовано влияние на КПД количества контуров давления пара для утилизации тепла выхлопных газов ГТУ, начальных параметров пара, параметров пара на выходе из контуров (т.е. разделительного давления между контурами), давления пара в конденсаторе паровой турбины. Начальные параметры пара на входе в турбину выбирались таким образом, чтобы конечная влажность пара за последними лопатками не превышала допустимых значений.
В табл. 3.1 представлены результаты расчетного исследования КГПТУ без промперегрева пара. Независимыми переменными в нем являются давление пара перед турбиной по контурам, температура пара на входе в ЦВД турбины, давление пара в конденсаторе. Конечная влажность пара не превышает 14%. На рис. 3.1 приведены КПД КГПТУ для рассмотренных вариантов. Из табл. 3.1 и рис. 3.1 следует, что при одинаковых параметрах пара на входе в ЦВД турбины (66,7 бар, 550 С) КПД КГПТУ увеличивается с ростом количества контуров — переход от одного к двум контурам повышает КПД КГПТУ с 51,4 до 52,5% (на 1,1%), а к трем — до 52,7 % (еще на 0,2 %). Увеличение начальной температуры пара с 550 до 600 С повышает КПД КГПТУ в одно-, двух- и трехконтурных КГПТУ соответственно на 0,2% (с 51,4 до 51,6%), 0,3% (с 52,5 до 52,8%) и 0,3% (с 52,7 до 53%). Существенное влияние на КПД оказывает начальное давление пара. При начальной температуре пара 600 С переход от 66,7 к 127,5 бар в одно-, двух- и трехконтурных КГПТУ увеличивает КПД соответственно на 0,3% (с 51,6 до 51,9%), 0,4% (с 52,8 до 53,2%) и 0,5% (с 53 до 53,5%). Максимальное значение КПД (53,5%) имеет трехконтурная схема с максимальными начальными параметрами пара (127,5 бар/600 С) при Рк = 0,034 бар. Рис. 3.1. Влияние числа контуров и начальных параметров пара на КПД КГПТУ без промперегрева. Номера столбцов гистограммы соответствуют номерам столбцов табл. 3.1. Значительное влияние на КПД оказывает давление пара в конденсаторе. Углубление вакуума с 9,8 до 3,4 кПа увеличивает КПД указанных выше КГПТУ на 0,20... 0,35 %. Следует также обратить внимание на то, что КПД повышается с ростом давления в точке ввода пара из второго контура. С увеличением этого давления с 0,118 до 0,21 МПа КПД в двухконтурной КГПТУ повышается с 52,45 до 52,48 % (на 0,03 %). Это происходит несмотря на то что температура уходящих газов увеличивается с 100,4 до 116,4 С, т.е. в данном случае прирост КПД определяет не глубина охлаждения газов, а выработка в котле - утилизаторе более работоспособного пара. Из изложенного следует, что для достижения максимальной экономичности в КГПТУ без промперегрева пара количество контуров и начальные параметры пара должны быть максимальными.
Принципиальные схемы одно-, двух- и трехконтурных КГПТУ с промперегревом приведены на рис. 1.19а, 1.196, 1.21а, 1.216, 1.16, 1.23. Следует отметить, что в двух- и трехконтурных схемах давление пара во втором контуре рассматривалось независимым от давления промперегрева пара. Схематично это показано на рис. 1.21а, 1.216, 1.16, 1.23. Показатели КГПТУ с промперегревом пара в одно-, двух- и трехконтурных схемах при начальных параметрах пара 127,5 бар, 550 и 600 С, давлении в конденсаторе 9,8 и 3,4 кПа, различном давлении пара за вторым контуром и одинаковом давлении промперегрева пара представлены в табл. 3.2. Влияние на экономичность КГПТУ числа контуров при одинаковых начальных параметрах пара и параметрах промперегрева показано на рис. 3.2. При начальной температуре пара 550 С и давлении 127,5 бар переход от одного контура к двум увеличивает КПД КГПТУ на 0,8% (с 53,7 до 54,5%), к трем контурам — еще на 0,4% (до 54,9). При начальной температуре пара 600 С повышение этого показателя составляет соответственно 0,9% (с 53,8 до 54,7) и 0,3% (до 55%). Влияние начальной температуры пара в рассматриваемых условиях весьма незначительно: увеличение начальной температуры пара с 550 до 600 С повышает КПД в одноконтурной КГПТУ на 0,1% (с 53,7 до 53,8%), в двухконтурной — на 0,2% (с 54,5 до 54,7%), в трехконтурной — на 0,1% (с 54,9 до 55%).
Влияние начального давления пара на КПД КГПТУ при начальной температуре пара 600 С показано на рис. 3.3а. Начиная с начального давления пара порядка 80 бар, КПД установки слабо зависит от величины этого давления. Влияние давления пара за вторым контуром в двух- и трехконтурных КГПТУ при одинаковом давлении промперегрева пара (40 бар) и при начальных параметрах пара 127,5 бар, 600 С, показано на рис. 3.36. Из рис. 3.36 и табл. 3.2 следует, что в двухконтурной схеме КГПТУ с увеличением давления пара за вторым контуром КПД уменьшается. В трехконтурной схеме КГПТУ КПД изменяется меньше, чем в двухконтурной схеме. В двухконтурной схеме КГПТУ с ростом давления пара за вторым контуром температура уходящих газов увеличивается, т.е. повышение КПД КГПТУ обеспечивается ростом глубины охлаждения уходящих газов и увеличением расхода и энергетического потенциала пара первого контура. В трехконтурной схеме КГПТУ в рассмотренном диапазоне изменения давления пара второго контура максимальная экономичность достигается при давлении пара за вторым контуром равном 4,3 бар.
Влияние давления промперегрева пара в одно-, двух- и трехконтурных КГПТУ при давлении за вторым контуром, равном 1,18 бар (для двухконтур-ных) и 4,3 бар (для трехконтурных), и при начальных параметрах пара 127,5 бар, 600 С, показано на рис. 3.4. Рис. 3.36. Влияние давления за вторым контуром на КПД КПТГУ с промперегревом (при начальных параметрах пара 127,5 бар, 600 С и давлении промперегрева 40 бар). Из этого рисунка следует, что с увеличением давления промперегрева пара КПД КПТГУ увеличивается, и максимальная экономичность достигается при давлении промперегрева пара в пределах 30...40 бар (для двух- и трехкон-турных КПТГУ). Рпп, бар Рис. 3.4. Влияние давления промперегрева пара на КПД КПП У с промперегревом (при начальных параметрах пара 127,5 бар, 600 С и давлении за вторым контуром двух- и трехконтурных КИПУ, равном 1,18 и 4,3 бар).
При использовании водяного пара для охлаждения высокотемпературных элементов ГТД отобранное им тепло естественно использовать в паротурбинной части КГТТГУ. Термодинамически более эффективным для этой цели является применение рабочей среды первого контура, однако это связано со сложными конструктивными проблемами. Наиболее простым выходом из создавшегося положения является использование для охлаждения ГТД пара, от 103
Сравнение эффективности различных систем охлаждения газовых турбин
Перспективы дальнейшего повышения экономичности комбинированных установок связаны с увеличением начальной температуры газа до 1500 — 1600С. Это может быть достигнуто только путем дальнейшего повышения эффективности систем охлаждения газовых турбин [8].
В реализованных в настоящее время газовых турбинах использованы преимущественно конвективные и конвективно-пленочные системы охлаждения с интенсификацией теплообмена на отдельных участках тракта охлаждения. При температурах выше 13 00 С широкое применение могут найти элементы пористого охлаждения. В этих случаях использование пара обеспечит определенные преимущества, связанные с более высокой его эффективностью как охлаждающего агента и с возможностью его глубокой очистки от механических примесей, что особенно важно в пористых системах охлаждения.
С выбором типа системы охлаждения тесно связан вопрос выбора степени повышения давления в компрессоре жк. Известно, что оптимальное значение тгк для бинарных комбинированных установок с развитым паровым контуром, обеспечивающим минимальную температуру уходящих газов, близко к оптимальному по полезной работе значению жк в ГТУ. При высоких начальных температурах газа, начиная с 1300С и выше, определяющим фа тором при выборе кк является температура газа за газовой турбиной. Ее значение должно позволять генерировать пар с параметрами, обеспечивающими высокую эффективность парового контура. Для высокотемпературных комбинированных установок с промежуточным перегревом пара и паровым контуром двух уровней давления оптимальные начальные параметры пара составляют 13-16 МПа, 510-540 С. Следует учитывать, что уровень температуры газа за газовой турбиной не должен снижать надежность работы последней ступени турбины и ее выходных элементов. Таким образом, температура газа, соответствующая перечисленным выше требованиям, составляет 550-600 С [8].
В зависимости от эффективности системы охлаждения потребуется различный уровень давления перед газовой турбиной для обеспечения необходимой температуры газа за ней. Для выявления этого влияния были выполнены исследования, включающие проектные проработки проточных частей газовых турбин (рис. 4.1) [8]. В диапазоне начальных температур газа 1300-1500 С были рассмотрены газовые турбины с открытой воздушной, закрытой паровой и пористой паровой системами охлаждения. На этом этапе исследований не ставилась задача контроля допустимого теплового состояния всех элементов газовой турбины, а выявлялись интегральные характеристики систем охлаждения. В такой постановке полученные результаты позволяют очертить границы возможных параметров ГТУ с различными системами охлаждения. При комбинированных системах охла
Рис. 4.1. Влияние начальной температуры газа на показатели ГТУ с различными системами охлаждения газовой турбины. 1 — открытое воздушное охлаждение; 2 - пористое паровое; 3 - закрытое паровое; я - степень повышения давления в компрессоре; g — расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор; Н - работа ГТУ (отнесена к расходу воздуха через компрессор); ц-КПДГТУ. ждения возможные показатели установок будут находиться внутри этих границ. Из-за отсутствия смешения потоков охладителя и газа в процессе расширения в турбине закрытое паровое охлаждение, обеспечивающее минимальные термодинамические потери в цикле, требует значительно более высоких значении жк, чем открытое воздушное, причем разница возрастает по мере увеличения температуры газа. Если при начальной температуре 1300 С и конечной 580 С необходимые значения жк составляют 13-14 при открытом воздушном охлаждении и 17-18 при закрытом паровом, то при температуре 1500 С эти значения соответственно возрастают до 18-20 и 34-35 (рис 4.1).
Следует отметить высокие значения КПД и удельной полезной работы при пористом охлаждении турбины. При 1300 С КПД установки составит 39,0-39.5 % а при 1500 С - 45,0-45,5 %. Такая эффективность ГТУ, обусловленная использованием части тепла уходящих газов для получения охлаждающего пара, участвующего в выработке полезной работы, сопоставима, а при температуре 1500 С заметно превышает эффективность современных паротурбинных блоков. Такие ГТУ фактически являются контактными парогазовыми установками. При этом следует иметь в виду, что комбинированные установки с такими ГТУ будут иметь более низкие показатели, чем с ГТУ, имеющими закрытое паровое охлаждение. Поэтому применение пористого охлаждения целесообразно ограничить наиболее теплонапряженными участками турбины (например, первым венцом рабочих лопаток) [8]. охлаждения лопаток газовых турбин
В СПбГТУ основные данные по эффективности парового охлаждения были получены на лопатке № 1 с конвективно-пленочной системой охлаждения. Схема расположения термопар показана на рис. 4.26. Данные по эффективности парового и воздушного охлаждения, полученные в ИВТ РАН, относятся к внутреннему конвективному охлаждению лопатки (лопатка № 2). Лопатка с воздушным охлаждением была детально испытана в РКБМ. Схема расположения термопар показана на рис. 4.36. Системы внутренних каналов
Основные параметры испытывавшихся лопаток: хорда профиля Ь=30 мм; высота лопатки у выходной кромки h = 42 мм; угол входа Д = 39; угол выхода Д;ЭФ= 30; угол поворота потока в — 180-( Д+/?2) = Ш; максимальная относительная толщина лопатки Стах = С 1Ь = 0,26; толщина выходной кромки d2 = 2мм (относительная толщина выходной кромки di=ciz/t =0,1, где t - шаг решетки). Проектная приведенная адиабатическая скорость потока на выходе из решетки Л щ «1. Лопатка имеет посто янный наружный профиль и незначительное изменение конструктивных углов по высоте.
При конвективном охлаждении (рис. 4.3 а) охладитель (воздух или пар) поступает в каналы охлаждения, имеющие ширину 0,8, глубину 0,4 и шаг 1,2 мм, из двух радиальных подводящих каналов: переднего I и заднего III; средний канал II используется для сброса подогретого охладителя из передней части лопатки через ее торец в радиальный зазор. В охлаждающие каналы передней части пера охладитель поступает вблизи входной кромки раздельно на стороне корыта и на спинке через отверстия диаметром 0,8 мм; выход охладителя из охлаждающих каналов в сбросной канал III производится также через отверстия диаметром 0,8 мм. В охлаждающие каналы задней части пера со стороны спинки и корытца охладитель поступает через отверстия d = 0,8 мм в средней части профиля и сбрасывается через срез выходной кромки лопатки (рис. 4.3 а).
Каналы охлаждения выполнены одинакового сечения по всей поверхности лопатки. Они получаются литьем до нанесения оболочки, которая в последующем формируется методом испарения и осаждения жаропрочных материалов в вакууме. В радиальном направлении охлаждающие каналы расположены наклонно к оси лопатки. Из-за технологических сложностей изготовления малоразмерных охлаждающих каналов и отклонений их размеров (прежде всего, их глубины) в некоторых лопатках наблюдалось снижение расхода охладителя, достигавшее 30 %. Поэтому сравнительные испытания эффективности парового и воздушного охлаждения, а также тепловые исследования лопаток во всех организациях-участниках эксперимента проводились на одних и тех же лопатках с одним и тем же препарированием. При изготовлении лопаток с конвективно-пленочным охлаждением использовали уже имеющуюся технологическую оснастку. При доработке конструкции лопатки сброс охладителя через торец лопатки был закрыт. Вдув охладителя в газовый поток осуществлялся через показанные на рис. 4.2а ряды перфораций на профильной части; сброс охладителя через отверстия в выходной кромке был сохранен.
