Разработка тепловых характеристик современных энергетических гту при комбинированном производстве электроэнергии и тепла

На правах рукописи

МАЛАХОВ Сергей Владимирович РАЗРАБОТКА ТЕПЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СОВРЕМЕННЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГТУ ПРИ КОМБИНИРОВАННОМ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛА Специальность 05.04.12 – "Турбомашины и комбинированные турбоустановки"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2012

Работа выполнена в ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Крас ного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт» (ОАО «ВТИ»).

Научный руководитель – доктор технических наук, член-корреспондент РАН Ольховский Гурген Гургенович.

Официальные оппоненты – Трухний Алексей Данилович, д.т.н., профессор кафедры «Паровых и Газовых Турбин» московского энергетического института «МЭИ» (ТУ) и Пикин Максим Александрович, к.т.н., старший научный сотруд ник отделения турбинных установок ОАО «ВТИ».

Ведущая организация - ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин».

Защита состоится « 06 » декабря 2012 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д.222.001.01 при ОАО «Всероссийский дважды орде на Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт» (ОАО «ВТИ») по адресу: 115280, г. Москва, ул. Автозаводская, 14.

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

Автореферат разослан «» _ 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук Березинец Павел Андреевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Повышение эффективности отечественной энергетики неразрывно связа но с совершенствованием технологий выработки электрической и тепловой энергии. Наиболее экономичны сегодня работающие на природном газе парога зовые установки (ПГУ), в которых тепло отработавших в газотурбинной уста новке (ГТУ) газов используется для выработки пара направляемого в паровую турбину. Исследованные в работе ГТУ имеют КПД от 30 до 37%, а КПД ПГУ достигает с ними 50%. Также, на этих поставленных в Россию ГТУ (в том числе первые заводские образцы) впервые применены, ранее экспериментально не исследованные в России, методы регулирования электрической нагрузки и па раметров выхлопных газов за турбиной. Использовались новые системы авто матического управления технологическим процессом (АСУТП ГТУ и ПГУ).

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

Анализ циклов ГТУ и влияния различных факторов на их совершенство выполнен достаточно полно в литературе по газовым турбинам. Меньше иссле дованы переменные режимы ГТУ, особенно характеристики для зарубежных ГТУ поставляемых в Россию с 1998г. и широко распространившихся в послед ние годы модификаций, а также алгоритмы их регулирования.

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

Цель работы Исследование переменных режимов современных энергетических ГТУ, определение зависимостей параметров и показателей ГТУ от наружных усло вий, электрической нагрузки, (расхода топлива) и разработка комплекса харак теристик для планирования и контроля показателей ГТУ, при утилизации тепла отработавших газов в ВКУ, в паровых котлах-утилизаторах (КУ) ПГУ или в энергетических паровых котлах со сжиганием дополнительного топлива.

Научная новизна:

Впервые экспериментально исследованы переменные режимы ра 1.

боты различных типов современных ГТУ в схемах с выработкой электроэнер гии и тепла и усановлены характерные для них закономерности.

Разработаны для различных типов зарубежных и отечественной 2.

ГТУ методы расчета и построения диаграмм режимов по опытным данным.

Доработаны методики экспериментальных исследований ГТУ.

3.

Эксперименты проводились:

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

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

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

на двухвальных ГТУ GT-10C со свободной силовой турбиной работаю щих в двух блоках бинарных ПГУ-39 на Сочинской ТЭС (г. Сочи);

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

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

Практическая ценность и реализация в промышленности Результаты исследований использованы при освоении новых энергобло ков ПГУ и ГТУ-ТЭЦ и для совершенствования режимов работы и повышения показателей ГТУ при эксплуатации. Полученные характеристики и режимные зависимости использовались при проектировании и наладке ГТУ, ПГУ и ГТУ ТЭЦ.

Автор защищает:

- методику проведения экспериментальных исследований переменных режимов современных энергетических ГТУ, расчета и построения диаграмм режимов, учитывающих ограничения по объему исходных данных, числу ре жимов испытаний, количеству и местам измерений;

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

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

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

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуж дались на научно-технических конференциях:

1. «XLIX, LII, LIII, LIV, LV научно-техническая сессия по проблемам газо вых турбин» Российская Академия Наук (РАН), комиссия РАН по газовым тур бинам и другие;

2002, 2005, 2006, 2007, 2008 г.г.

2. Всероссийский конкурс в области энергетики и смежных наук «Новая ге нерация», Российская Академия Наук и РАО «ЕЭС РОССИИ»;

2004г. Работа отмечена Премией «Новая Генерация 2004».

3. Всероссийская конференция по итогам Конкурса молодых специалистов организаций НПК ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ»;

2005г. Лауреат Конкурса.

4. «XIV Всероссийский конкурс «ТЭК-2005».;

2005г. Лауреат Конкурса. Ра бота отмечена – «Благодарность» Министра «Минпромэнерго» России.

Личный вклад автора Все методические разработки, проведение экспериментальных и расчет ных исследований, результаты которых приведены в данной работе, выполнены непосредственно автором.

Публикации По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ в журналах реко мендованных Всероссийской Аттестационной Комиссией (ВАК) и 10 тезисов докладов опубликовано в материалах всероссийских конференций.

Объём и структура работы Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и библиографиче ского списка из 57 наименований;

содержит 126 машинописные страницы ос новного текста, 74 рисунков и 18 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении, обоснована актуальность темы и рассмотрены цели, науч ная новизна и практическая ценность диссертационной работы.

Для планирования работы и контроля состояния ГТУ в процессе эксплуа тации необходимо определять нормативные значения их электрической и теп ловой мощности (энтальпии отработавших в турбине газов) и КПД при различ ных режимах и наружных условиях. Для этого необходимо установить зависи мости, описывающие режимы работы ГТУ и теплообменных аппаратов и пред ставить их в виде диаграмм режимов.

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

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

мощность на клеммах электрического генератора и КПД ГТУ, представленные в таблице 1, приведены к стандартным условиям ИСО-2314: наружной темпе ратуре 15 ОС, относительной влажности наружного воздуха 60%, барометриче скому давлению 101,3 кПа, без потерь (равны нулю) давления на входе и выхо де ГТУ и частоте сети 50 Гц.

КНД и КВД – компрессор низкого и высокого давления, КС – камера сгорания, ТВД и ТНД – турбина высокого и низкого давления, СТ – силовая турбина, ЭГ – электрогенератор Рис.1 (а). Принципиальная схема GT- К– компрессор, КС – камера сгорания, КТ КС1 и КС2– выносные камеры сгорания – компрессорная турбина, СТ – силовая (левая) и 2 (правая) турбина, ВО – воздухоохладитель, ЭГ – Рис.1(в). Принципиальная схема V-94. электрогенератор Рис.1(б). Принципиальная схема GT-10С Рис.1(г). Принципиальная схема V-64.3A Рис.1(д). Принципиальная схема ГТЭ- Таблица Расчётные показатели ГТУ на номинальной нагрузке Параметры и показатели Тип ГТУ GT-10C V-64.3A ГТЭ- GT-35 V-94. Расчётные значения Мощность NЭЛ, МВт 15,7 28,5 63,7 114,5 153, КПД ГТУ ЭЛ, % 29,8 35,0 35,0 35,5 33, Температура за турбиной t2Т, ОС 381 550 575 517 Температура перед турбиной t1Т (ИСО 23- ~850 ~1140 ~1180 ~1135 ~ 14), ОС Расход воздуха G1К, кг/с 97 94 175 367 Степень сжатия в компрессоре, К 12,2 18,0 16,2 14,7 11, Концентрация NOX, мг/м3 50 50 50 КПД ПГУ ПГУ, % 51 - ~51 Коэффициент использования тепла топли- 85 - - - ва ГТУ-ТЭЦ ТТ, % В таблице 2 приведены сведения о конструкции этих ГТУ: число ступе ней турбомашин, камер сгорания, массогабаритные показатели.

Таблица Конструктивные особенности ГТУ Особенности Тип ГТУ конструкции ГТЭ- GT-35 GT-10C V64.3A V94. Число валов 3 2 1 1 Номинальная частота вращения 3000 6500 5400 3000 (силовой турбины), об/мин Число ступеней 10+8 11 17 15 компрессора Число ступеней турбины 1+2+3 2+2 4 4 Тип камеры сгорания Блочно- Кольце- Кольце- Блочно- Две вы кольцевая вая вая кольцевая носные Число пламенных труб 7 - - 20 Размеры, м:

длина 14,1 12,8 11,0 9,5 14, ширина 4,0 4,0 4,0 6,5 12, высота 3,7 4,7 4,8 7,0 8, Масса турбоблока, т 80 77 110 60 Во второй главе определены показатели ГТУ в составе ГТУ-ТЭЦ с ВКУ или в составе ПГУ.

Чтобы определять эти показатели при различных режимах эксплуатации и наружных условиях и применять их для анализа работы конкретной ГТУ с комбинированной выработкой электрической энергии и тепла, необходимо иметь режимные зависимости, подтвержденные экспериментально.

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

Наиболее важными показателями ГТУ, при разработке диаграмм режи мов (режимных характеристик) являются электрическая мощность, расход теп ла в КС и КПД ГТУ, расход и температура газов за турбиной (иногда энтальпия отработавших в турбине газов).

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

Исследованные в работе мощные одновальные ГТУ в составе ПГУ экс плуатируются в режиме поддержания постоянной (заданной) температуры га зов за турбиной при нагрузках выше 50% от номинальной. Это осуществляется за счёт регулирования проходных сечений (угла установки) ВНА, изменяющего массовый расход воздуха на входе в компрессор и соответственно расход газов через турбину. Одновременно регулируется подача топлива в камеру сгорания.

Условиями ограничения нагружения ГТУ являются механическая прочность, и достижение расчётного значения температуры газов перед турбиной, которая связана с прямо измеряемой и контролируется по характерной температуре га зов, чаще всего по температуре за турбиной.

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

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

В связи с невозможностью прямого измерения, расход воздуха на входе в компрессор и температура газов на входе в турбину определялись по балансу тепла без учёта расхода и уменьшения работы на сжатие воздуха, отбираемого из промежуточных ступеней и после компрессора в систему охлаждения тур бины и подшипников [Стандарт ИСО 23-14].

Массовый расход циклового воздуха:

Т Н КС ВТ hT КС ВТ h2Т N ЭЛ N ЭЛ N МЕХ В Q Р G (кг/с) (1) 1К h h 2T 1К где: Вт – замеренный расход топлива (кг/с);

QНР – низшая теплота сгора ния топлива (кДж/кг);

NЭЛ – замеренная электрическая нагрузка (МВт);

h1К – удельная энтальпия воздуха на входе в компрессор ГТУ (кДж/кг);

h2Т – удель ная энтальпия газа на выходе из турбины (силовой) (кДж/кг);

hТ – удельная эн тальпия топлива поступающего в КС (кДж/кг);

NЭЛ – электрические потери (МВт);

NМЕХ – механические потери (МВт);

КС - КПД камеры сгорания.

Удельная энтальпия газов на входе в турбину:

h G ВТ N iТ h1T 2Т 1К (кДж/кг) (2) G1К ВТ По удельной энтальпии газов перед турбиной (h1Т), коэффициенту состава ( ) и молекулярному весу ( ) газов, определялась их температура перед тур биной. Режимные параметры турбомашин определялись по обычным форму лам, в относительной - при разных значениях расчетных параметров соответ ствующих ГТУ - форме. Приведенные обороты компрессора:

ИЗМ 273,3 / n РАСЧ / 288, n n ИЗМ / t1К (3) Приведенный расход воздуха через компрессор:

ИЗМ РАСЧ Т РАСЧ / Р РАСЧ (4) GК G1К T1ИЗМ / Р1К / G1К К 1К 1К Приведенный расход газов до турбины:

ИЗМ / G РАСЧ Т РАСЧ / Р РАСЧ GT G1Т T1Т / Р1Т 1T (5) 1Т 1Т где расход газов на входе в турбину: G1Т=G1К+ВТ (6) Приведенные расходы, КПД компрессора и турбины, недожог в камере сгорания и другие внутренние показатели рассчитываются для подтверждения точности и достоверности результатов испытаний и внешних показателей, а также для использования в расчетах диаграмм режимов.

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

При регулярной эксплуатации параметры измеряются штатной системой измерений ГТУ. Однако для достоверного определения параметров и показате лей ГТУ этого не всегда достаточно и устанавливаются дополнительные высо коточные измерительные устройства. По результатам выполненных с их помо щью измерений, проверяется и корректируется работа отдельных штатных из мерительных устройств и систем измерений.

Таблица Погрешности измерений и определения показателей ГТУ Тип и место установки ГТУ Расчетные параметры и показатели GT-10C V-64.3A ГТЭ- GT-35 V-94. Температура наружного воздуха, tНВ,ОС 0,3 0,2 0,3 0,3 0, Барометрическое давление, Ba 0,25% 0,1% 0,25% 0,25% 0,1% Влажность наружного воздуха, W 4% 4% 4% 4% 4% Разрежение на входе в ГТУ, Р1К, Па 10 10 10 10 Избыточное давление за ГТУ, Р2Т, Па 10 20 40 10 Мощность ГТУ, NЭЛ 0,22% 0,22% 0,54% 0,54% 0,22% Расход топлива, ВТ 1,3% 0,5% 1,0% 1,0% 0,55% Низшая теплота сгорания топлива, QНР, 50 50 50 50 кДж/кг КПД ГТУ, ГТУ 1,6% 0,8% 1,6% 1,6% 0,9% Температура газов за турбиной, t2Т 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% Расход газов на выходе из турбины, G2Т 2,9% 1,8% 2,5% 2,5% 1,9% Дополнительные высокоточные измерительные устройства обычно ис пользуются при проведении приемочных испытаний для оценки соответствия фактически полученных показателей и гарантированных поставщиками ГТУ.

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

4.1. Условия проведения и результаты испытаний одновальных ГТУ В качестве примера на рис.2 и 3 представлены типовые зависимости, па раметров и показателей одновальной ГТУ V-94.2 С-З ТЭЦ от нагрузки, при температуре наружного воздуха -2 ОС. Такие же зависимости были построены в интервале температур наружного воздуха от -25 до +30 ОС для трех V-94.2, од ной V-64.3A, двух ГТЭ-110 и для двух GT-10C и были использованы при раз работке диаграмм режимов.

1400 1200 t1Т,ОС ГТУ, Р2К, кПа, G2Т, О t2Т, С % t2К, ОС кг/с QКС, МВт 1200 1000 aВНА, % t1Т 1000 800 Р2К ГТУ 800 600 G2Т t2Т 600 400 QКС 400 200 t2К ВНА 200 0 0 40 80 120 160 0 40 80 120 160 NЭЛ, МВт NЭЛ, МВт Пунктирной линией – ГТУ №12, Пунктирной линией – ГТУ №12, сплошной линией - ГТУ №11 сплошной линией - ГТУ № Рисунок 2. Зависимость КПД ГТУ (ГТУ), Рисунок 3. Зависимость расхода газов за расхода тепла в КС (QКС) и температур турбиной (G2T), давления (P2K) и темпера газов перед (t1T) и за турбиной (t2T) от туры (t2K) воздуха за компрессором от электрической нагрузки ГТУ V-94.2 №11 и электрической нагрузки ГТУ V-94.2 №11 и 12 С-З ТЭЦ 12 С-З ТЭЦ В области высоких нагрузок от 5060 до 100%, когда в регулировании ГТУ V-94.2, V-64.3A и ГТЭ-110 участвует ВНА, снижение мощности сопро вождается уменьшением расхода газов за турбиной примерно на 25% (до рас четного закрытия ВНА), при постоянной (или мало меняющейся) температуре газов за турбиной. Температура газов перед турбиной при этом снижается на 110130оС. При нагрузках ниже 60% от номинальной расход газов мало изме няется, и разгружение сопровождается быстрым снижением температуры газов на входе и выходе из турбины.

На холостом ходу температура газов перед турбиной V-94.2 составляет Т1ТХХ=420480оС (Т1ТХХ/Т1ТНОМ=0,530,56);

за турбиной Т2ТХХ=230250оС (Т2ТХХ/Т2ТНОМ=0,620,65);

G2ТХХ=375410кг/с расход газов за турбиной (G2ТХХ/G2ТНОМ0,75);

QКСХХ90МВт расход тепла в камеру сгорания (QКСХХ/QКС100% =0,20).

По результатам испытаний компрессоров ГТУ V-94.2 при различных наружных условиях, были определены значения их КПД и производительности при расчётном положении ВНА, в зависимости от приведенной частоты враще ния ( nK ). При увеличении nK с 0,97 до 1,04 приведенный расход компрессора увеличивается с 0,95 до 1,05, а КПД снижается с 88 до 86 %. Полное закрытие ВНА снижает производительность компрессора ( GK ) на ~25% (до GK 0, при nK 1 ) и его КПД на ~4% (до К85%).

Значения КПД турбины в зависимости от среднего по проточной части параметра u/СO показаны на рис. 4. Пропускная способность турбин практиче ски постоянна на всех режимах: GT 1,0.

T, % 0,5 0,6 0,7 0,8 0, Параметр u/Со Рисунок 4. Зависимость КПД турбины от параметра u/CО На рис.5 (а и б) приведены аналогичные зависимости параметров и показа телей ГТУ V-64.3А от электрической нагрузки, при температуре воздуха +16ОС.

В области высоких нагрузок, в регулировании ГТУ участвует ВНА, и снижение мощности до 53% от номинальной сопровождается уменьшением расхода газов на ~30% при постоянной или мало меняющейся температуре га зов за турбиной. Вследствие уменьшения степени расширения в турбине, про порциональной расходу газов, температура перед турбиной снижается на ~110оС.

200 1200 t1Т (OC), G1К EК ГТУ, t2Т(OС), (кг/с), % QКС aВНА t1Т (МВт) (%) 1000 160 G1К 800 120 ГТУ Ек 600 t2Т 80 400 Qкс 40 200 ВНА 0 0 0 0 20 40 60 80 0 20 40 60 Nэл, МВт Nэл, МВт Рисунок 5(а). Зависимость КПД ГТУ Рисунок 5(б). Зависимость расхода воздуха (ГТУ), расхода тепла в КС (QКС) и темпе- на входе в компрессор (G1К), степени сжа ратур газов перед (t1T) и за турбиной (t2T) тия в компрессоре (К) и положения ВНА от электрической нагрузки V-64.3A при (ВНА) от электрической нагрузки V-64.3A, tНВ=+16ОС tНВ=+16ОС В области малых нагрузок температуры на входе и выходе из турбины снижаются при мало меняющемся расходе газов.

При температуре наружного воздуха tНВ=+15оС и полностью открытом ВНА, КПД компрессора К87,3%, а его производительность G K 1,015. При полностью закрытом ВНА производительность компрессора снижается на ~30% (до G K 0,70, а КПД на ~5,3% (до К 82%).

При нагрузках близких к номинальным, КПД турбины равен Т 87%, а ее относительный приведенный расход GT 1,0. Пропускная способность тур бин практически постоянна на всех режимах.

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

340 3-Qкс, t2Т=517 C QKC, t2Т, 4-Qкс, t2Т=510 C 5-Qкс, t2Т=500C O МВт 7-Qкс, t2T=490C C 300 1- t2t QKC 2- t2t 6- t2t 8- t2T 260 Линейный (2- t2t) Линейный (1- t2t) t 2T Линейный (8- t2T) Линейный (6- t2t) 220 Линейный (7-Qкс, t2T=490C) Линейный (3-Qкс, t2Т=517 C) 180 5 aВНА, ГТУ, град ГТУ % -5 -15 -25 ВНА NЭЛ, МВт -35 60 70 80 90 100 110 Рисунок 6. Зависимость показателей ГТЭ-110 от электрической нагрузки при t2Т=var Зависимости КПД и производительности компрессора ГТЭ-110 от поло жения ВНА показаны на рис.7.

hК, % -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 aВНА, град 1,4 Рис.8 а) Зависимость КПД компре G1К 1, 1, 0, 0, 0, -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 aВНА, град Рисунок 7. Зависимость КПД компрессора (К) и приведенного расхода воздуха на входе в компрессор (G1КПР) от положения ВНА компрессора От полностью открытого до закрытого положения ВНА снижение КПД компрессора составило ~7,5%, относительного приведенного расхода воздуха ~30%.

Регулирование ВНА стабилизирует режимы работы камеры сгорания (рис.8). Номинальной нагрузке ГТЭ-110 соответствует коэффициент избытка воздуха 3. Если снижение нагрузки происходит при постоянном расходе воздуха, он увеличивается до ~ 5 при нагрузке ~ 60 МВт, а на холостом ходу до ~ 11. Закрытие ВНА позволяет сохранить до нагрузки ~ 60 МВт, близкие к но минальным значения tКС и, и обеспечить условия, необходимые для мало эмиссионного сжигания топлива.

a вна=0град вна=-20град вна=-30град вна=-35град NЭЛ, МВт Рис.10 Зависимость коэфф 0 20 40 60 80 100 120 Рисунок 8. Зависимость коэффициента избытка воздуха в камере сгорания от электрической нагрузки при различных положениях ВНА компрессора ГТЭ110 № 4.2. Условия проведения и результаты испытаний многовальных ГТУ Для кинематической схемы многовальной ГТУ GT-35 характерно значи тельное уменьшение расхода газов и меньшее, по сравнению с одновальной ГТУ, снижение температуры газов перед турбиной высокого давления, при G1ТВДХХ/G1ТВДНОМ0,6, снижении нагрузки до холостого хода:

Т1ТВДХХ/Т1ТВДНОМ0,50,55. Это улучшает показатели ГТУ при частичных нагрузках: в GT-35 расход тепла в камеру сгорания на холостом ходу составля ет ~20% его расхода при полной нагрузке, а удельный расход тепла увеличива ется при 50%-ной нагрузке всего на 10-11% (qT50% / qT100% = 0,895). КПД ком прессоров (КНД и КВД) составляют на режиме 100% электрической нагрузки КНД=88,6% и КВД=82,9% при частоте вращения nНД =5609 об/мин, nВД = об/мин и приведенных n НД =1,06 и n ВД =1,03.

Степень сжатия, приведенный расход воздуха и КПД компрессоров изме няются в зависимости от числа оборотов валов низкого (nНД) и высокого давле ния (nВД). Максимальные значения КПД компрессоров наблюдаются при часто тах вращения равных 0,850,90 от номинальных. При дальнейшем повышении частоты вращения и чисел Маха, КПД компрессоров несколько снижается. Об щий КПД компрессоров низкого и высокого давления (КНД+КВД) при 100% электрической нагрузке составляет 84,3 %, степень сжатия К=13,1, температура воздуха за КВД 336 ОС. С уменьшением нагрузки и оборотов КПД возрастает до максимального 87,2% при 50% нагрузке ( n НД =0,87, n ВД =0,98).

Схема измерений, не предусматривала замера температуры и давления газа до и за ТВД, поэтому можно определить только общий КПД турбин высо кого и низкого давления (ТВД+ТНД). КПД силовой турбины определенный из выражения: CT=NЭЛ/NSCT при 100% нагрузке составил 84,2 %. Для построения диаграммы режимов построена близкая к линейной зависимость относительно го крутящего момента турбины (М=NCT/nCT) от частоты её вращения (рис.9).

Его относительное значение возрастает до М 2 при отсутствии вращения (nCT=0) и уменьшается до нуля при (u/CO)=22,3. Эта зависимость использована для экстраполяции значений крутящего момента и КПД в зависимости от u/CO.

Рис.20 З 100 2,5 Nэл 400 ст, G2ст G2СТ Qсв М t2СТ % QСВ, t2ст (кг/с), МВт t2СТ, (оС) 80 300 СТ 60 1, QСВ М 200 40 G2СТ 100 20 0, 0 0 0 0 0,5 1 1,5 2 2,5 0 5 10 15 NЭЛ, МВт Параметр u/Co Рисунок 9. Экстраполяция зависимости Рисунок 10. Зависимость расхода газов в крутящего момента (М) и КПД силовой ВКУ, тепла сетевой воды, температуры за турбины (СТ) GT-35 от параметра u/Co СТ от электрической мощности GT- Результаты испытаний газо-водяного теплообменника. Утилизация тепла отработавших в ГТУ GT-35 газов происходит в водогрейном котле-утилизаторе (ВКУ), где во втором контуре тепло передается сетевой воде. Зависимость ко личества тепла переданного сетевой воде от нагрузки ГТУ представлена на рис.10.

Коэффициент использования тепла топлива на режиме полной электриче ской нагрузки составил ТТ=84,2%, при этом сетевой воде передано QСВ=29, МВт (МДж/с) тепла при максимальной разности температур в ВКУ =303 ОС.

Изменения основных параметров и показателей двухвальных GT-10C ст.№1 и 2 при работе на природном газе в зависимости от электрической нагрузки были определены по результатам испытаний при различных наруж ных условиях. С ростом нагрузки от холостого хода параметры ГТУ монотонно растут, кроме температуры газов за силовой турбиной, которая сначала снижа ется и минимальна при NЭЛ10МВт. При дальнейшем повышении нагрузки за крывается антипомпажный клапан №2, через который сбрасывается воздух вы сокого давления, и температура газов за силовой турбиной увеличивается. При 50% нагрузке и работе на природном газе, относительный расход тепла в каме ру сгорания (КС) составляет QКС50%/QКС100%0,61, относительный КПД ГТУ50%/ГТУ100%0,825, относительный расход тепла на холостом ходу в КС QКСХХ/QКС100% 0,31.

Максимальные значения КПД компрессоров 85,586% наблюдаются при 0,93 n 0,97. К холостому ходу при n =0,75-0,8 они снижаются до ~80%. При веденные расходы компрессоров уменьшаются с 1 до G =0,4-0,45, а степени К повышения давления – с 17 до 4-5.

Турбина GT-10C состоит из 4 ступеней - двухступенчатой турбины ком прессора и двухступенчатой свободной силовой турбины, вращающихся с раз ной частотой. Компрессор и его турбина («генератор газа») - с переменной, си ловая турбина - с постоянной. При степени расширения Т=1416,5 общий КПД обеих турбин составлял 8787,5%. С увеличением относительного значения па раметра (u/CO) с 1,0 до 1,4 КПД турбин снижается с 87,5 до 67%, а относитель ный приведенный расход составляет G const 1,0, при степенях расширения Т 5T17.

100 55 120 ГТУ G2CTПР QКСПР, NЭЛПР (%) (кг/с) МВт МВт 110 80 ГТУ 100 QКС 60 90 G2СТ 80 40 70 NЭЛ 20 60 0 5 50 430 470 510 550 430 470 510 t2СТпр, О С t2СТпр, ОС Рисунок 11. Зависимость расхода тепла в Рисунок 12. Зависимость расхода газов за КС (QКСПР) и электрической нагрузки силовой турбиной (G2CTПР) и КПД ГТУ (NЭЛПР) от температуры газов за силовой (ГТУ) от температуры газов за силовой турбиной (t2CTПР) ГТУ№1 GT-10C турбиной (t2CTПР) ГТУ№1 GT-10C Для разработки диаграммы режимов по результатам испытаний были по строены специальные зависимости параметров и показателей, приведенных к стандартным внешним условиям;

они представлены на рис.11-12.

В таблице 4 суммированы значения параметров и показателей исследовавшихся ГТУ, на номинальном режиме приведенные к стандартным наружным условиям. Значение потерь давления на выходе из ГТУ, дано в сече нии за диффузором ГТУ, где давление избыточное. Расчет параметров t1Т, G1К, G2Т и tКС выполнялся по стандарту ИСО-23 14.

Таблица 4 позволяет сделать некоторые общие выводы. Повышение начальной температуры газов, сопровождающееся общим совершенствованием ГТУ, существенно повысило удельную работу (NЭЛ/G1К) и КПД ГТУ (рис.13).

По сравнению с GT-35, установкой хорошей для своего времени, с экономич ными турбомашинами и высоким КПД, удельная работа современных ГТУ уве личилась вдвое. Это означает соответствующее снижение расхода рабочей сре ды (воздуха, продуктов сгорания) при той же мощности, уменьшение размеров и массы собственно ГТУ, воздуховодов, аппаратов и строительных конструк ций. Заметно – с 30 до 35% для многовальных и с 34,0 до 36,6% в одновальных ГТУ растет также КПД ГТУ. На фоне зарубежных (немецких и шведских) ана логов ГТУ хорошие показатели продемонстрировала ГТЭ-110 российского производства.

Таблица Значения параметров и показателей исследовавшихся ГТУ Наименование параметра и показателя GT-35 GT-10C V-64.3A ГТЭ-110 V-94. Температура на входе в ГТУ tНВ, ОС +15 +15 +15 +15 + Мощность ГТУ NЭЛ, МВт 15,7 30,0 63,2 115 Расход тепла в КС QКС, МВт 52,7 85,7 172,7 323,9 452, КПД ГТУ ЭЛ, % 29,8 35,0 36,6 35,5 34, Удельный расход теплоты топлива qT, 12080 10285 9836 10141 кДж/кВтч Температура газов за турбиной t2Т,ОС 385 550 575 517 О Температура газов до турбины t1Т, С ~850 ~1130 ~1170 ~1135 ~ Расход воздуха G1К, кг/с 90 92 174 362 Расход газов за ГТУ G2Т, кг/с 92 95 178 368 Степень сжатия в компрессоре, ЕК 13 17 16 14,5 Удельная работа NЭЛ/G1К, кДж/кг 170 325 355 317,7 КПД компрессора (ов) К, % 84 86 87,3 87,6 88, КПД турбины (силовой) Т, % 84,3 87,3 87 89,2 88, О Подогрев в КС tКС, С 500 710 780 740 Потери давления на входе Р1К, кПа 0,5 0,6 1,0 0,99 0, Потери давления на выходе Р2Т, кПа 1,2 2,5 5,0 1,26 2, Концентрация NOX, мг/м 50 50 50 В ГТУ с выделенным компрессорным валом расход газов снижается мо НОМ открывается антипомпажный клапан, нотонно. У GT-10С при N ЭЛ 0,3N ЭЛ перепускающий воздух на вход в компрессор. Это приводит к ускоренному уменьшению расхода и некоторому повышению температуры газов за турби ной, а расход тепла в камеру сгорания к холостому ходу увеличивается.

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

1,2 1, 500 ГТУ, ПР GКПР К NЭЛ/G1К, % кДж/кг 1,0 1, 400 30 K 0,8 GK 300 20 0,6 0, 1- GT- 0,4 0, 2- GT-10C 200 3- V-64.3A 0,2 0, 4- V-94. 1- V-64.3A 2- V-94. 5- ГТЭ-110 3- ГТЭ- 0,0 0, 100 0 4- V-64.3A 6- GT-35 5- V-94. 0 20 40 60 80 800 900 1000 1100 1200 1300 6- ГТЭ- a ВНА, % 7- GT-10C t1Т, ОС 1 –V64.3A;

2 – V 94.2;

3 – ГТЭ- 1- GT-35;

2 – GT-10C;

3 –V64.3A;

4 – V 8- V-64.3A 94.2;

5 – ГТЭ-110 9- V-94. Рисунок 14. Изменение показателей ком Рисунок 13. Изменение удельной ГТЭ 10- работы и прессоров одновальных ГТУ при регули КПД энергетических ГТУ по мере их со ровании ВНА вершенствования Пятая глава посвящена разработке и построению диаграмм режимов ГТУ с комбинированным производством электроэнергии и тепла.

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

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

Для построения этих зависимостей опытные данные приводятся к одному постоянному, обычно расчетному для конкретной площадки значению баро метрического давления. Поправками на изменение частоты вращения (сети), относительной влажности воздуха и теплоты сгорания топлива, которые при реальных пределах их измерений мало влияют на показатели ГТУ, можно пре небречь. При tНВ~ -8оС достигается максимально допустимое при работе в базо вом режиме значение электрической нагрузки: 173 МВт. При дальнейшем по нижении температуры, ВНА прикрывается, для сохранения этого значения мощности.

600 600 NЭЛ,МВт NЭЛ, МВт t2T t2T G2T, G2T, t2T,OС t2T, OС кг/с кг/с QКС,МВт QКС, МВт aВНА,% 500 500 QKC 400 400 QKC G2T 300 300 G2T 200 480 200 NЭЛ NЭЛ 100 440 100 ВНА 0 400 0 -30 -20 -10 0 10 20 30 -30 -20 -10 0 10 20 O tНВ,ОС tНВ, С Рисунок 15. Зависимость электрической Рисунок 16. Зависимость электрической нагрузки (NЭЛ), температуры газов за тур- нагрузки (NЭЛ), температуры газов за тур биной (t2T), тепла подведенного в КС биной (t2T), тепла подведенного в КС (QKC), положения ВНА компрессора (В- (QKC) и расхода газов за турбиной (G2T) НА) и расхода газов за турбиной (G2T) ГТУ№12 С-З ТЭЦ при закрытом ВНА от ГТУ№12 С-З ТЭЦ от температуры наруж- температуры наружного воздуха ного воздуха Зависимости КПД ГТУ и расхода топлива от нагрузки приведены на рис.17. Расход тепла в камеру сгорания от режима холостого хода до номи нальной нагрузки увеличивается по зависимости близкой к линейной.

40 ГТУ, QКС, % МВт 30 ГТУ 20 QКС 10 0 0 40 80 120 160 NЭЛ, МВт Рисунок 17. Зависимость расхода тепла в камеру сгорания и КПД ГТУ от электрической нагрузки V-94.2 (Дзержинская ТЭЦ) Для практических целей можно считать, что с точностью до погрешно стей измерений она не зависит от наружной температуры. КПД ГТУ также мо нотонно увеличивается с ростом нагрузки.

Параметры и показатели ГТУ С-З ТЭЦ и Дзержинской ТЭЦ в зависимо сти от температуры наружного воздуха: диаграмма режимов в виде t 2T=(NЭЛ, tНВ), а режимная зависимость G2Т=(NЭЛ, tНВ) представлены на рис.18-19. В ка честве характеризующего режим параметра, выбрана средняя температура га зов за турбиной.

В ПГУ или при комбинированной выработке электрической энергии теп ла на ГТУ-ТЭЦ важным показателем является энтальпия (произведение массо вого расхода и удельной энтальпии) газов за турбиной (на входе в ВКУ или КУ). Связь между режимом работы ГТУ и энтальпией газов за турбиной можно найти, воспользовавшись зависимостью: G2Т = f (NЭЛ, tНВ ), построенной по ре зультатам испытаний на рис.19. Вместе с диаграммой рис.18 она позволяет определить значения G2Т и t2Т, и рассчитать по ним количество тепла, поступа ющее в КУ и его тепловую производительность или выработку технологиче ского пара с прогнозируемыми параметрами.

550 G2Т, О aвна = 100% С кг/с t2Т, aВНА = 100% aвна = 0% 490 О tНВ= -40 С О -30 С О tНВ=-40 С О -20 С -30ОС О -10 С -20ОС 0ОС 450 О -10ОС 10 С 20ОС 0ОС О 30 С О 40 С NЭЛmax = 173 МВт aВНА = 0% NЭЛmax=173 МВт tНВ=10ОС О 20 С 30ОС 40ОС 370 60 80 100 120 140 160 60 80 100 120 140 160 NЭЛ, МВт NЭЛ, МВт Рисунок 18. Зависимость температуры га- Рисунок 19. Зависимость расхода газов за зов за турбиной от электрической мощно- турбиной от электрической мощности ГТУ сти ГТУ V-94.2 при различных температу- V-94.2 при различных температурах рах наружного воздуха наружного воздуха Аналогичные рис.17, 18 и 19 диаграммы были рассчитаны и построены также для других одновальных ГТУ: ГТЭ-110 и V-64.3A. Их вид и некоторые особенности испытаний и обработки их результатов рассмотрены в диссерта ции.

Диаграммы режимов и режимные характеристики многовальных ГТУ.

Равновесие валов КНД-ТНД и КВД-ТВД, генерирующих горячие газы для силовой турбины GT-35 (рис. 1(а)), определяется балансом мощностей, ме ханически связанных турбомашин, а характеристики генератора газа могут быть представлены с помощью методов газодинамического подобия в виде приведенных величин.

В качестве параметра, для GT-35 целесообразно выбрать температуру га зов перед силовой турбиной t2ТНД (t1СТ). Эта температура прямо измеряется и за висит только от параметров и состояния генератора газа.

Значения физической изоэнтропической мощности силовой турбины NSТ вычисляются по формуле:

273 t НВ ПР Ва N ST N ST (7) 273 1, При использовании силовой турбины для привода электрического генера тора, вращающегося с постоянной частотой, её КПД не остается постоянным при постоянных значениях приведенной температуры, и его изменения необхо димо учитывать при определении электрической мощности. Это делается по кривой зависимости СТ=f( u /CO) полученной на основе опытных данных, рис.9.

Вид диаграммы режимов, построенной в форме:

приведен на рис.20.

N ЭЛ f t НВ t 1CT ar Значения КПД ГТУ и расхода тепла в КС определяются в зависимости от приведенной мощности, а затем пересчитываются на значения мощности при требуемой наружной температуре. При этих пересчетах влияние изменения КПД силовой турбины на ее мощность невелико и им можно пренебречь.

0, NЭЛ, МВт о QВКУ, Ограничение по t2СТ=385 С МВт/ОС Ограничение по NЭЛ 20 0, t1ВК t2ТНД=500оС 0, 450оС о 400 С t2ТНД=350оС t2ТНД=300оС 0, 70 80 90 100 G1ВКУ, кг/с -40 -30 -20 -10 0 10 20 tНВ, оС Рисунок 21. Удельная теплопроизводитель Рисунок 20. Диаграмма режимов GT-35 ность ВКУ (ГВП) GT- Для определения тепловой мощности ГТУ используется зависимость удельной теплопроизводительности ВКУ ( QВКУ ) от расхода протекающих че рез него газов рис.21.

Q QВКУ СВ (8) где: =t2СТ - t1ВК – максимальная разность температур в аппарате (t2СТ – температура газов на выходе из силовой турбины/на входе во второй контур газо-водяного подогревателя ВКУ, t1ВК – температура воды во внутреннем кон туре газо-водяного подогревателя (ГВП) ВКУ на входе в него), QСВ - количество тепла переданного сетевой воде.

Температура воды циркулирующей в замкнутом промежуточном контуре ГВП, на входе в ВКУ находится на уровне t1ВК 60 ОС.

Также как и для трехвальной GT-35 характеристики генератора газа двух вальной GT-10С (рис.1(б)) целесообразно представлять в приведенных величи нах, хотя применительно к ГТУ GT-10C это не вполне строго из-за регулирова ния 3-х первых рядов направляющих лопаток на входе в компрессор. Регулиро вание производится для согласования работы ступеней компрессора при изме нении частоты его вращения на различных режимах работы ГТУ. Определение расхода тепла в КС и КПД ГТУ производится прямо по их зависимостям от электрической нагрузки, которые, мало изменяются от температуры наружного воздуха. Погрешности, возникающие при этом для крайних значений наружной температуры, не превышают ±1,5%.

В качестве параметра характеризующего режим для GT-10С выбрана температура газов за силовой турбиной t2СТ. Эта температура измеряется непо средственно при работе ГТУ и зависит только от нагрузки и состояния ГТУ. За висимости приведенных параметров и показателей ГТУ от приведенной темпе ратуры газов на выходе из силовой турбины (t2СТПР) полученные при испытани ях, показаны на рис.11 и 12.

При построении диаграммы для нескольких значений t2CT=400, 450, 500, 550 С определены значения приведенной температуры газов при разных тем пературах наружного воздуха в интервале от -20 до 40С по формуле:

(400.....550 273) пр t 2СТ 273 (9) t НВ Для этих значений температур t2СТПР (см. рис.11) определены соответ ствующие им значения приведенной мощности (NЭЛПР) и физические значения мощности по формуле:

273 t НВ пр В N ЭЛ N ЭЛ а (10) 101,3 Точно так же, используя рис.12, находим сначала приведенное, а затем физическое значение расхода газов на выходе из турбины пр В G2Т G2Т а (11) 101,3 273 t НВ Диаграммы режимов для определения электрической мощности ГТУ:

и расхода газов за турбиной G2CT f t НВ t, ГТУ N ЭЛ f t НВ t 2CT ar 2CT ar №1 при работе на природном газе представлены на рис.22 (а и б). Зависимости расхода газов за турбиной от температуры наружного воздуха и температуры газов за турбиной используются для определения производительности и пара метров пара после КУ, необходимых для разработки режимных характеристик блока ПГУ. Аналогичные зависимости, мало отличающиеся от приведенных на рис.22 были построены для работы на жидком топливе.

NЭЛ, G2СТ, МВт кг/с Ограничение по Nэл Ограничение по Nэл t2СТ=550ОС t2СТ=550ОС t2СТ=500ОС t2СТ=450ОС t2СТ=400ОС 500ОС 450ОС t2СТ=400ОС -20 -10 0 10 20 30 -20 -10 0 10 20 30 о tнв., С tн.в., оС Рисунок 22 (а). Диаграмма режимов GT- Рисунок 22 (б). Расход отработавших в си 10C ст.№11 (природный газ) ловой турбине газов в зависимости от тем пературы наружного воздуха при разной температуре газов за СТ ЗАКЛЮЧЕНИЕ Для организации эксплуатации энергетических ГТУ, важнейшие 1.

показатели которых: электрическая и тепловая мощность и КПД изменяются в широких пределах при изменениях наружной температуры, необходимы диа граммы режимов, связывающие значения параметров и показателей.

Диаграммы режимов целесообразно представлять в виде зависимо 2.

стей:

Электрической и тепловой мощности от наружной температуры и харак терной температуры газов в турбине, по которой осуществляется автоматиче ское регулирование и ограничение нагрузки ГТУ, Тепла, подведенного с топливом в камеру сгорания ГТУ (QКС) или элек трического КПД ГТУ (ЭЛ) от электрической нагрузки (их зависимости мало изменяются в зависимости от наружных условий).

Влияние мало изменяющихся или слабо действующих факторов: баро метрического давления, влажности воздуха, частоты сети целесообразно учи тывать с помощью поправок.

Диаграммы режимов рассчитываются по результатам испытаний 3.

конкретных ГТУ с использованием термогазодинамических соотношений, опи сывающих режимы работы элементов ГТУ.

При обработке результатов испытаний, расчетах и представлении диа грамм режимов ГТУ с выделенным компрессорным валом (валами) целесооб разно использовать методы газодинамического подобия.

При проведении испытаний новых ГТУ использовались штатные 4.

системы измерений, с помощью которых осуществляется контроль режимов и показателей ГТУ в эксплуатации. На исследованных ГТУ эти системы обеспе чивали необходимую стабильность, точность и достоверность исходных дан ных. Погрешности диаграмм режимов при этом составляют: по электрической мощности ±1,5%;

по КПД ±2,5%;

по тепловой мощности ±3 3,5%.

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

Исследованные в работе новые образцы одновальных ГТУ в обла 5.

сти малых – до 50 60% нагрузок работают без регулирования проходных сече ний компрессора с расчетным закрытием его входного направляющего аппара та (ВНА) при примерно постоянном расходе воздуха и пониженных температу рах газов. При более высоких нагрузках регулирование ГТУ осуществляется новым методом, с открытием ВНА компрессора при сравнительно мало меня ющихся температурах отработавших в турбине газов, обеспечивающих в ПГУ выработку пара приемлемых параметров.

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

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

В ГТУ с выделенным компрессорным валом температура газов на 6.

рабочих режимах при изменении нагрузки и наружной температуры изменяют ся монотонно.

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

В двухвальной ГТУ GT10C с высокой степенью сжатия в компрессоре ре гулирование его первых трех направляющих аппаратов используется для согла сования работы ступеней при различных частотах вращения. Вследствие этого использование газодинамического подобия, здесь хотя и целесообразно, но не вполне строго.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

Малахов С.В., Ольховский Г.Г., Гутник М.Н. и др. Результаты га 1.

рантийных испытаний газотурбинной установки (ГТУ) GT-35 фирмы ABB (ALSTOM) с газо-водяным теплофикационным теплообменником (ГВТО) на ГТУ-ТЭЦ (филиал ГРЭС-3) АО МОСЭНЕРГО// Теплоэнергетика.-2001.- №5. C.31-39.

Малахов С.В., Ольховский Г.Г. Диаграмма режимов газотурбинной 2.

установки с газо-водяным теплообменником// Теплоэнергетика.-2002.-№4. C.61-65.

Ольховский Г.Г., Малахов С.В., Трушечкин В.П., Агеев А.В. Диа 3.

грамма режимов ГТУ V-94.2 Северо-западной ТЭЦ// Электрические станции. 2003.- №11. - C.2-6.

Малахов С.В., Ольховский Г.Г., Трушечкин В.П., Хомиченко В.Н.

4.

Тепловые характеристики газотурбинных установок V-94.2, работающих в со ставе ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ// Электрические станции.-2004.- №5.

- C.9-16.

Агеев А.В., Малахов С.В., Гутник М.Н., и др. Исследование тепло 5.

вых характеристик газотурбинной установки ГТЭ-110// Теплоэнергетика. 2004.- №11. - C.2-8.

Радин Ю.А., Давыдов А.В., Малахов С.В. Опытное определение 6.

технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС// Элек трические станции.-2006.- №6. - C.13-19.

Ольховский Г.Г., Агеев А.В., Малахов С.В., Нагорный С.Д., Тру 7.

шечкин В.П., Туз Н.Е. Испытание энергетических ГТУ на российских электро станциях// Электрические станции.-2006.- №6. - C.36-42.

Малахов С.В., Ольховский Г.Г., Голубничий В.А. Испытание га 8.

зотурбинных установок ГТ-10С (SGT 700) на Сочинской ТЭС// Теплоэнергети ка.-2006.- №12. - C.2-10.

Малахов С.В., Ольховский Г.Г., Брызгалов В.А. Результаты гаран 9.

тийных испытаний газотурбинной установки V-64.3A на Тюменской ТЭЦ-1// Теплоэнергетика.-2006.- №12. - C.33-35.

Малахов С.В., Ольховский Г.Г. Диаграмма режимов газотурбинной 10.

установки GТ-10С (SGT 700) фирмы Siemens// Электрические станции.-2008. №2. - C.13-16.

Костюк Р.И., Малахов С.В. Тепловые испытания ГТУ типа V94. 11.

№11 и 12 в составе ПГУ-450 Т на Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга. C.20-25.: Тезисы докладов XLIX научно-технической сессии по проблемам га зовых турбин. - Российская академия наук (отделение энергетики, машиностро ения, механики и процессов управления), комиссия РАН по газовым турбинам, РАО «ЕЭС России», ОАО «ВТИ». – М.: ВТИ, 2002.-10-12 сентября.- 72с.

Малахов С.В., Агеев А.В., Туз Н.Е. Разработка методики и экспе 12.

риментальное исследование теплового процесса новых энергетических га зотурбинных установок: Тезисы докладов // Всероссийский конкурс в области энергетики и смежных наук «Новая генерация», Российская академия наук и РАО «ЕЭС РОССИИ» - М.: РАО «ЕЭС РОССИИ», 2004.

Малахов С.В., Агеев А. В., Туз Н.Е. Освоение в эксплуатации и ис 13.

пытания энергетических газотурбинных установок.-С.42-48: Тезисы докладов // Всероссийская конференция по итогам Конкурса молодых специалистов орга низаций НПК ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ».- с.Дивноморское, Краснодарский край, 2005. -189с.

Радин Ю.А., Малахов С.В., Давыдов А.В., Завгородний А.В., Го 14.

лубничий В.А. Итоги освоения головных энергоблоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. – C.59-67.: Тезисы докладов LII научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым тур бинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышлен ности, ОАО «Самарский научно-технический комплекс им.Н.Д.Кузнецова». – г.Самара: ОАО «Самарский НТК им.Н.Д.Кузнецова», 2005г. 4-6 октября. – 87с.

Малахов С.В., Агеев А.В., Туз Н.Е. Освоение в эксплуатации и ис 15.

пытания энергетических газотурбинных установок.-С.18-25: Тезисы докладов // XIV Всероссийский конкурс молодежных разработок среди предприятий и ор ганизаций топливно-энергетического комплекса в 2005 г. «ТЭК-2005», Мини стерство промышленности и энергетики РФ и др. – М.: Министерство промыш ленности и энергетики РФ, декабрь 2005.-206с.

Малахов С.В., Ольховский Г.Г. Испытания газотурбинных устано 16.

вок GT-10C (SGT 700) фирмы Siemens на Сочинской ТЭС. – C.42-47.: Тезисы докладов LIII научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - Рос сийская академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация га зотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ФГУП «ММПП «Салют».- М.: ФГУП «ММПП «Салют», 2006.-13-14 сентября. 152с.

Малахов С.В., Ольховский Г.Г. Результаты гарантийных испытаний 17.

установки (ГТУ) V-64.3A на Тюменской ТЭЦ-1. – C.47-50.: Тезисы докладов LIII научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - Российская академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбин ных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ФГУП «ММПП «Салют».- М.: ФГУП «ММПП «Салют», 2006.-13-14 сентября.-152с.

Малахов С.В., Крутицкий И.В. Первые результаты освоения ПГУ 18.

325 на Ивановской ГРЭС. – C.10-13.: Тезисы докладов LIV научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энерге тики и промышленности, ОАО «ВТИ», ОАО «НПО ЦКТИ», ОАО «Силовые машины». - г. Санкт-Петербург: ОАО «НПО ЦКТИ», 2007г. 26-27 июня. – 112с.

Малахов С.В. Результаты тепловых испытаний ГТЭ-110 №3 и 4 в 19.

составе ПГУ-325 на ОАО «Ивановские ПГУ». – C.7-10.: Тезисы докладов LV научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Российская Акаде мия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ОАО «НПО Са турн». - г.Рыбинск: ОАО «НПО Сатурн», 2008г. 8-10 сентября. – 98с.

Крутицкий И.В., Малахов С.В., Перфильев А.Н., Фролов М.С. Ре 20.

зультаты режимной наладки на тепломеханическом оборудовании энергоблока ПГУ-325 ст.№1 филиала ОАО «Интер РАО ЕЭС» - «Ивановские ПГУ». – C.15 18.: Тезисы докладов LV научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ас социация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО «ВТИ», ОАО «НПО Сатурн». - г.Рыбинск: ОАО «НПО Сатурн», 2008г. 8- сентября. – 98с.