Оптимизация впрыска воды в тракт проточной части газотурбинной установки, работающей в условиях Ирака тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Хамза Насир Хамид Хамза

• Хамза Насир Хамид Хамза
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Хамза Насир Хамид Хамза

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕМЕ

ДИССЕРТАЦИИ

1.1 Анализ существующего оборудования ГТУ

1.2 Современные схемы работы ГТУ

1.3 Повышение эффективности работы ГТУ в теплый период года

1.4 Системы охлаждения воздуха на входе в газотурбинные установки

1.4.1 Увеличение мощности ГТУ путем охлаждения подводимого воздуха

1.4.2 Преимущества и недостатки использования системы охлаждения

1.5 Оптимизация работы современных ГТУ

1.5.1 Регенерация

1.5.2 Впрыск воды

1.6 Постановка задачи данной работы

Глава 2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РАБОТЫ ГТУ С ВПРЫСКОМ

ВОДЫ И РЕГЕНЕРАЦИЕЙ

2.1 Граничные условия и допущения

2.2 Методика термогазодинамического расчета ГТУ

2.3 Методика расчета камеры сгорания

2.4 Анализ рабочих процессов в камере сгорания в соответствии с задачами диссертационного исследования

2.5 Расчет регенератора

2.5.1 Эффективность использования регенерации тепла уходящих газов

2.6 Расчет впрыска воды через воздухозаборник

Выводы по главе

Глава 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА ОПЫТНОЙ

ГТУ

3.1 Конструктивная схема экспериментального стенда

3.2 Оборудование экспериментального стенда

3.2.1 Пусковое устройство

3.2.2 Газовый генератор

3.2.2.1 Центробежный компрессор

3.2.2.2 Камера сгорания

3.2.2.3 Турбина компрессора (первая турбина)

3.2.3 Силовая турбина

3.2.4 Топливная система

3.2.5 Система жидкой смазки

3.2.6 Система измерения выходной мощности

3.3 Модификация экспериментального стенда

3.3.1 Система регенерации

3.3.1.1 Выбор теплообменника

3.3.1.2 Компоненты системы

3.3.1.3 Измерение температур

3.3.2 Система впрыска воды

3.3.2.1 Физический процесс распыления воздушным потоком

3.3.2.2 Оборудование необходимое для водораспыления

3.4 Функциональные испытания

3.4.1 Испытание в нормальном режиме

3.4.2 Испытание с регенерацией

3.4.3 Испытание с регенерацией и впрыском воды перед компрессом

3.5 Расчеты параметров работы компрессора и установки ОТ-85-2-И с

впрыском воды и регенерацией

Выводы по главе

Глава 4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ .РАЗРОБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО

ПРИМЕНЕНИЮ

4.1. Влияние впрыска воды на эксплуатационные характеристики

двухвальной газовой турбины

4.1.1 Впрыск воды перед компрессором

4.1.2 Впрыск воды за компрессором (перед регенератором)

4.2 Влияние впрыска воды на экологические параметры ОТ-85-2-И

4.3 Влияние регенерации на эксплуатационные характеристики двухвальной газовой турбины

4.4. Влияние впрыска воды и регенерации на эксплуатационные

характеристики двухвальной газовой турбины

4.5 Ограничение объемов (расходов) впрыскиваемой воды в газовую

турбину

4.6 Выбор оптимального режима работы установки ОТ-85-2-И с впрыском воды

4.7 Анализ погрешности отклонения расчетных данных от экспериментальных

4.7.1 Верификация экспериментальных результатов регенерации и

впрыска воды

4.7.1.1 Определение погрешности

4.7.2 Верификация экспериментальных результатов работы ГТУ с

регенерацией

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

ПРИЛОЖЕНИЕ А. ИНТЕРФЕЙСЫ КОМПЬЮТЕРНОЙ ПРОГРАММЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Копии сертификатов

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Копии документов о внедрении результатов

ВВЕДЕНИЕ

Во всем мире прогресс в теплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности, экологичности, снижению расхода материалов и капиталоемкости, повышению надежности и эксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций.

Одним из признанных направлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическом секторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо, приоритет использования парогазовых установок хорошо известен. Газотурбинные установки на электростанциях, как основной тип двигателя для привода электрогенераторов, используются главным образом в тех районах, где имеется природный газ, а так же, учитывая их возможности к быстрому пуску, для покрытия пиковых нагрузок, возникающих в энергосистемах в относительно кратковременные периоды наибольшего потребления энергии

В последние годы газотурбинные установки (ГТУ) получают все более широкое применение в различных отраслях промышленности. Они могут работать на различных видах органического топлива, что позволяет их использовать в стационарном (тепловые электрические станции, компрессорные станции и т. д.) и в транспортном варианте (морские суда, железнодорожный транспорт и т. д.). На компрессорных станциях магистральных газопроводов ГТУ являются основными двигателями для привода газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Количество ГПА с газотурбинным приводом по суммарной мощности достигло 80 % от общей установленной мощности приводов на газокомпрессорных станциях. Перспективность использования ГТУ на компрессорных станциях связана с их высокой энергоемкостью, автономностью, не требующей подвода дополнительной энергии и большим моторесурсом. Компактность ГТУ позволяет производить их в блочно-модульном исполнении, что облегчает условия монтажа и технического обслуживания. Анализ существующего положения трубопроводного транспорта газа

и оценка перспектив его дальнейшего развития свидетельствуют о том, что газотурбинный вид привода ГПА и на ближайшую перспективу останется основным видом привода компрессорных станций. Возможность использования в качестве топлива в ГТУ транспортируемого газа исключает зависимость от внешних поставщиков энергии и не требует больших капитальных вложений на строительство линий электропередач. Оснащение ГТУ котлами-утилизаторами, регенераторами и совмещение их с паротурбинными установками и электрогенераторами дает возможность выработки тепловой и электрической энергии для бытовых нужд, как самих компрессорных станций, так и прилегающих поселков. Основная особенность ГТУ заключается в существенной зависимости эксплуатационных характеристик от параметров термодинамического процесса горения топлива, которые в свою очередь зависят от качественного состава топлива, условий его подготовки и сгорания. Данная особенность, с одной стороны, выгодно отличает ГТУ от других двигателей с точки зрения возможности регулирования в широком диапазоне эксплуатационных параметров (скорость вращения, мощность, КПД и т. д.), с другой стороны, требует подготовки специалистов высоко уровня по их эксплуатации. Они должны обладать знаниями об основных характеристиках применяемых ГТУ, возможной области и граничных значениях регулируемых параметров, перспективах и возможному дальнейшему развитию конструкций ГТУ, что позволит принять обоснованные решения при проектировании конкретных компрессорных станций и разработать оптимальную систему технического обслуживания и ремонта технологического оборудования.

В новых экономических условиях, когда невозможно использовать централизованные средства для восстановления уже отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей, ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснабжение от крупных источников весьма проблематична. Такие источники не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности. Реконструкция энергоблоков, тепловых и газовых станций

должна осуществляться так, чтобы мощность вводимого нового газотурбинного оборудования и отдельных узлов находились на современном уровне, а само оборудование было произведено с помощью новых технических решений и технологий.

Следует отметить, что указанные выше проблемы, связанные с применением ГТУ в теплоэнергетике, промышленности и транспорте газа, являются актуальными и для западных технологий. При этом ставятся задачи улучшения эксплуатационных характеристик и надежности ГТД во всем диапазоне рабочих режимов.

Эксплуатационные характеристики ГТД (газотурбинный двигатель) определяются его КПД, ресурсом и надежностью, а также экологическими показателями. В тепловой машине простого цикла, КПД связан как с термодинамическим параметром (большие значения КПД и выходная мощность), так и с аэродинамическим совершенствованием основных узлов двигателя, в частности, компрессора.

Задача ставится следующим образом: как повысить эффективность узлов двигателя, в частности, компрессора, не изменяя геометрии лопаточной части. Кроме того при температуре окружающей среды больше 15°С на всех машинах идет срезка по мощности, в той или иной степени. Одним из средств уменьшения падения мощности является захолаживание потока воздуха на входе с помощью тумана или впрыска воды на вход в двигатель. Выходная мощность газовой турбины уменьшается в жаркие летние дни, когда спрос на электроэнергию максимальный. В связи с глобальным потеплением, а так же с целю профилактики эффективного использования топливных ресурсов требуется дальнейшее повышение эффективности электростанций. Впрыск воды используется для уменьшения температуры на входе и повышения срока службы газовой турбины.

Совершенствование тепловых двигателей идет по пути увеличения КПД и коэффициента использования тепла топлива. На современном этапе развития энергетики все большее внимание уделяется внедрению энергосберегающих

технологий, повышению эффективности преобразования содержащейся в топливе энергии в электричество и тепло. В последние годы газотурбинные установки с впрыском воды получают все более широкое применение как энергетические установки малой и средней мощности во многих странах мирах.

Решение такой задачи является важным этапом для перехода к обслуживанию газотурбинного и теплоэнергетического оборудования и его ремонту при непрерывном мониторинге эксплуатационных параметров.

Проблемы, отмеченные выше, а также постоянный интерес предприятий, занимающихся разработкой и эксплуатацией газотурбинной техники, к вопросу улучшения характеристик ГТД на стационарных и переходных режимах, представляют собой важную актуальную задачу.

Актуальность избранной темы. На современном этапе развития энергетики все большее внимание уделяется внедрению энергосберегающих технологий, повышению эффективности преобразования содержащейся в топливе энергии в электричество и тепло. В связи с глобальным потеплением, а так же с целью более полного использования топливных ресурсов, требуется дальнейшее повышение эффективности работы электростанций. Совершенствование тепловых двигателей идет по пути увеличения КПД и коэффициента использования тепла топлива. В последние годы во многих странах мирах все более широкое применение получают газотурбинные установки (ГТУ) малой, средней и большой мощности. В странах с горячим и сухим климатом, производство электроэнергии от газотурбинных электростанций снижается из-за повышенной температуры и сухости приточного воздуха из окружающей среды.

Охлаждение поступающего воздуха увеличивает его плотность и, следовательно, повышает мощность и эффективность газотурбинной установки.

В данной работе рассмотрены режимы работы ГТУ при впрыске воды в рабочую среду, что повышает полезную мощность газовой турбины с регенерацией, при этом КПД цикла увеличивается. Таким образом, предложенная тема

диссертации является актуальной.

Степень разработанности темы.

Создателем отечественной школы газотурбостроения в СССР был Маковский В. М. (1870-1941) работавший на кафедре турбостроения при Харьковском механико-машиностроительном институте с 1930 г.

В настоящее время работы в области ГТУ продолжают научные школы кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), представители ВТИ, НПО ЦКТИ и др.

Технология впрыска влаги стала наиболее широко использоваться начиная с 2001 г. К известным зарубежным исследователям технологии охлаждения потоков относятся Чакер М., Мехер-Хомжи С.Б, Мее Т.Р. (начиная с 2001 г.), Санджив П.Е, Бхаргава М., Бианчи М., Мелино Ф. и Перетто (с 2003 г.), Ацуши Н., Гариуки Ю., Рухей Ю. и Койчи И. (с 2005 г.) и др., работы которых анализируются в диссертации.

Настоящая работа также посвящена практическому применению технологии впрыска воды при регенерации в ГТУ в условиях Ирака, определяющие их влияние на эксплуатационные характеристики и оптимальные режимы работы двухвальной газовой турбины.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация впрыска воды в тракт проточной части газотурбинной установки, работающей в условиях Ирака»

Цель работы.

Целью работы является повышение эффективности и экологичности работы газотурбинной установки в климатических условиях Ирака за счет оптимизации режима и места впрыска воды, а также использования системы регенерации.

Для достижения цели в работе поставлены следующие задачи:

- анализ информационных данных по вопросам впрыска влаги в газовые турбины и использования регенерации;

- разработка технологических схем и режимов работы газовой турбины с регенерацией и впрыском воды, работающей в условиях Ирака;

- разработка математической модели для исследования влияния впрыска воды и регенерации на эксплуатационные характеристики и рабочие режимы двухвальной газовой турбины, работающей в условиях Ирака;

- анализ эффективности работы двухвальной газовой турбины в различных режимах (нормальный, с регенерацией и с впрыском воды), работающей в климатических условиях Ирака с помощью математического моделирования и экспериментальных исследований.

- разработка рекомендации по применению впрыска воды перед компрессором газовой турбины, работающей в условиях Ирака.

- оптимизационные расчёты по величине впрыска с целью повышения эффективности работы газовой турбины.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработан новый метод впрыска воды в ГТУ с регенератором, отличающийся от традиционного впрыска пара, осуществляемого в камеру сгорания тем, что производится в воздухозаборник перед компрессором, что позволяет осущестлять парообразование в процессе сжатия воздуха в компрессоре и за счет этого снижать температуру горения топлива в камере сгорания перед газовой турбиной на 14 - 33 %.

2. Разработана математическая модель ГТУ, на основе которой создан алгоритм расчета, реализованный в виде компьютерной программы, отличающаяся тем, что позволяет одновременно учитывать процессы регенерации и впрыска воды в тракт энергоустановки, производя расчеты эффективности работы и процесса термогазодинамики газотурбинного агрегата.

3. Аналитический и экспериментальный анализ процессов, происходящих в ГТУ с регенерацией и впрыском воды перед компрессором, показал новые возможности увеличения полезной мощности на 47 % и эффективности

газотурбинного агрегата на 25 % в условиях Ирака за счет воздействия на режимы работы ГТУ впрыска воды с регенерацией.

4. Впервые для газотурбинных установок малой мощности (до 5 кВт) с регенерацией определен оптимальный расход впрыскиваемой воды, который позволяет получить максимально возможное приращение мощности (на 47 %) и термического КПД ГТУ (на 56 %); впрыск воды перед лопаточным аппаратом компрессора рекомендуется производить в количестве до 0,812 % от общего расхода рабочей среды.

Теоретическая и практическая значимость работы.

1. На базе газотурбинного двигателя ОТ-85-2-И был разработан опытный стенд, на котором проведены экспериментальные исследования по оптимизации впрыска воды в тракт ГТУ, подтверждающие расчётный эффект.

2. С использованием математической модели режимов работы ГТУ создан комплекс расчетных программ для автоматизированного анализа схем ГТУ с регенерацией и впрыском воды, имеющих практическое значение для теплоэнергетики Ирака.

3. Разработан метод впрыска воды в ГТУ с регенерацией, который позволяет выгорать топливу при пониженных температурах и, за счет этого, понижать прочностные напряжения металла лопаток турбины, что особенно важно для условий Ирака. Это дает возможность при большой потребности в электроэнергии и наличии топливных ресурсов Ирака, увеличивать расход топлива на электростанциях, и, таким образом, повышать полезную мощность ГТУ, работая с большей нагрузкой, особенно в летний период.

Методология и методы диссертационного исследования.

В работе проведен анализ информации по вопросу исследований; выявлены проблемы; определены задачи исследования; проведены теоретические исследования; создана опытная установка, на которой проведены эксперименты по

исследованию систем регенерации и впрыска воды на двухвальной газотурбинной установке GТ-85-2-H; даны рекомендации по использованию расчетных и экспериментальных характеристик при регенерации и впрыске воды в двухвальной ГТУ и возможности их использования в условиях Ирака.

В работе над диссертацией использовались как теоретические методы с разработкой математического моделирования по определению влияния впрыска воды перед компрессором и за ним и регенерации на эксплуатационные характеристики ГТУ, так и экспериментальные исследования процессов, происходящих в данной газотурбинной установке.

Положения, выносимые на защиту:

- новые технические решения по применению впрыска воды на входе в компрессор ГТУ с регенерацией, работающей в условиях Ирака;

- математическая модель и компьютерная программа для расчета термогазодинамических характеристик ГТУ с регенерацией и впрыском воды;

- определение оптимального количества впрыскиваемой воды в воздухозаборник компрессора ГТУ с регенерацией;

- комплекс программ на основе модульной конструкции программирования, которые позволяют добавлять или убирать дополнительные модули для уточнения и расширения расчетов ГТУ.

Степень достоверности исследования.

Степень достоверности полученных результатов обеспечивается применением современных компьютерных средств, численного моделирования на базе апробированных математических моделей, широко используемых в вычислительных задачах, и хорошим соответствием полученных результатов с данными экспериментальных исследований.

Достоверность и обоснованность полученных результатов подтверждается корректностью допущений математических моделей, для которых использовались

фундаментальные законы теплотехники с учетом физических особенностей исследуемых процессов и с применением современной измерительной техники, повторяемостью опытных данных, проведением оценки погрешности измерений, верификацией моделей на основе сравнения с опытными данными стендовых испытаний, и с применением современных вычислительных средств (Microsoft Excel, Grapher, Microsoft Visual-Basic 2010, AutoCAD 2010).

Реализация результатов исследования. Результаты работы внедрены в:

- курсах дисциплин «Турбины ТЭС и АЭС», «Перспективы развития энергетики» и «Природоохранные технологии в энергетике», читаемых для студентов-инженеров, бакалавров и магистров на кафедре ТЭСиТ ЮРГПУ (НПИ); имеется акт внедрения;

- ООО Шахтинская ГТЭС.

Апробация работы.

Основные результаты исследований докладывались на:

- XXXV сессии Всероссийского научного семинара Академии наук РФ "Кибернетика электрических систем" по тематике "Электроснабжение промышленных предприятий", Новочеркасск, ЮРГПУ (НПИ), 2013.

- XXI международной заочной научно-практической конференции (Научная дискуссия: вопросы технических наук), Москва, 2014.

- НК25 международной заочной научно-практической конференции (Современный взгляд на будущее науки), Уфа, 2014.

- ХХХVI Сессии Всероссийского научного семинара «Кибернетика энергетических систем», Новочеркасск, ЮРГПУ (НПИ), 2014.

Личный вклад автора состоит в:

- проведении системного анализа

- информации о газотурбинных энергоустановках, в том числе и в условиях Ираке;

- создании экспериментального стенда и проведении исследований режимов работы двухвальной газовой турбины с впрыском воды при регенерации;

- разработке математических моделей и компьютерных программ расчета характеристик газовой турбины в условиях Ирака;

- разработке методики и комплекса программ термогазодинамических расчетов ГТУ, работающих с регенерацией и впрыском воды, которые существенно ускоряют первичное расчетное исследование и обработку экспериментальных данных. Модульная конструкция программирования позволяет уточнять и расширять задачи расчетов и обработки данных эксперимента.

Публикации: По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 4 в журналах из перечня изданий, рекомендованных ВАК.

Объем работы и ее структура: Диссертация состоит из введения, четырёх глав и заключения. Содержит 152 страницы, 61 иллюстрация, 2 таблицы. Список используемых источников включает 106 наименований.

Глава 1. ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОИ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕМЕ

ДИССЕРТАЦИИ

1.1 Анализ существующего оборудования ГТУ

Принципиальная схема простой газотурбинной установки показана на Рисунке 1.1 Компрессор 1 всасывает воздух из атмосферы, сжимает его до определенного давления и подает в камеру сгорания 2. Сюда же непрерывно поступает жидкое или газообразное топливо. Сгорание топлива при такой схеме происходит непрерывно, при постоянном давлении, поэтому такие ГТУ называются газотурбинными установками непрерывного сгорания или ГТУ со сгоранием при постоянном давлении [1].

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема простой газотурбинной установки.

Горячие газы, образовавшиеся в камере сгорания в результате сжигания топлива, поступают в турбину 3. В турбине газ расширяется, и его внутренняя энергия преобразуется в механическую работу. Отработавшие газы выходят из турбины в окружающую среду (в атмосферу). Часть мощности, развиваемой газовой турбиной, затрачивается на вращение компрессора, а оставшаяся часть (полезная мощность) отдается потребителю через электрогенератор. Мощность, потребляемая

компрессором, относительно велика и в простых схемах при умеренной температуре рабочей среды может в 2...3 раза превышать полезную мощность ГТУ [2]. Это означает, что полная мощность собственно газовой турбины должна быть значительно больше полезной мощности ГТУ. В камере сгорания воздух разделяется на два потока: один поток в количестве, необходимом для сгорания топлива, поступает внутрь жаровой трубы ЖТ второй поток обтекает жаровую трубу снаружи и подмешивается к продуктам сгорания для понижения их температуры. Процесс сгорания в камере происходит при постоянном давлении. Получающийся после смешения газ поступает в газовую турбину, в которой, расширяясь, совершает работу, а затем выбрасывается в атмосферу. Развиваемая газовой турбиной мощность частично расходуется на привод компрессора, а оставшаяся часть является полезной мощностью газотурбинной установки. Для современного газотурбостроения характерны рост начальной температуры газа, увеличение степени повышения давления и увеличение температура на входе в турбину. Охлаждение высокотемпературных элементов и применение новых жаропрочных сплавов позволили поднять начальную температуру газа для базовых ГТУ до 1200-1500°С, для пиковых до 1200°С [3.5]. Степень повышения давления в одном корпусе компрессора достигла 3,0 МПа. При простейшей схеме ГТУ эти параметры обеспечивают КПД установки 23—26% [6,7]. В последние 10-20 лет произошли существенные изменения во всех технологиях охватывающих выработку электроэнергии и энергетических систем. Хотя газовые турбины и не могут удовлетворить всем требованиям, они все же в большой степени покрывают их. В отличие от паротурбинной установки (ПТУ) полезная мощность ГТУ составляет сравнительно небольшую долю от мощности турбины. Долю полезной мощности можно увеличить, подняв температуру газа перед турбиной или снизив температуру воздуха, всасываемого компрессором. В первом случае возрастает работа расширения (используемый теплоперепад) газа в турбине, во втором—уменьшается работа, затрачиваемая на сжатие воздуха в компрессоре. Оба способа приводят к

увеличению доли полезной мощности. Эффективность ГТУ в сравнении с другими, тепловыми двигателями обнаруживается только при высокой температуре газа и высокой экономичности турбины и компрессора. Поэтому простой по принципу действия газотурбинный двигатель стал применяться в промышленности, позднее других тепловых двигателей, после того, как был достигнут прогресс в технологии жаропрочных материалов и накоплены необходимые знания в области аэродинамики турбомашин [8.. .11]. 1.2 Современные схемы работы ГТУ

Хотя простой цикл Брайтона имеет приемлемый КПД, он, тем не менее, не принимает во внимание некоторые сложности, с которыми приходится сталкиваться на действующей электростанции в реальности. Часть механической энергии расходуется на вращение ротора компрессора и составляет не менее 51 %. Оставшаяся часть передается через силовую турбину на приводное устройство [12,13]. Следовательно, если оценивать эффективность ГТУ только по соотношению подводимой энергии и механической энергии на валу силовой турбины, то теоретически ее КПД не может превышать 49%. Практически, следствие необратимости термодинамического цикла, потерь на механическое трение, гидравлического сопротивления и других причин значение КПД принимает еще меньшее значение и лежит в диапазоне 22-38 % [14.17]. Помимо увеличения значения Т3 (температура на входе турбины, Рисунок 1.1), существуют и другие способы модификации цикла:

1 - регенерация;

2 - впрыск воды или пара;

3- охлаждение рабочей среды компрессора; 4 - нагрев рабочей среды турбины [18].

Регенерация представляет собой внутренний теплообмен в рамках цикла, как показано на Рисунке 1.2. Тепловая энергия горячих газов вытекающих из турбины,

повышая температуру воздуха буквально перед входом в камеру сгорания, увеличивает ее энтальпию (теплосодержание). Рациональное и наиболее полное использование подведенной теплоты топлива в камере сгорания ГТУ, т. е. прежде всего уменьшение потерь теплоты с уходящими газами, следует считать задачей большой важности для отрасли как в условиях их эксплуатации. Расчеты показывают, что для перспективных газотурбинных установок коэффициент эффективного использования теплоты топлива может достигать величины порядка 80 % и выше; из них для выработки мощности на валу нагнетателя на уровне 34 - 36 %, а остальное за счет рационального использования теплоты отходящих газов [19,20]. Количество теплоты, которую можно утилизировать в теплоутилизационных теплообменниках, зависит от многих факторов: типа и конструкции ГТУ, мощности и режима ее работы, температуры окружающей среды, типа и конструкции самих теплоутилизационных установок и т. д. Опыт использования газотурбинного энергопривода на компрессорных станциях показывает, что далеко не вся теплота, образующаяся в камере сгорания ГТУ в результате сжигания топлива, полезно используется для выработки мощности на валу турбины. Значительная ее часть теряется безвозвратно, особенно с уходящими из турбины отработавшими продуктами сгорания с температурой 400 - 550 °С [21,22].

Впрыск воды является способом, с помощью которого существенно возрастает мощность цикла газовой турбины, при этом КПД увеличивается незначительно. В некоторых силовых установках (на самолетах и в стационарных агрегатах) вода впрыскивается в компрессор и испаряется по мере того, как температура воздуха поднимается в процессе сжатия. Тепло испарения, таким образом, снижает температуру сжатого воздуха и уменьшает работу компрессора. При этом КПД рабочего цикла тоже увеличивается [22,23]. Вода, подаваемая через форсунки, частично испарялась на волокнах ткани, частично стекала вниз, в поддон. Воздух, проходя через волокна ткани, испарял воду и охлаждался. В эксплуатации удавалось

заметно охладить воздух при сравнительно небольшом увеличении сопротивлении воздухозаборного канала. Впрыск воды в проточную часть ГТУ. При впрыске воды на вход в компрессор, температура воздуха на выходе из компрессора снижается, тем самым уменьшается потребная мощность компрессора, возрастают мощность и эффективный КПД ГТУ. Впрыск пара на входе в камеру сгорания в небольших количествах (порядка 2-4% от расхода воздуха) способствует значительному уменьшению эмиссии окислов азота в продуктах сгорания (экологический впрыск) [24]. При впрыске 2% (с температурой +25 °С) воды, на вход в ГТУ АЬБТОМ ОТ9Б, температура воздуха на выходе из компрессора снижается на 52 °С, мощность ГТУ увеличивается на 14%, КПД возрастает на 1% [25.28].

Рисунок 1.2 - Схема газовой турбиной с регенерацией.

1.3 Повышение эффективности работы ГТУ в теплый период года

Известно, что при повышении температуры воздуха на всасывании в компрессор ГТУ объем вырабатываемой электрической мощности снижается, а объем потребления газа повышается. Существуют различные технические схемы охлаждения воздуха, среди которых применение абсорбционных холодильных машин считается наиболее перспективным. Однако до настоящего времени не были разработаны и обоснованы методы для выбора холодильной мощности, а именно

этот показатель определяет величину капитальных затрат на реализацию идеи. При традиционном подходе, для оценки эффективности охлаждения на входе в компрессор выполняется расчет мощности, необходимой для охлаждения воздуха в диапазоне от 30 °С до 15 °С, с учетом уровня влажности, характерного для определенного региона, поскольку действует стандартный график зависимости электрической мощности от температуры воздуха. Стандартный график часто приводится в технической литературе (для стендовых условий испытания турбины). И этот график имеет «переломы» именно в точках 15 °С и 30 °С [29.31].

Рисунок 1.3 - Зависимость электрической мощности от температуры воздуха.

Рассмотрим пример расчета газотурбинной установки SGT-800 производства Siemens, установленной на ТЭС «Международная», согласно расчетам, выполненным по традиционной методике, исходная относительная влажность воздуха часто принимается равной 70 %. При этом такие важнейшие моменты, как количество дней в определенном регионе с температурой воздуха 30 °С и выше, технико-экономические показатели при других заданных диапазонах снижения температуры, в рамках такого подхода не учитываются. Разработанная методика [32.36] заключается в следующем:

• использовать статистику климатических параметров региона;

• использовать «реальные», а не стендовые характеристики ГТУ;

• рассчитать стоимость дополнительно вырабатываемой энергии и сэкономленного топлива при различной степени охлаждения воздуха (при различной мощности);

• определить стоимость оборудования, необходимого для реализации системы охлаждения на каждом уровне мощности;

• разработать критерий, позволяющий объективно оценить расходы и доходы и определить срок окупаемости применения охлаждения воздуха на входе в компрессор газовой турбины;

• оценить эффективность внедрения данного мероприятия в условиях «холодного- среднестатистического - жаркого лета»;

• на основе всех расчетов принять обоснованное решение.

Для разработки методики в качестве исходных данных использовались эксплуатационные характеристики ГТУ 80Т-800, позволившие оценить при различной температуре окружающего воздуха расход топлива и электрическую мощность (Таблица 1.1). При этом учитывались климатические характеристики месторасположения ТЭС. Принятая стоимость реализуемой электроэнергии составляла 1,3 руб./кВт-ч; стоимость закупаемого газа - 3,7 руб./м . На основе параметров систем холодоснабжения, теплообменников, приточных установок и градирен были выведены показатели температуры, влажности, плотности приточного воздуха при расчетных значениях для каждого месяца сезона (с мая по сентябрь), с учетом минимальных, средних и максимальных среднемесячных температур. Оценка стоимости всей системы была необходима для того, чтобы определить рациональность применения охлаждения, а также сроки окупаемости всей установки [37.40].

Таблица 1.1 - Эксплуатационные характеристики ГТУ Б0Т-800 на 100%-й нагрузке.

Температура окружающего воздуха, °С Влажность воздуха, % Элек. мощность, кВт Элек. КПД, % Вырабатываемое количество тепла, кДж/кВт.ч Расход топлива, кг/с

37 70 34879 34,25 10512 2,074

30 70 39530 35,56 10123 2,264

20 70 42048 36,16 9955 2,368

10 70 44134 36,45 9876 2,466

0 70 46039 36,6 9837 2,562

-10 70 47997 36,76 9793 2,659

-15 70 48000 36,76 9795 2,660

-20 70 48000 36,71 9807 2,663

-30 70 48000 36,48 9869 2,680

-35 70 48000 36,3 9918 2,693

-42 70 48000 35,98 10005 2,717

1.4 Системы охлаждения воздуха на входе в газотурбинные установки

Охлаждение воздуха на входе в газотурбинные установки широко применяется для повышения КПД и мощности таких энергоагрегатов. Однако большое количество ранее созданных ГТУ не оснащались системами охлаждения воздуха на входе, что снижало затраты на их установку и монтаж. Кроме того, вырабатываемой в то время мощности энергоустановки было достаточно. Используя преимущества систем охлаждения воздуха в условиях роста электропотребления, мощность энергоблока такого типа можно повысить на 10 - 26 %, исключая собственные затраты мощности в системе, особенно в летний период. Для установок, созданных в более поздний период, можно применять комплексы из систем испарительного охлаждения, систем непосредственного охлаждения с охлаждающей жидкостью или

холодильных комплексов с охлаждающей батареей (испарителем) и собственным хладагентом [41.46].

1.4.1 Увеличение мощности ГТУ путем охлаждения подводимого воздуха

Практически все ГТУ имеют постоянный объемный расход воздуха. Таким образом, с повышением плотности воздуха, поступающего в систему, увеличивается его масса, при этом повышается мощность установки. Значительные потери мощности ГТУ отмечаются в летний период. Но даже с учетом затрат энергии на охлаждение поступающего воздуха, используя данную систему, можно ощутимо увеличить электрическую мощность установки со снижением ее тепловой мощности.

Несмотря на то что вырабатываемая ГТУ мощность увеличивается практически линейно с понижением температуры воздуха, необходимо, чтобы она была не ниже 5.6 °С во избежание риска образования льда в воздушном тракте системы. Снижение температуры подаваемого в турбину воздуха с 38 °С до 17°С предотвращает потенциальное снижение мощности ГТУ на 27% при такой высокой температуре. Если воздух будет охлажден до 6 °С, то вырабатываемая мощность увеличится до 110%. Соответственно, снижение температуры всасываемого воздуха с 38°С до 6°С обеспечит возрастание мощности ГТУ с 73% до 110% от номинала. Номинальная мощность турбин обычно приводится для температуры воздуха 15 °С, относительной влажности 60% и высоты над уровнем моря в соответствии с международным организационным по стандартизации (ИСО) (ISO) [47.51]. Данные по мощности для других условий эксплуатации можно получить у производителей оборудования. Для общих расчетов должны учитываться следующие факторы:

1. Каждое повышение температуры воздуха на 10 °С приводит к падению мощности на 8%;

2. Увеличение высоты площадки ГТУ над уровнем моря на 300 м приводит к падению мощности на 3,5%;

3. Каждая дополнительная потеря давления на 1 кПа в фильтрах, шумоглушителях и выхлопных газоходах вызывает снижение мощности на

2 %;

4. Дополнительные потери давления в котле-утилизаторе, шумоглушителе и газоходах на выходе приводят к снижению мощности на 1,2%.

При этом изменение КПД турбины на разных частотах вращения может рассматриваться как результат изменения температуры воздуха [52.57].

1.4.2 Преимущества и недостатки использования системы охлаждения

Применение впрыска влаги на вход в компрессор имеет следующие преимущества.

1. Повышение мощности. Охлаждение воздуха на входе в газовую турбину ниже 15 °С позволяет собственникам электростанции получить дополнительную прибыль за счет выработки дополнительного количества энергии.

2.Повышение эффективности использования топлива. Это одно из наиболее важных преимуществ использования системы охлаждения на входе ГТУ. При повышении температуры с 15 °С до 38 °С увеличивается удельный расход тепла, что в свою очередь приводит к снижению КПД на 4 %. Этот негативный фактор может быть устранен путем охлаждения воздуха, подаваемого в газовую турбину. Для стандартных ГТУ снижение температуры воздуха до 6 °С уменьшает удельный расход тепла и повышает КПД на 2 %. На Рисунке 1.4 показано влияние температуры подаваемого воздуха на мощность и удельный расход тепла в авиационных и промышленных газовых турбинах.

3. Продление срока службы компонентов газовых турбин. Двигатели, работающие при низких температурах воздуха на входе, имеют более продолжительный срок службы и требуют технического обслуживания в меньшем объеме. Более низкие и стабильные температуры воздуха обеспечивают меньший износ компонентов турбин.

4. Увеличение КПД в комбинированном цикле. Низкие температуры подаваемого воздуха обеспечивают более низкие температуры выхлопных газов. Это, естественно, снижает мощность котла-утилизатора. Однако при большем расходе воздуха на входе увеличивается массовый расход выхлопных газов, что в достаточной мере компенсирует потерю мощности в связи со снижением температуры.

5. Отсрочка в необходимости расширения электростанции. Повысив мощность электростанции за счет использования системы охлаждения воздуха на входе, расширение станции путем увеличения количества энергоблоков можно перенести на более поздний срок.

Рисунок 1.4 - Изменение эксплуатационных параметров в зависимости от

температуры воздуха на входе в ГТУ.

6. Повышение КПД системы при работе в базовом режиме. Общий КПД системы можно повысить путем сохранения энергии холода в накопителях «вода/лед» с использованием электрического чиллера (охладитель) в периоды низкого энергопотребления. Наиболее эффективна работа электрических чиллеров в ночное

время в связи с более низкими температурами в конденсаторе. При необходимости максимальной выработки электрической и тепловой энергии должны быть задействованы традиционные системы вместо систем накопления энергии [60,61].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Хамза Насир Хамид Хамза, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Рудаченко А. В. Газотурбинные установки для транспорта природного газа / А. В. Рудаченко, Н. В. Чухарева. - Изд-во: Томский политехн. ун-т, 2011 г.

2. Иванов В. А., Ильин А. К. Результаты оптимизации сложных термодинамических циклов газотурбинных установок. - 2009 - [Электронный ресурс] - URL: http://cyberleninka.ru/article/n/rezultaty-optimizatsii-slozhnyh-termodinamicheskih-tsiklov-gazoturbinnyh-ustanovok, свободный.

3. Barinyima Nkoi, Pericles Pilidis, Theoklis Nikolaidis Performance assessment of simple and modified cycle turbo-shaft gas turbines // Propulsion and Power Research. - 2013. - 2(2). - pp. 96-106.

4. Рабенко В. С. Термодинамические циклы газотурбинных установок / В. С. Рабенко. - Иваново, Изд-во: Иванов. гос. энергетич. ун-т 2008

5. S. Ai'ssani, A. Bouam and R. Kadi "Evaluation of Gas Turbine Performances and NOx and CO Emissions During the Steam Injection in the Upstream of Combustion Chamber", 2014 - [Электронный ресурс] - URL: http:// www.cder.dz/download/ICRESD07_47.pdf, свободный.

6. El-Wakil, M. M, "Power Plant Technology". - McGraw-Hill, Singapore, 1988.

7. Cohen, H., Rogers, G. F. C., Saravanamutto, H. I. H., "Gas Turbine Theory". -Longman, London, 1971.

8. Shyam Agarwal, S. S. Kachhwaha, R. S. Mishra Performance Improvement of a Regenerative Gas Turbine Cycle Through Integrated Inlet Air Evaporative Cooling and Steam Injection, International Journal of Emerging Technology and Advanced Engineering [Электронный ресурс] / сайт www.ijetae.com, свободный.

9. Sabah Tarik Ahmed, Abdul Satar Jawad Mohammed, Hussein Hayder Mohammed Ali, The Effect of Atomizer Position in a Curved Duct on the Humidification Process of Steadily Flowing Air, Eng. & Tech. Journal. - Vol.31. - Part A, No.5. - 2013.

10. Середа C. O. и др. Экспериментальное исследование влияния выбора места впрыска охлаждающей воды в проточную часть компрессора АЛ-21ФЗ на его характеристики / C. O Середа., Ф. Ш. Гельмедов, Г. Л. Мунтянов, И. Г.Мунтянов. - Труды ЦИАМ №1331. - 2004. - 14 с.

11. Dewatwal, J. Design of Compact Plate Fin Heat Exchanger, BSc Dissertation, National Institute of Technology. - Rourkela, India. - 2009.

12. Kraus Allan D., Aziz A., Welty James R. Extended Surface Heat Transfe. - New Jersey: John Wiley & Sons, Inc. - 2001.

13. Bejan A., Kraus Allan D. Heat Transfer Handbook. - New Jersey: John Wiley & Sons, Inc. - 2003.

14. Ismail L. S., Velraj R., Ranganayakulu C. Studies on pumping power in terms of pressure drop and heat transfer characteristics of compact plate-fin heat exchangers -A review // Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2010. - 14. - P. 47-48.

15. Nishida K., Takagi T., Kinoshita S. Regenerative steam-injection gas turbine systems // Applied Energy. - 2005. - 81. - pp. 231-246.

16. Hawaj O. M., Mutairi H, A. ^mbined power cycle with absorption air cooling // Energy. - 2007. - 32. - pp. 971-982, Kuwait.

17. Середа C. O. и др. Результаты испытаний компрессора ПГУ МЭС-60 с впрыском воды в проточную часть / C. O. Середа, В. Е. Беляев, Ф. Ш. Гельмедов, Г. Л. Мунтянов, И. Г Мунтянов // Восьмой Междунар. Салон «Двигатели - 2004» Научно-технический конгресс по двигателестроению. Симпозиум «Передовой опыт создания высокоэффективных компрессоров» 1215 апр. 2004 г. - Москва, 2004. - С. 18-19.

18. Середа C. O. и др. Экспериментальное исследование газодинамических характеристик многоступенчатого осевого компрессора с впрыском воды в проточную часть / C. O. Середа, Ф. Ш. Гельмедов, Г. Л. Мунтянов, И. Г. Мунтянов // Труды XIII Междунар. науч.-техн. конф. по компрессор строению. -

«Компрессорная техника и пневматика в XXI веке» 15-17 сент. 2004 г. - Сумы, 2004. - Т. I - С. 177-183.

19. Гриценко Е.А. и др. Конвертирование авиационных ГТД в газотурбинные установки наземного применения / Е. А. Гриценко, В. П. Данильченко, С. В. Лукачев, В. Е. Резник, Ю. И. Цыбизов. - Самара: СНЦ РАН, 2004. - 266 с.

20. Теория и проектирование газотурбинных двигателей и комбинированных установок: Учебник для вузов / Ю. С. Елисеев, Э. А. Манушин, В. Е. Михальцев и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000. -640 с.

21. Трухний А. Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоиздат, 1990. - 640 с.

22. Паровые и газовые турбины / М. А. Трубилов, Г. В. Арсеньев, В. В. Фролов и др.; Под ред. А. Г. Костюка и В. В. Фролова. - М.: Энергоиздат, 1985. - 352 с.

23. Костюк А. Г. Динамика и прочность турбомашин: Учебник для вузов. - М.: Изд-во МЭИ, 2000. - С 480.

24. Перминов И. А., Орлик В. Г., Гординский А. А. Диагностика состояния проточных частей мощных паровых турбин с применением станционных вычислительных комплексов / И. А. Перминов, В. Г. Орлик, А. А. Гординский // Труды ЦКТИ. - Л.:1992. - Вып. 273.

25. Карпов В. В., Митин А. А., Гынденов С. А. Повышение эффективности работы ГТУ-ТЭС «Международная» в теплый период года / В. В. Карпов, А. А. Митин, С. А. Гынденов // Турбины и дизели - технический журнал, январь-февраль 2010. - №1.

26. Vittorio V. Prediction of fuel impact associated with performance degradation in power plants // Energy. - 2008. - № 33. - P. 213-223.

27. Агюл Х. Системы охлаждения воздуха на входе в газотурбинные установки / Х. Агюл, Н. Шахин, A. S Friterm // Турбины и дизели - технический журнал, май-июнь 2011. - № 3.

28. Picon-Nuñez M. Surface selection and design of plate-fin heat exchangers / M. Picon-Nuñez, G. T. Polley, E. Torres-Reyes, A. Gallegos-Muñoz // Applied Thermal Engineering 1999. - 19. - P. 917-931.

29. Марченко А. П., Сукачев И. И., Гаврилов В. В. Зависимость топливоподачи от формы камеры сгорания / А. П. Марченко, И. И. Сукачев, В. В. Гаврилов // Турбины и дизели - технический журнал, март-апрель 2008. - №2.

30. Детлеф Маркс. Влияние КВОУ на эксплуатационные характеристики ГТУ / Детлеф Маркс // Турбины и дизели - технический журнал, январь-февраль 2014. - №1.

31. Jean-Pierre Bédécarrats, Françoise Strub, Gas turbine performance increase using an air cooler with a phase change energy storage / Jean-Pierre Bédécarrats, Françoise Strub // Applied Thermal Engineering. - 2008. - Vol. 29, Iss. 5-6. - pp 1166-1172

32. Фрэнк Маскрофт Воздушные фильтры для ГТУ: оптимальный выбор / Фрэнк Маскрофт // Турбины и дизели - технический журнал, сентябрь-октябрь 2008. -№5.

33. Goktun S, Yavuz H. Thermal efficiency of a regenerative Brayton cycle with isothermal heat addition / S. Goktun, H. Yavuz // Energy Convers. - Manage, 1999. -40. - pp. 1259-1266.

34. Анисимов С. Н. Высокоэффективные HEPA-технологии для систем фильтрации ГТУ средней и большой мощности / С. Н. Анисимов, Д. Е. Круговых, Д. С. Молодкин // Турбины и дизели - технический журнал июль-август 2013. - №4

35. Kyong Sok Oh, Tong Seop Kim Performance analysis on various system layouts for the combination of an ambient pressure molten carbonate fuel cell and a gas turbine / Kyong Sok Oh, Tong Seop Kim // Journal of Power Sources. - 2006. - Vol. 158. - pp. 455-463.

36. Синкевич Е. М. Альтернативное топливо для газотурбинных двигателей класса малой мощности / Е. М. Синкевич // Турбины и дизели - технический журнал март-апрель 2013. - №2.

37. Horlock J. H. Advanced gas turbine cycles, (Pergamon press, oxford edition). - 2003

38. Lingen Chen, Ye Li, Fengrui Sun, Chih Wu Power optimization of open-cycle regenerator gas-turbine power-plants / Lingen Chen, Ye Li, Fengrui Sun, Chih Wu // Applied Energy. - 2004. - Vol. 78. - pp. 199-218.

39. Иванов С. Ю. Тригенерационная ТЭС с энергоблоками Siemens для энергоснабжения аэропорта «Пулково» / С. Ю Иванов, О. С. Одиноких, Д. А. Капралов // Турбины и дизели - технический журнал сентябрь-октябрь 2013. №5.

40. Петров В. С., Гончаренко В. Г., Погарова Л. С. Проблемы и перспективы развития тепловой энергетики Украины / В. С. Петров, В. Г. Гончаренко, Л. С. Погарова // Энергетика и электрификация. - 2001. - С. 42-44.

41. Прокопенко А. Г., Мысак И. С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС / А. Г. Прокопенко, И. С. Мысак. - М.: Энергоатомиздат., 1990. - 316 с.

42. Стерман Л. С., Лавыгин В. М., Тишин С. Г. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов / Л. С. Стерман, В. М. Лавыгин, С. Г. Тишин . - 2-е изд. - М.: Изд-во МЭИ, 2004. - 424 с.

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

44. Pelster S., Favrat D.,Von Spakovsky M. R. The thermo economic analysis and environomic modeling and optimization of the synthesis and operation of combined cycle with advanced options / S. Pelster, D. Favrat, M. R. Von Spakovsky // Engineering for gas turbine and power, transaction of the ASME 123. - 2001. - pp. 717-26.

45. Bansode S., Sinha R., Thermodynamic analysis for gas turbine power optimization by fog cooling system / S. Bansode, R. Sinha // 20th national and 9th International ISHMT-ASME heat and mass transfer conference. - 2010.

46. Alexis G. K. Performance parameters for the design of a combined refrigeration and electrical power cogeneration system / G. K. Alexis // International journal of refrigeration 30. - Greece, 2007. - pp. 1097-1103.

47. Kumar A., Kachhwaha S. S., Mishra R. S. Thermodynamics analysis of a regenerative gas turbine cogeneration plant / A. Kumar, S. S. Kachhwaha, R. S. Mishra // Journal of Scientific & Industrial Research, India. - 2010. - pp. 225-231.

48. Wang F. J. & Chiou J. S. Integration of steam injection and inlet air cooling for a gas turbine generation system / F. J. Wang & J. S. Chiou // Energy conversion and Management, 45. - Taiwan, ROC. - 2004. - pp. 15-26.

49. Bilgen E. Energetic and engineering analysis of gas turbine based cogeneration systems / E. Bilgen // Energy 25. - Canada. - 2000. - pp. 1215-1229.

50. Ondryas I. S., Wilson D. A., Kawamoto M., Haub G. L. Options in gas turbine power augmentation using inlet air chilling / I. S. Ondryas, D. A. Wilson, M. Kawamoto, G. L. Haub // Journal of Engineering for gas turbines and power 113. - 1991. - pp. 205.

51. Ефимов Н. Н. Эффективность использования регенерации тепла уходящих газов / Н. Н. Ефимов, Н. Л. Матвеев // Изв. Вузов. Северо-Кавказский регион Тех. Науки. - 1999. - № 4. - С. 53-56.

52. Andrées A. Amell, Francisco J. Cadavid Influence of the relative humidity on the air cooling thermal load in gas turbine power plant / A. Amell Andrées, J. Cadavid Francisco // Applied Thermal Engineering. - 2002. - Vol. 22. - pp. 1529-1533.

53. Hasan Hüseyin Erdem, Süleyman Hakan Sevilgen Case study: Effect of ambient temperature on the electricity production and fuel consumption of a simple cycle gas turbine in Turkey / Hasan Hüseyin Erdem, Süleyman Hakan Sevilgen // Applied Thermal Engineering. - 2006. - Vol. 26. - pp. 320-326.

54. Potter P. J. Power plant theory and design / P. J. Potter // 2nd edition of steam power plant john Wiley & sons. - New York Chichester Brisbane Toront, 1976.

55. Danilo Salvi, Paolo Pierpaoli Optimization of inlet air cooling systems for steam injected gas turbines / Danilo Salvi, Paolo Pierpaoli // International Journal of Thermal Sciences. - 2002. - Vol. 41. - pp. 815-822.

56. Bassily A. M. Performance improvements of the intercooled reheat recuperated gasturbine cycle using absorption inlet-cooling and evaporative after-cooling / A. M. Bassily // Applied Energy. - 2004. - Vol. 77. - pp. 249-272.

57. Sheikhbeigi B., Ghofrani M. B. Thermodynamic and environmental consideration of advanced gas turbine cycles with reheat and recuperator // Int. J. Environ. Sci. Tech. -2007. - Vol. 4, No. 2. - pp. 253-262.

58. Daniele FIASCHI and Giampaolo MANFRIDA Energy analysis of the semi-closed gas turbine combined cycle (SCGT/CC) / Daniele FIASCHI and Giampaolo MANFRIDA // Energy Convers, Mgmt. - 1998. - Vol. 39, № 16-18. - pp. 1643-1652

59. Mathioudakis K. Evaluation of Steam and Water Injection Effects on Gas Turbine Operation Using Explicit Analytical Relations / K. Mathioudakis // Proc. Inst. Mech. Eng. - 2002. - Part A, № 6. - vol. 216. - pp. 419-431.

60. Mathioudakis K. Analysis of the Effects of Water Injection on the Performance of a Gas Turbine / K. Mathioudakis // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. - 2002. - Vol. 124. - pp. 489-495.

61. Haselbacher H. Performance of Water Steam Injected Gas Turbine Power Plants Consisting of Standard Gas Turbines and Turbo Expanders / H. Haselbacher // Int. J. Energy Technology and Policy. - 2005. - Vol. 3, pp. 12-23.

62. Chaker M. Inlet fogging of gas turbine engines: Droplet Thermodynamics, Heat Transfer and Practical Considerations / M. Chaker, C. B. Meher-Homji and T. R. Mee // Proc. of ASME Turbo Expo. - 2002. - Part A. - Paper № GT-30562.

63. Chaker M. Inlet fogging of gas turbine engines: Droplet Sizing Analysis, Nozzle Types, Measurement and Testing / M. Chaker, C. B. Meher-Homji and T. R. Mee // Proc. of ASME Turbo Expo. - 2002. - Part B. - Paper № GT-30563.

64. Chaker M. Inlet fogging of gas turbine engines: Experimental and Analytical Investigations on Impaction Pin Fog Nozzle Behavior / M. Chaker, C. B. Meher-Homji and T. R. Mee // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. - 2005. -127. - pp. 1-14.

65. Sanjeev Jolly P. E. Wet compression-a powerful means of enhancing combustion turbine capacity / P. E. Sanjeev Jolly // Power gen. International. - 2002. - p. 10-12.

66. Meher-Homji C. B. and Mee T. R. Inlet fogging of gas turbine engines / C. B. Meher-Homji and T. R. Mee // Theory, Psychrometrics and Fog Generation. Proc. Of the ASME Turbo Expo. - 2000. - Part A. - Paper №. - GT-0307.

67. Meher-Homji C. B. and Mee T. R. Inlet fogging of gas turbine engines / C. B. Meher-Homji and T. R. Mee // Considerations, Control O & M Aspects. Proc. Of the ASME Turbo Expo. - 2000. - Part-B. - Paper №. - GT-0308.

68. Bhargava R. Inlet fogging for gas turbine power Augmentation. A state of the art Review / R. Bhargava, M. Bianchi F., Melino, A. Peretto, C. B. Meher Homji and M. A. Chaker // Proc. of the International Conference on Power Engineering. - 2003. - p. 129-135.

69. Atsushi N. Optimal operation of a gas turbine cogeneration plant with steam injection and inlet air cooling / N. Atsushi, Y. Haruyuki, Y. Ryohei and I. Koichi // Proc. of the International Conference on Power Engineering. - 2003. - pp. 2-7.

70. Thermo flow Inc.Gas Turbine Plant Developer Manual. - 2007.

71. Al-Hinai S. M. Gas turbine performance by inlet air cooling (Fogging) M. S. thesis, Dept. of Power // Propulsion and Aerospace Eng, Cranfield University. - 2005.

72. Bhargava R. and Meher Homji C. B. Parametric analysis of existing gas turbine with inlet evaporative and overspray fogging // Proceedings of ASME Turbo Expo. - 2002. - Paper №. - GT-30560.

73. Rehman A., Deepak R. P., and Rajesh P. Alternate fuel for gas turbine: Esterified jatropha oil-diesel blend / A. Rehman, R. P. Deepak, and P. Rajesh // Renewable Energy. - 2010. - pp. 1-6.

74. Sanchez D. Performance analysis of a heavy duty combined cycle power plant burning various syngas fuels / D. Sanchez, R. Chacartegui, J. M. Munoz, A. Munoz and T. Sanchez // Int. J. Hydrogen Energy. - 2010. - 35. - pp. 337-345.

75. Young S. K. Effects of syngas type on the operation and performance of gas turbine in integrated gasification combined cycle / S. K. Young, J. L. Jong, S. K. Tong and L. S. Jeong // Energy Conversion & Management. - 2011. - 52. - pp. 2262-2273.

76. Holman J. P. Heat Transfer, McGraw-Hill, Tosho Printing, 10th edition. - 2009.

77. Yunus Cengel Thermodynamics: An Engineering Approach, McGraw-Hill, 7th edition. - 2010.

78. Chacartegui R. Analysis of combustion turbine inlet air cooling systems applied to an operating cogeneration power plant / R. Chacartegui, F. Jiménez-Espadafor, D. Sánchez, T. Sánchez // Energy Conversion and Management. - 2008. - 49. - pp. 2130-2141.

79. Penning F. M. and H. C. de Lange Steam injection: analysis of a typical application // Applied Thermal Engineering. - 1996. - Vol. 16, №. 2. - pp. 115-125.

80. Moore M. J. NOx Emission Control in Gas Turbines for Combined Cycle Gas Turbine Plant // Proc. Inst. Mech. Eng. - 1997. - № A1, vol. 211. - pp. 43-52.

81. Takahisa Yamamoto Prediction of NOx emissions from high-temperature gas turbine : Numerical simulation for low-NOx combustion / Yamamoto Takahisa, Furuhata Tomohiko, Norio Arai and Ashwani K. Gupta // JSME International Journal. - 2002. -Series B. - Vol. 45, №. 2. - pp. 221-230.

82. Andrea Lazzaretto, Andrea Toffolo Prediction of performance and emissions of a two-shaft gas turbine from experimental data / Andrea Lazzaretto, Andrea Toffolo // Applied Thermal Engineering. - 2008. - S. 1359-4311, 00049-5.

83. Greg Kelsall, Christian Troger Prediction and control of combustion instabilities in industrial gas turbines / Greg Kelsall, Christian Troger // Applied Thermal Engineering. - 2004. - Vol. 24. - pp. 1571-1582.

84. Lefebvre A. H. Gas Turbine Combustion, (Taylor & Francis, Philadelphia). - 1999. -ISBN: 1-56032-673-5.

85. Amir Abbas Zadpoor and Ali Hamedani Golshan Performance improvement of a gas turbine cycle by using a desiccant-based evaporative cooling system / Amir Abbas Zadpoor and Ali Hamedani Golshan // Energy 31. - 2006. - pp. 2652-2664.

86. Marshall A. M., Snyder R. B., and Bautista P. Continuous Parametric Monitoring Systems for Gas Turbines, Proceedings of the 1997 Air & Waste Management Association's 90th Annual Meeting & Exhibition, Anonymous Air & Waste Management Assoc. - Pittsburgh, PA, USA, Toronto, 1997.

87. Rizk N. K., and Mongia H. C. Semianalytical correlations for NOx, CO, and UHC emissions / N. K. Rizk, and H. C. Mongia // ASME J. Eng. Gas Turbines Power. -1993. - 115. - pp. 612-619.

88. Tsalavoutas A. Correlations adaptation for optimal emissions prediction / A. Tsalavoutas, M. Kelaidis, N. Thoma, K. Mathioudakis // ASME GT. - 2007. - pp. 27007-27060.

89. Cloyd S. T. and Harris A. J. Gas turbine performance - New application and test correction curves / S. T. Cloyd and A. J. Harris // ASME 95-GT-167. - 1995.

90. Poullikkas A. An overview of current and future sustainable gas turbine technologies / A. Poullikkas // Renewable and sustainable energy reviews. - 2005. - pp. 409-443.

91. Chan Lee and Seung Jong Lee Evaluation on the Performance and the NOx Emission of IGCC Power Plant Integrated with Air Separations Unit / Chan Lee and Seung Jong Lee // International Energy Journal. - 2007. - Vol. 8. - pp. 37-44.

92. Kaushik S. C., Tyagi S. K. Finite time thermodynamic analysis of a non-isentropic regenerative Brayton heat engine / S. C. Kaushik, S. K. Tyagi // Int. J. Sol. Energy 22. - 2002. - pp. 141-151.

93. Vecchiarelli J., Kawall J. G., Wallace J. S. Analysis of a concept for increasing the efficiency of a Brayton cycle via isothermal heat addition / J. Vecchiarelli, J. G. Kawall, J. S. Wallace // Int. J. Energy Res 2. - 1997. - pp. 113-127.

94. Erbay L.B., Göktun S., Yavuz H. Optimal design of the regenerative gas turbine engine with isothermal heat addition / L.B. Erbay, S. Göktun, H. Yavuz // Appl. Energy 68. - 2001. - pp. 249-269.

95. Kaushik S. C., Tyagi S. K., Singhal M. K. Parametric study of an irreversible regenerative Brayton heat engine with isothermal heat addition / S. C. Kaushik, S. K. Tyagi, M. K. Singhal // Energy Convers, Manage 44. - 2003. - pp. 2013-2025.

96. Khaliq A. & Kaushik S. C. Thermodynamic performance evaluation of combustion gas turbine cogeneration system with reheat / A. Khaliq & S. C. Kaushik // Appl. Therm. Eng. 24. - 2004. - pp. 1785-1795.

97. Doek S., Hyo-sun P., Simon K. Energy analysis for a gas turbines cogeneration system / S. Doek, P. Hyo-sun, K. Simon // Trans ASME 118. - 1996. - pp. 782-791

98. Butcher C. J. & Reddy B. V. Second law analysis of a waste heat recovery based power generation system / C. J. Butcher & B. V. Reddy // Int J Heat Mass Transfer 50. - 2007. - pp. 2355-2363.

99. Korakianitis T., Grantstrom J. P. & Wassingbo P. Parametric performance of combined-cogeneration power plants with various power and efficiency enhancements / T. Korakianitis, J. P. Grantstrom & P. Wassingbo // Trans ASME 128. - 2005. - pp. 65-72.

100. Khaliq A. & Choudhari K. Combined first and second law analysis of gas turbine cogeneration system with inlet air cooling and evaporative after cooling of the compressor discharge / A. Khaliq & K. Choudhari // Trans ASME 129. - 2007. - pp. 1004-1011.

101. Technical specifications of Test rig. Gas Turbine GT-85-2-H, Guide user and Instruction Manual, United Kingdom, 1996.

102. Лефевр А. Процессы в камерах сгорания ГТУ. - М.: Из-во "Мир", 1986. - 566 с.

103. Bolland O. and Mathieu P. Comparison of two CO2 removal options in combined cycle power plants / O. Bolland and P. Mathieu // Energy Convers. Mgmt. - 1998. -Vol. 39, №. 16-18. - pp. 1653-1663.

104. Rokke P. E., Hustad J. E. EGR in Gas Turbines for reduction of CO2 Emissions; Combustion Testing with Focus on Stability and Emissions / P. E. Rokke, J. E. Hustad // Intl. J. of Thermodynamics. - 2005. - Vol. 8 (4).

105. Miller J. A. and Bowman C. T. Mechanism and Modeling of Nitrogen Chemistry in Combustion / J. A. Miller and C. T. Bowman // Prog. Energy Combust. Sci. 15. -1989. - pp. 287-338.

106. Rahman M. M., Thamir K. Ibrahim M. Y. Taib, M. M. Noor, K. Kadirgama and Rosli A. Bakar. Thermal Analysis of Open-Cycle Regenerator Gas-Turbine Power-Plant / Rahman M. M., Thamir K. Ibrahim M. Y. Taib, M. M. Noor, K. Kadirgama and Rosli A. Bakar. // World Academy of Science, Engineering and Technology 44. - 2010. -pp. 811-816.

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

Список иллюстраций

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема простой газотурбинной установки. стр.15

Рисунок 1.2 - Схема газовой турбиной с регенерацией. стр.19

Рисунок 1.3 - Зависимость электрической мощности от температуры воздуха. стр. 20

Рисунок 1.4 - Изменение эксплуатационных параметров в зависимости от температуры воздуха на входе в ГТУ. стр. 25

Рисунок 1.5 - Влияние вида топлива на выбросы для газовых турбин класса (а) ОБ70МВт 0Б6101РЛ, (б) ОБ40МВт и ОБ6561Б, при влажности 30%. стр. 30

Рисунок 2.1 - Схема газотурбинной установка с системой регенерации и впрыска воды. стр. 33

Рисунок 2.2 - (а) Принципиальная схема камеры сгорания. (б) Конструктивная схема камеры сгорания. стр. 37

Рисунок 2.3 - Схема подвода и отвода элементов к камере сгорания. стр. 42

Рисунок 2.4 - Эффективный КПД газовых турбоустановок с регенерацией и без неё в зависимости от степени сжатия и отношения температур. стр. 47

Рисунок 2.5 - Принципиальная схема системы впрыска воды и энергетический баланс. стр. 50

Рисунок 3.1 - Экспериментальный стенд газовой турбины вТ-85-2-Н. стр. 55

Рисунок 3.2 - Схематическая компоновка газовой турбины вТ- стр. 55

85-2-Н до модификации.

Рисунок 3.3 - Экспериментальный стенд газовой турбины вТ-85-2-Н до модификации. стр. 57

Рисунок 3.4 - Экспериментальный стенд газовой турбины вТ-85-2-Н после модификации. стр. 64

Рисунок 3.5 - Части генератора газовой турбины. стр. 66

Рисунок 3.6 - Оборудование необходимое для впрыска воды. стр. 68

Рисунок 3.7 - Схематическая компоновка системы впрыска воды. стр. 69

Рисунок 3.8 - Схема газотурбинной установка с системой регенерации и впрыска воды. стр. 69

Рисунок 4.1 - Зависимость температуры воздуха за компрессором от расхода впрыскиваемой воды для ГТУ с впрыском воды. стр. 79

Рисунок 4.2 - Зависимость мощности компрессора от расхода топлива для ГТУ с впрыском воды. стр. 80

Рисунок 4.3 - Зависимость температуры газа перед турбиной от расхода топлива для ГТУ с впрыском воды. стр. 80

Рисунок 4.4 - Зависимость удельного расхода топлива от расхода топлива для ГТУ с впрыском воды. стр. 81

Рисунок 4.5 - Зависимость температуры газа перед турбиной от степени повышения давления компрессора для ГТУ с впрыском воды. стр. 81

Рисунок 4.6 - Зависимость температуры воздуха за компрессором от расхода воздуха для ГТУ с впрыском воды. стр. 82

Рисунок 4.7 - Зависимость выходной мощности от расхода стр. 82

топлива для ГТУ с впрыском воды.

Рисунок 4.8 - Зависимость выходной мощности от температуры газа перед турбиной для ГТУ с впрыском воды. стр. 83

Рисунок 4.9 - Зависимость термического КПД от расхода топлива для ГТУ с впрыском воды. стр. 83

Рисунок 4.10 - Зависимость термического КПД от температуры газа перед турбиной для ГТУ с впрыском воды. стр. 84

Рисунок 4.11 - Зависимость термического КПД от степени повышения давления компрессора для ГТУ с впрыском воды. стр. 84

Рисунок 4.12 - Зависимость различных параметров эксплуатации ГТУ от расхода впрыскиваемой воды. стр. 85

Рисунок 4.13 - Уменьшение выброса КОх при впрыске воды в воздух, поступающий в камеру сгорания. стр. 87

Рисунок 4.14 - Зависимость выброса КОх от температуры воздуха на входе в камеру сгорания. стр. 87

Рисунок 4.15 - Относительное снижение выброса КОх установки ОТ-85-2-И с впрыском воды в проточную часть компрессора. стр. 88

Рисунок 4.16 - Зависимость расхода топлива от скорости вращения газогенератора для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 89

Рисунок 4.17 - Зависимость степени повышения давления компрессора от расхода топлива для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 89

Рисунок 4.18 - Зависимость расхода воздуха от расхода топлива стр. 90

для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53).

Рисунок 4.19 - Зависимость температуры газа перед турбиной от расхода топлива для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 90

Рисунок 4.20 - Зависимость мощности компрессора от расхода топлива для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 91

Рисунок 4.21 - Зависимость температуры газа перед турбиной от скорости вращения газгенератора для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 91

Рисунок 4.22 - Зависимость коэффициента восстановления давления в силовой турбине от расхода топлива для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 92

Рисунок 4.23 - Зависимость выходной (полезной) мощности от расхода топлива для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 93

Рисунок 4.24- Зависимость выходной (полезной) мощности от температуры газа перед турбиной для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 93

Рисунок 4.25 - Зависимость удельного расхода топлива от расхода топлива для газотурбинной установки с регенерацией и без неё (ц=0,53). стр. 94

Рисунок 4.26 - Зависимость термического КПД для стр. 95

газотурбинной установки от расхода топлива с регенерацией и без неё (ц=0,53).

Рисунок 4.27 - Зависимость степени повышения давления компрессора от расхода топлива для ГТУ с регенерацией и впрыском воды (ц=0,48). стр. 97

Рисунок 4.28 - Зависимость мощности компрессора от расхода топлива для ГТУ с регенерацией и впрыском воды (ц=0,48). стр. 98

Рисунок 4.29 - Зависимость температуры газа перед турбиной от расхода топлива для ГТУ с регенерацией и впрыском воды (ц=0,48). стр. 98

Рисунок 4.30 - Зависимость коэффициента восстановления давления в силовой турбине от температуры газа перед турбиной для ГТУ с регенерацией и впрыском воды (ц=0,48). стр. 99

Рисунок 4.31 - Зависимость выходной мощности от расхода топлива для ГТУ с регенерацией и впрыском воды (ц=0,48). стр. 100

Рисунок 4.32 - Зависимость выходной мощности от температуры газа перед турбиной для ГТУ с регенерацией и впрыском воды (ц=0,48). стр. 100

Рисунок 4.33 - Зависимость термического КПД от расхода топлива для ГТУ с регенерацией и впрыском воды. стр. 101

Рисунок 4.34- Зависимость термического КПД от температуры газа перед турбиной для ГТУ с регенерацией и впрыском воды (ц=0,48). стр. 102

Рисунок 4.35 - Зависимость удельного расхода топлива от стр. 102

расхода топлива для ГТУ с регенерацией и впрыском воды (ц=0,48).

Рисунок 4.36 - Зависимость мощности турбины от соотношения расхода воды к расходу топлива при различной скорости вращения турбины. стр. 103

Рисунок 4.37 - Изменение КПД к расходу воды в зависимости от расхода впрыскиваемой воды и скорости вращения приводной турбины. стр. 107

Рисунок 4.38 - Теоретические и экспериментальные величины выходной мощности для газотурбинной установки с регенерацией и впрыском воды в зависимости от расхода топлива. стр. 109

Рисунок 4.39 - Теоретические и экспериментальные величины термического КПД для газотурбинной установки с регенерацией и впрыском воды в зависимости от расхода топлива. стр. 109

Рисунок 4.40 - Зависимость удельного расхода топлива от степени повышения давления в компрессоре для газотурбинной установки с регенерацией при различных степенях регенерации (а) результаты работы [106]; (б) результаты данного исследования. стр. 111

Рисунок 4.41 - Зависимость удельного расхода топлива от температуры газа перед турбиной для газотурбинной установки с регенерацией при различных степенях повышения давления. компрессора, результаты работы [106]. стр. 112

Рисунок 4.42 - Зависимость удельного расхода топлива от температуры газа перед турбиной для газотурбинной установки с регенерацией при различных степенях повышения давления компрессора, результаты данного исследования. стр. 113

Рисунок 4.43 - Зависимость термического КПД от температуры газа перед турбиной для газотурбинной установки с регенерацией при различных температурах окружающей среды (а) результаты работы [106]; (б) результаты данного исследования. стр.114

Список таблиц

Таблица 1.1 - Эксплуатационные характеристики ГТУ 80Т-800 на 100%-й нагрузке. стр. 22

Таблица 3.1 - Технические характеристики газовой турбины вТ-85-2-Н. стр. 56

ПРИЛОЖЕНИЕ А.

Интерфейсы компьютерной программы

Бурное развитие компьютерных технологий в настоящее время позволяет использовать компьютеры в сложных расчетах в различных областях науки и техники. Одним из применений ЭВМ непосредственно в газотурбинных двигателях является моделирование различных 3-х мерных процессов таких как, обтекание лопаток компрессора и турбины, горение в камере сгорания, течение в сопле и др. В данной программе описано термогазодинамический расчет газотурбинной энергетической установки с подводом тепла при постоянных давлениях перед камерой сгорания и подводом впрыска воды перед компрессором и за ним. Созданный комплекс программ существенно ускоряет первичное расчетное исследование ГТУ, работающих с подводом тепла и впрыском воды преред компрессором и регенерацией тепла в теплообменнике. Модульная конструкция программирования позволяет просто добавлять дополнительные модули для уточнения и расширения расчетов. Для проверки достоверности проведено сравнение численных данных с экспериментальными данными, которые выполнены на двухвальной газовой турбине типа ОТ-85-2-И.

Расчет ГТУ при впрыске воды?

Подпрограмма 4- Подпрограмма

wtr_inj -► limit_wtr_inj

|нет

О*

Рисунок А.1 - Схема алгоритма компьютерной программы

Рисунок А.2 - Главное меню программы, отсюда можно выбрать метод расчета (экспериментальный или теоретический расчет)

:-;-^- - 1

I. экспериментальным расчет

параметра и узнать его единицу можно поставить указатель мыши на него

Рисунок А.4 - Интерфейс экспериментального расчета, отсюда можно выбрать режим работы (нормальный, с регенерацией, или с впрыском воды)

Рисунок А.5 - Интерфейс экспериментального расчета в случае нормального режима

работы

теоретический расчет

Внимание

Чтобы понять значение параметра и узнать его единицу, поставите указател! г.|ыши на параметре...

сохранение величин

типичные значения

новый режим работы

вернуться в главное меню

ках пример

и. теоретический расчет

помощь

введите прир ме I )|ы ник. I;]

выходные величины

Т ттсг

ср_иг

И' 1 1П1

г-тттт

т

ан в

рассчиггывать

Рисунок А.6 - Интерфейс теоретического расчета, чтобы понять значение параметра и узнать его единицу можно поставить указатель мыши на него

Рисунок А.6 - Интерфейс теоретического расчета, отсюда можно выбрать режим работы (нормальный, с регенерацией, или с впрыском воды)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Копии сертификатов

Участника

Международной научно-практической конференции

«НАУЧНАЯ ДИСКУССИЯ: ВОПРОСЫ ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК»

Настоящий сертификат подтверждает участие в конференци и публикацию статьи в сборнике трудов

Хамза Насир Хам ид, Ефимов Николай Николаевич

«ВЛИЯНИЕ ВПРЫСКА ВОДЫ НА ТЕРМИЧЕСКИЙ КПД ДВУХВАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ ПРИ РЕГЕНЕРАЦИИ»

Международный^,

центр науки и : Й образования» А;/'

Канд. психол. наук, директор по науке Международного центра 1ауки и образования

Красовская Н.Р

Москва, 2014 г,

шшшшшшшшт

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Копии документов о внедрении результатов

УТВР.РЖДАЮ

рООО Шахти некая ГТ')С Подгорный Д.Э. мая 2015 г.

АКТ,

О ¡медрснии ре »> К&Н 1А ССКОЙ ,0СССрЩМОЯ№!Й раДОШГ

Хтпа Насир Хамея Хамза

Комиссия и составе:

председатель 11одгорныЙ Дмитрий ^д^кккн шреьч ор ООО Швяти некая ГТЭС; Члены комиссии:

Дралин Сергей Сергеевич главный инжен.у Шеметов Олег Владимирович - зам. директора.

Составили настоящий акт о го»«, згу результата днесерпшионной работы Хамза Насир Хамил Хамза «Оптимизация впрыска влаги & тракт части газотурбинной

установки, работающей в ус.хят Ирака» представленной на соискание ученой степени кандидата технических на* шшьзоявы э реализации сютое регенерации и впрыска волы в г азоту рбинной установок.

При реализации сксзск регер<ергпи» л впрыска воды ь аэвтурбинной установок. Были использованы слсдуюкдое результаты ляссерталионной р&Зоед Хамза Насир Хамил Хамза:

• зависимость яодаемггчиости ПТУ от расхода впрыскиваемой воды в воздухозаборн и ке компрессора;

• производная. КПД к расходу вею в зависимости от расхода впрыскиваемой воды и скорости врашеняя пршю.тяой турбины

Применение указанных результатов созволясг ису^кх'тютъ разработку регенерации и впрыска воды в газотурбинной установок, как в самашесюсй 1>осговского регион России, так и в условиях респубиккв Ирак при использовании

Председатель комиссии:

Директор ООО Шахтинская ГГЭС Члены комиссии:

дгорн ый Д.Э.

Дралин С. С.

Шеметов О. В.

УТВЕРЖДАЮ

и инновационной деятельности (НПИ) им. МИ. Платова д.т.н. профессор

мая 2015 г.

АКТ

О внедрении результатов Кандидатской диссерI а! жон ной рабо 1 ы Хамза Насир Хамил Хам за

Комиссия в составе:

председатель: Скубненко Сергей Витальевич - декан энергетического факультета : Члены комиссии:

Бураков Иван Федорович заместитель декана энергешческиго фак> льтета: Шестаченко Иван Яковлевич к.г.н.. доцент кафедры ТЭСиТ Составили настоящий акт о том. что рез\.тьтаты диссертационной работы Хамза Насир Хамил Хамза «Оптимизация впрыска влаги и тракт проточной части газотурбинной установки, работающей к условиях Ирака» ирс ставленной на соискание ученой степени кандидата технических наук, использованы в кхрсах дисциплин Турбины ТЭС и АЭС», «Перспективы развития энергетики» и Природоохранные технологии в энергетике», чи гаемых для студентов, бакалавров и магистров на кафедре I ЭСиТ ЮРГ1IV (Н11И):

• математическая модель по расчету регенерации.

• математическая модель по расчету впрыска воды через воздухозаборник компрессора.

• анализ рабочих процессов в камере сгорания в соответствии с регенерацией и впрыском воды.

использование указанных результатов позволяет студентам и магистрантам производить соответствующее расчеты в своих выпускных квалификационные работах.

Председатель комиссии:

декан энергетического факультета, к.т.н.. доцент Члены комиссии:

заместитель декана ЭнФ по учебной работе, лиц

к.т.н.. допей I кафедры Т'ЭСи'1

Скубиенко С. В.

Ьураков Иван Федорович

Шестаченко Иван Яковлевич