Разработка и исследование направляющих аппаратов последних ступеней паровых турбин большой мощности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Тюхтяев Алексей Михайлович

• Тюхтяев Алексей Михайлович
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Тюхтяев Алексей Михайлович

ВВЕДЕНИЕ

1 СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА

1.1 Роль паротурбинных установок в современной энергетике

1.2. Влияние конструктивного исполнения отдельных элементов ступеней на характеристики проточной части паровых турбин

1.3 Экспериментальные исследования последних ступеней паровых турбин

Выводы

2 СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ НАПРАВЛЯЮЩИХ АППАРАТОВ

2.1. Методика проектирования направляющих аппаратов последних ступеней

2.2. Численное исследование аэродинамического проектирования с радиальным и осевым навалом и изогнутых лопаток турбин

3 РАЗРАБОТКА НАПРАВЛЯЮЩЕГО АППАРАТА ДЛЯ МОЩНОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НАПРАВЛЯЮЩИХ АППАРАТОВ НА НАТУРНЫХ СТЕНДАХ

4.1 Паровой экспериментальный стенд - конструкция, состав оборудования, перечень возможных испытаний

4.2 Испытания направляющего аппарата в составе проточной части модельной турбины

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование направляющих аппаратов последних ступеней паровых турбин большой мощности»

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергия в современном мире является неотъемлемой частью всех сфер. Доступность и стоимость электрической энергии влияет на безопасность страны и является драйвером развития легкой и тяжелой промышленности, транспортной инфраструктуры, и существенно влияет на уровень жизни населения страны. Более 60% электроэнергии вырабатывается на тепловых и атомных электростанциях. Среди них основной вклад в генерацию электроэнергии вносят паровые турбины средней и большой мощности. Стоимость электрической энергии зависит от типа топлива, ресурса энергетического оборудования, стоимости обслуживания ТЭС и АЭС и, в том числе, экономичности и надежности паровых турбин.

Решение поставленных задач возможно только при условии оснащения тепловых электростанций оборудованием, отвечающим современным требованиям [10]. Технический уровень отечественного энергетического оборудования по многим параметрам соответствует мировому уровню. В то же время, для завоевания лидирующих позиций на мировом уровне, сохранения и дальнейшего развития технического потенциала выпускаемой продукции и освоения новых направлений, и технологий в современной энергетике, необходимо располагать большим объемом научно-исследовательских, экспериментальных и опытно-конструкторских работ для создания оборудования нового поколения и, в первую очередь, проточных частей паровых турбин.

Надежность и экономичность паровых турбин [11] зависит от ресурса и эффективности работы лопаточного аппарата проточной части турбины. В современных паровых турбинах различной мощности одним из источников дальнейшего повышения эффективности и надежности всего агрегата следует являются отсеки проточной части низкого давления. Последние ступени цилиндров низкого давления [66], как правило, работают в области (больших удельных объемов) влажного пара, степень влажности которого за последней ступенью может достигать 15% [66]. Резкое увеличение удельного объема пара [10] приводит к появлению существенных градиентов параметров пара по высоте

ступени, возникновению вторичных течений в корневой и периферийной зонах, локальному разгону и торможению потока пара, возникновению отрывных зон и областей сверхзвукового течения пара. В областях сверхзвукового течения возникают скачки уплотнения, которые приводят к появлению волновых потерь энергии. Как показывает практика, из-за указанных выше явлений, а также влияния влажности, КПД последних ступеней паровых турбин может снижаться на 10-15%. При этом, например, в турбинах для АЭС последние ступени вырабатывают до 5% мощности всей турбоустановки. Увеличение КПД последней ступени на 2% быстроходной паровой турбины мощностью 1200 МВт [10] для АЭС приведет к повышению мощности турбины на 10 МВт.

Как показывает опыт расчета и проектирования отсеков последних ступеней, проводимых различными турбостроительными организациями не только у нас в стране, но и за рубежом отыскание отмеченных резервов повышения эффективности отсеков проточной части низкого давления отводится формированию оптимальной структуры потока за счет соответствующего проектирования не только рабочих лопаток, но и направляющих лопаток [42, 43, 50, 51, 52]. Остается мало изученным влияние различного исполнения профилей направляющих лопаток на структуру потока и особенностей течения влаги в этих ступенях для снижения не только влияния влажности на эффективность работы ступени, но и влияния различного конструктивного исполнения направляющего аппарата, при котором обеспечивается максимальная сепарация не только капельной, но и пленочной влаги, которая осаждается на поверхностях профильной части направляющих лопаток, в результате чего осуществляется активная защита рабочих от эрозии.

Технические решения и рекомендации по размещению систем сепарации влаги описаны в работах академика Филиппова [68, 69, 19], Терентьева И.К. [60], в патентах на изобретения. Опыт эксплуатации современных паровых турбин показывает, что, несмотря на многочисленные рекомендации и известные технические решения различных авторов и организаций все еще имеются вопросы по повышению эффективности систем влагоудаления для дальнейшего повышения эрозионной стойкости лопаточного аппарата [10].

На распределение параметров пара в ступени влияют углы раскрытия периферийного и корневого обводов проточной части, наличие отбора пара перед ступенью и конструкция щели (канала) отбора пара, осевые зазоры между направляющими и рабочими лопатками [63], форма аэродинамических профилей направляющих и рабочих лопаток. Применение комбинации осевого и тангенциального навалов аэродинамического профиля направляющего аппарата позволяет: изменить распределение давления в ступени (как в осевом, так и в радиальном направлении); повысить степень реактивности в корневом сечении, расширив диапазон устойчивой работы ступени без образования обратных течений в корневой области; снизить скорость течения пара за направляющим аппаратом в корневой области; перераспределить больше пара к среднему диаметру ступени, снизив потери от скачков уплотнений в периферийной области рабочего колеса и уменьшить протечку пара над бандажами рабочих лопаток. Работы по применению навала направляющих лопаток одним из первых опубликовал М.Е. Дейч [17]. Влияние различных форм навала на течение в ступени исследуется в работах как отечественных [58, 59, 60, 61], так и зарубежных ученых [77, 86, 85, 87, 101, 88, 81, 90, 105, 106, 107]. При этом, приведенные в открытых источниках данные (рекомендации) имеют ограниченное применение при новом проектировании, так как получены для единичных (уникальных) профилей рабочих лопаток. Геометрические формы обводов исследуемых ступеней и параметры работы могут существенно отличаться от вновь проектируемой ступени. Множество варьируемых параметров, влияющих на форму аэродинамического профиля направляющего аппарата последней ступени, приводит к необходимости автоматизации процесса проектирования. Активное развитие систем автоматизированного проектирования (САПР), программ для выполнения газодинамических расчетов (ЛОГОС, Ansys Fluent, CFX, Numeca) и непрерывное наращивание конструкторскими бюро вычислительных мощностей позволяет разрабатывать параметрические модели и выполнять сотни трехмерных расчетов течения пара в ступени за короткий промежуток времени. Для эффективного использования указанных выше

инструментов требуется достоверная, верифицированная путем сравнения с экспериментальными данными, инженерная методика.

Применение трехмерных газодинамических расчетов позволяет качественно оценить распределение параметров пара в последней ступени и выявить места отрыва потока в ступени. Однако, такие расчеты выполняются с допущениями, преимущественно в стационарной постановке, а модель среды не учитывает процессы конденсации пара, образования пленок жидкости и капель влаги. По этой причине, вновь проектируемые ступени мощных паровых турбин требуют экспериментальной отработки на опытных стендах.

В связи с этим задача создания удобной и понятной инженеру (инженерной) методики проектирования направляющих аппаратов, учитывающей применение навалов, организации активных и пассивных систем защиты от эрозии рабочих лопаток, накопленных экспериментальных знаний, современных расчетных пакетов и обеспечивающей высокий уровень автоматизации является актуальной и востребованной.

Совмещение инженерных задач расчета и конструирования на основе совершенствования математических моделей физических явлений и конструктивных форм проточных частей является особенно актуальным при создании общей системы машинного проектирования. Применение более современных методов расчета и проектирования проточных частей паровых турбин [15] требует проведения целого комплекса исследований по изучению рабочего процесса в турбинной ступени и группе ступеней, чтобы иметь соответствие расчетных характеристик проектируемого оборудования эксплуатационным.

В связи с этим, создание высокоэкономичных проточных частей паровых турбин для технического перевооружения электростанций является важной и актуальной научно-технической задачей теплоэнергетики.

Целями работы являются изучение конструкций диафрагм низкого давления и влияния различных форм навала аэродинамических профилей направляющих лопаток на распределение параметров пара в ступени, разработка

методологических рекомендаций по проектированию направляющих аппаратов низкого давления и создание нового НА мощной паровой турбины.

Объектами исследования являются отсеки последних ступеней низкого давления мощных паровых турбин и установленные в них направляющие аппараты.

Предмет исследования - конструкция направляющего аппарата.

Исходя из этого, основные задачи работы могут быть сформулированы следующим образом:

1. На основе обзора литературных источников и известных конструктивных элементов, влияющих на эффективность и надежность работы отсеков паровых турбин разработать способы повышения эффективности проточных частей низкого давления, основанные на применении на практике современных методов расчетной оптимизации последних ступеней с рабочими лопатками предельной длины.

2. Выполнить верификацию программ газодинамического расчета путем сравнения полученных результатов расчета параметров течения пара в отсеке низкого давления с экспериментальными данными, полученными на натурном стенде.

3. На основе численного моделирования провести расчетные исследования влияния различного радиального и осевого навала направляющих лопаток на распределение параметров пара в ступени, и сформулировать соответствующие методические рекомендации.

4. Выполнить разработку нового НА последней ступени мощной паровой турбины.

5. Провести экспериментальные исследования нового НА в составе отсека ступеней низкого давления на крупномасштабном экспериментальном стенде.

6. Выполнить анализ полученных результатов экспериментальных исследований на крупномасштабном стенде и сравнить полученные данные с расчетными значениями.

Работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы и приложения.

В первой главе диссертации рассмотрено современное состояние теоретических и экспериментальных исследований по вопросу, связанному с расчетом и проектированием отсеков последних ступеней проточных частей тепловых турбин и сформулированы задачи теоретического и экспериментального исследования.

Во второй главе анализируются различные способы повышения эффективности отсеков последних ступеней за счет различного исполнения конфигурации направляющих лопаток на основе численного исследования ступеней с различным наклоном направляющих лопаток, а также различным исполнением профильной части. В данной главе описан разработанный автором алгоритм проектирования направляющих аппаратов, основанный на применении оптимизационных процедур, которые позволяют достичь повышения КПД последней ступени ЦНД более чем на 1,5%.

В третьей главе представлены результаты разработки нового НА, при создании которого была применена процедура оптимизации формы профиля НА, а также приведено описание разработанных с участием автора новых технических решений, направленных на повышение эффективности и снижение эрозионного износа лопаточного аппарата.

В четвертой главе представлены результаты экспериментальных исследований отсека проточной части последних ступеней на крупномасштабном экспериментальном стенде, дается описание стенда, средств контроля и измерений, а также представлены результаты исследований.

В четвертой главе представлена методика создания аэродинамического профиля направляющего аппарата последних ступеней паровых турбин.

Работа заканчивается выводам по выполненным исследованиям.

1 СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА

1.1 Роль паротурбинных установок в современной энергетике

Несмотря на заявления о грядущем энергопереходе в мировой энергетике в настоящее время доля традиционной энергетики остается высокой. Более того, она активно развивается. В последнее время критическая зависимость возобновляемых источников энергии (ВИЭ) от погодных условий ярко проявилась в странах Европы и в США, когда ускоренный отказ от тепловой и даже ядерной энергетики, в условиях недостаточной развитости гидроэнергетики, привел к энергетическому кризису [61].

Следует отметить, что мировое потребление первичной энергии неуклонно растет, за последние 30 лет оно выросло более, чем на 60% [55]. При этом потребление электроэнергии растет опережающими темпами - в среднем в два раза быстрее [55]. В этих условиях ускоренный переход к только ВИЭ представляется труднореализуемым. До сих пор 85% мирового потребления первичной энергии приходится на уголь, нефть и газ. Остальное: гидроэнергия -6,8%, атомная энергия - 4,4%, другие возобновляемые источники - 3,6% [55].

За последние годы на фоне роста энергопотребления доля атомной энергии в электрической генерации в мире снизилась. При этом атомная генерация в России с 1991 года выросла в 1,7 раза (при сохранении общего объема выработки электроэнергии в стране, за счет замещения тепловых электростанций) и вышла на уровень 20% в общей энерговыработке [55]. По данным Минэнерго РФ доля тепловых станций в последние годы составляла порядка 63% и в перспективе до 2035г. эта доля существенно меняться не будет.

Недавно страны Евросоюза перевели атомную энергетику в разряд «зеленой», это может придать дополнительные стимулы к развитию этой отрасли. В связи с этим, в последнее время в странах Евросоюза стратегия перехода на «зеленую» энергетику была пересмотрена. Было разрешено строительство новых АЭС вплоть до 2045 года, природный газ также переведен в разряд экологически безопасных источников энергии [36]. При этом, осуществляются и развиваются

долгосрочные планы по строительству новых АЭС во многих странах мира, в том числе в Европе. В настоящее время строятся, или планируются к строительству блоки АЭС в России, Финляндии, Венгрии, Турции, Чехии, Китае, Индии, Иране, Бангладеш и др.

В Японии, где до аварии на АЭС Фукусима-1 доля в атомной генерации в энергобалансе страны достигала 27%. Общее количество блоков АЭС было одним из самых значительных в регионе (Рисунок 1.1).

50

м 45

(Г, 40

35

2 30

£ 25

I 20

Ч 15

О ю

* 5

0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2013 2019 2020 2021 2022

Рисунок 1.1 - Количество ядарных энергоблоков, находящихся в режиме генерации в Японии [37]

Несмотря на то, что авария на АЭС «Фукусима-1» 11 марта 2011 года кардинально поменяла структуру генерации страны, и все блоки АЭС были остановлены в 2013 г, к началу 2023 года 15 ядерных энергоблоков в Японии находятся на различных стадиях перезапуска [38]. В настоящее время, согласно новой энергетической политикой страны [37], атомная энергетика рассматривается как «источник энергии, способствующий энергетической безопасности и обладающий высоким эффектом декарбонизации». По прогнозу Министерства экономики, торговли и промышленности Японии, к 2030 году Япония увеличит долю ядерной генерации до 22% (Рисунок 1.2).

Ядерная энергетика объективно наиболее приемлемый путь сокращения сжигания ископаемого топлива и перехода к «зелёной энергетике». Сегодня в 30 странах мира эксплуатируется 194 атомных электростанций с 437 энергоблоками общей электрической мощностью 371 762 МВт., 64 энергоблока находятся на стадии сооружения [55]. При «Зелёном переходе» к возобновляемым источникам электроэнергии (ВИЭ) следует учитывать зависимость эффективности ветряных и

солнечных энергоустановок от непостоянства погодных условий и отсутствия надёжных систем хранения электроэнергии.

Рисунок 1.2 - Планируемая структура генерации Японии 2030 г. [37]

Некоторые страны (США, Франция, Россия) планируют продлить срок службы действующих энергоблоков АЭС до 60-80 лет, несмотря на первоначально назначенный ресурс энергоблоков. В этом случае, становится важной задача повышения технико-экономических показателей паротурбинных установок [14, 84], существующих АЭС, спроектированных десятки лет назад.

В последние 10 лет доля угольной генерации в общей выработке электроэнергии в мире оставалась стабильной (на уровне 36-38%) и превалирующей над другими первичными источниками энергии. Сокращение объемов угольной электрогенерации в некоторых странах Евросоюза и США компенсировалось их стабильным ростом в странах с развивающейся экономикой (Китае, Индии, Индонезии, Южной Корее, ЮАР) [20].

На начало 2022 г. уголь использовался в качестве основного топлива на ТЭС в 77 странах мира, а суммарная установленная электрическая мощность угольных ТЭС составляла примерно 2.1 ТВт [61]. Примерно 85% всех электрогенерирующих угольных мощностей приходилось на десять стран, причем 73% - на Китай, США и Индию. На основе данных [61] можно составить список стран с наибольшей долей угольной электрогенерации. Установленная электрическая мощность угольных энергоблоков в этих странах приведена в Таблице 1.

Таблица 1 - Установленная электрическая мощность по странам мира

Страна Установленная электрическая мощность, МВт

Китай 1 064 401

Индия 231 947

США 226 978

Япония 50 114

ЮАР 43 409

Россия 41 7701

Индонезия 40 162

Германия 38 356

Южная Корея 38 114

Польша 29 720

Мир ( всего) 2 072 894

По данным Системного оператора Единой энергетической системы генерирующая мощность ТЭС в 2022г. составила 163,3 ГВт, в том числе мощность угольных ТЭС-33 ГВт. Распределение мощностей между газовыми и угольными ТЭС осуществлено косвенным образом по данным региональных схем и программ развития и генерирующих компаний [20].

Основная часть угольной генерации сосредоточена в Азии [20] (примерно 73%), однако заметную роль она играет и в Северной Америке, и в Европе [20] (Рисунок 1.3).

7(4.0%) £(0.8%)

2{ 11.3»)

Рисунок 1.3 - Распределение угольных электрических мощностей по регионам мира (1 - Китай, 2 - Индия, 3 - другие страны Азии (кроме Индии, Китая и стран Ближнего Востока), 4 - Северная Америка, 5 - Европа, 6 -Африка и Ближний Восток, 7 - страны бывшего СССР, 8 - Латинская Америка) [20, 61]

За 2021 г. мировой объем угольной генерации вырос на 9%, достигнув нового исторического максимума - 10 337 ТВт * ч [61]. Ее рост обеспечил восстановление спроса на уголь, который в 2020 г. сократился на 4.0%, а по итогам 2021 г. увеличился на 8.6% [61]. Спрос вырос в результате быстрого восстановления экономики и неблагоприятных условий для использования возобновляемых источников энергии [11].

Рост потребления угля в электроэнергетике в 2021 г. совпал с ужесточением экологических требований по выбросам парниковых газов. В соответствии с Парижским соглашением по климату (2015 г.) потребление угля в электроэнергетике к 2030 г. должно быть снижено на 79%. При этом страны Организации экономического сотрудничества и развития [20] и Европейского союза (ЕС) должны полностью отказаться от сжигания угля к 2030 г., а остальные - к 2040 г. [20] (Рисунок 1.4 и 1.5).

Однако в дальнейшем официальный отказ от полного использования угля закреплен не был. В ходе климатической конференции ООН, прошедшей в Глазго в ноябре 2021 г., декларацию о прекращении финансирования новых угольных

электростанций подписали только 40 стран: в развитых странах - в 30-х годах XXI в., в развивающихся - в 40-х. В число стран-подписантов вошли Вьетнам, Индонезия, Чили, США, Великобритания и страны Европейского союза. Индия, являющаяся вторым в мире импортером этого вида топлива, настояла на замене в финальном документе формулировки о "постепенном прекращении" на "постепенное сокращение" использования угля к 2030-2040 гг. [20]

Рисунок 1.4 - Установленные и планируемые до 2040 г мощности угольных электростанций [37]

Рисунок 1.5 - Динамика и прогноз спроса в мире на уголь [37]

Таким образом, направления развития энергетики показывают, что в ближайшее время можно ожидать развития атомной генерации, а также тепловых блоков на газе, а также тепловых блоков ССКП на угле [58], поскольку такие блоки могут обеспечить снижение выбросов в атмосферу. Использование атомной генерации и блоков ССКП является общемировой тенденцией. На 2020 г, в мире работало более 400 блоков СКП [58]. Вместе с тем в России в эксплуатации остается значительное количество блоков СКП и даже ДКП и планируется к вводу новое и модернизация установленного генерирующего оборудования.

Объем вводов в РФ в эксплуатацию генерирующего оборудования электростанций до 2028 года:

Атомные электростанции -2700 МВт;

Тепловые электростанции -7914,8 МВт; ГЭС-1034,9 МВт,

ВИЭ-электростанции-3097,7 МВт.

Объем увеличения установленной мощности, связанного с реконструкцией, модернизацией, перемаркировкой генерирующего оборудования, составит 1452,2 МВт до 2028 года [37].

Для современной энергетики одним из основных резервов повышения эффективности является создание экономичного паротурбинного оборудования [12, 13]. При этом, как показывает практика, основные резервы заложены в проточных частях паровых турбин и прежде всего в ЦНД. На Рисунке 1.6 приведены в качестве примера оценки повышения КПД ЦНД турбины

Отметим, что наибольший ожидаемый эффект может быть достигнут при оптимизации профилей, а также при разработке новых лопаток последних ступеней ЦНД увеличенной длины тем самым снижающие потери с выходной скоростью. Как видно из приведенных оценок, оптимизация профиля лопаток может обеспечивать прирост КПД цилиндра около 2%. Практика показывает, что такой эффект достигается при модернизации лопатки за счет оптимизации профильной часть от корня до периферии с использованием современных методик, более полно учитывающих физические свойства рабочего тела. При

модернизации лопаток могут быть обеспечены современные конструкции сопрягаемых элементов лопатки, повышающих экономичность, обеспечивающих преимущество на различных режимах работы ступени и повышающих виброустойчивость.

Рисунок 1.6 - Составляющие повышения КПД модернизированного ЦНД турбины К-300 (1 - устранение демпферных связей, 2 - саблевидные направляющие лопатки, 3 - цельнофрезерованные бандажи, сварные диафрагмы, 4 - оптимизация установки профилей лопаток, 5 - плавные меридиональные обводы, 6 - влагоудаление, 7 - совершенствование выхлопного патрубка, 8 - развитые диафрагменные уплотнения, 9 - новая конструкция надбандажных уплотнений) [35]

Как показывают мировые тенденции, выбрано направление на повышение эффективности действующих блоков и на новое строительство блоков с повышенной эффективностью на повышенные параметры пара [12, 13]. Для решения этих задач повышение эффективности проточных частей, действующих и переспективных турбин за счет оптимизации направляющего и рабочего аппарата последних ступеней остается актуальной [15]. Кроме того, разработка новых сверхдлинных лопаток позволит снизить потери с выходной скоростью в ЦНД, повысить пропускную способность, что даст возможность повышать единичную мощность турбин, а также сокращать число цилиндров.

Этапы и методы проектирования отсеков проточных частей паровых турбин

Процесс создания эффективных проточных частей паровых турбин и лопаточного аппарата можно условно разделить на 4-е этапа.

Выбор конструктивного профиля, геометрических и режимных параметров проточной части представляет собой совокупность решения двух инженерных задач - прямой и обратной и базируется на современных термодинамических и газодинамических основах турбомашин для турбинной ступени [10].

Процесс создания эффективных проточных частей паровых турбин и лопаточного аппарата можно условно разделить на 4-е этапа.

На 1-м этапе проводится эскизная разработка проточной части отсека. На данном этапе определяется тип облопачивания - активное или реактивное. Как правило для отсеков последних ступеней низкого давления применяется активное облопачивание. Далее, на основе решения задачи в одномерной постановке определяется оптимальное количество ступеней, выбираются корневые и периферийные диаметры проточной части, формируется плавный обвод проточной части. В настоящее время существуют различные методы решения данной задачи, связанные как с классической постановкой задачи [16, 27], так и на основе решения оптимизационных задач [10, 33, 34, 75] по выбору основных геометрических характеристик, обеспечивающих наибольшую эффективность турбинных ступеней и проточной части в целом.

На 2-м этапе решается задача в двухмерной постановке. Выбирается тип закрутки лопаточного аппарата по высоте с определением оптимального распределения углов потока на входе и выходе лопаточного аппарата в двухмерной постановке задачи. К настоящему времени методы решения задач в одномерной и двумерной постановке хорошо изучены [5, 16, 27] и достаточно верифицированы и позволяют эффективно решать соответствующие задачи.

На 3-м этапе встает задача разработки аэродинамических профилей направляющих и рабочих лопаток на основе полученных на первых двух этапах геометрических характеристик: диаметры проточной части, высоты лопаток, а также углы входа и выхода потока в соответствии с выбранным законом закрутки переменных по высоте аэродинамических профилей, а также в соответствии с радиальным и тангенциальным навалом лопаток. При этом строится твердотельная 3-х мерная модель лопаток, включая бандажи и хвостовики рабочих лопаток, а также все недостающие элементы по направляющим лопаткам, а также все недостающие элементы конструктивного исполнения направляющего аппарата.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Тюхтяев Алексей Михайлович, 2024 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авторское свидетельство SU 1386719 СССР. FO1D 25/32 (2000.01) 07.04.1988 Направляющий аппарат осевой турбины. В.Е. Добрынин, С.П. Выговская, Е.С. Белоусов.

2. Архипова Л.П., Тюхтяев А.М. Расчет двух последних ступеней цилиндра низкого дав-ления мощной паровой турбины в трехмерной постановке с учетом влажного пара. // В сборнике: Всерос. конф. молодых ученых и специалистов. Будущее машиностроения России. Москва, 26-29 сентября 2012г. / МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2012. С. 315-316

3. Белов И.А., Исаев С.А. Моделирование турбулентный течений: Учебное пособие. СПб.: Балт. гос. техн. ун-т. 2001. 108 с.

4. Бетчелор Дж. Введение в динамику жидкости. - М.: Мир, 1973. - 758 с.

5. Бойко А.В., Говорущенко Ю.Н., Ершов С.В., Русанов А.В., Северин С.Д. Аэродинамический расчет и оптимальное проектирование проточной части турбомашин. Харьков: НТУ «ХПИ». 2002. 356 с.

6. Бокучава Н.Ю. Дисперсный анализ процессов и вторичной влаги влажно-парового потока экспериментальными методами в последних ступенях цилиндров низкого давления паровых турбин: дис. ... кандидата технических наук: 2.4.7. / Бокучава Наталья Юрьевна. - СПб., 2023. - 131 с.

7. Борисов Ф.П., Веревский В.И., Иванов М.Я., Трояновский Б.М., Карелин М.А., Цястон А.П. Пространственное профилирование сопловой решетки последней ступени мощной паровой турбины // Теплоэнергетика 1991. №8. С. 51-54

8. Боровков В.М., Ермаков В.Г. Испытания части низкого давления паровой турбины типа ВК-50-2 ЛМЗ им. XXII съезда КПСС // Энергомашиностроение 1967 №7. С. 25-27

9. Волчков В.И. Исследования проточной части низкого давления мощных паровых турбин на натурном стенде: Автореферат дис. канд. техн. наук. Л. 1974

10. Гаев В.Д. Разработка и модернизация проточных частей для повышения эффективности и функциональности паровых турбин: дис. ... доктора технических наук: 05.04.12 / Гаев Валерий Дмитриевич. - СПб., 2017. - 280 с.

11. Гаев В.Д. Повышение экономичности паровых турбин за счет оптимального проектирования проточных частей: дис. ... кандидата технических наук: 05.04.01 / Гаев Валерий Дмитриевич. - Л., 1984. - 184 с.

12.Гаев В.Д., Евдокимов С.Ю., Тюхтяев А.М. Повышение конкурентоспособности ПТУ за счет расширения их функциональных возможностей и повышения эксплуатационных качеств. // Турбины и Дизели. 2023. №6(111). С. 68-73

13. Гаев В.Д., Евдокимов С.Ю., Тюхтяев А.М. Сравнительный анализ экономичности проточных частей многоступенчатых паровых турбин. // Турбины и Дизели. 2023. №6(111). С. 80-84

14. Гаев В.Д., Иванов С.А., Тюхтяев А.М. Современные отечественные паровые турбины мощностью свыше 1200 МВт для АЭС. // Электрические станции. 2021. №7(1080). С. 2-8

15. Гостелоу Дж. Аэродинамика решеток турбомашин. -М.: Мир, 1987. - 392 с.

16. Дейч М.Е. Газодинамика решеток турбомашин. М.: Энергоатомиздат. 1996. 528 с.

17. Дейч М.Е., Губарев А.В., Филиппов Г.А., Ван Чжун-Ци Новый метод профилирования направляющих решеток ступеней с малыми d/l // Теплоэнергетика. 1962. №8. С. 42-47

18. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергоиздат. 1981. 472 с.

19. Дейч М.Е., Филиппов Г.А., Двухфазные течения в элементах теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоатомиздат. 1987. 328 с.

20. Дзюба А.П. Тенденции развития мирового топливно-энергетического комплекса в современных экономических условиях. // Вестник экономики, управления и права. 2023. №1(16). С. 6-18

21. Жуковский М.И., Попов Ф.Д. Численный метод решения обратной задачи по профилированию среднеканальной поверхности тока для лопаточных аппаратов турбинных ступеней большой веерности // Энергомашиностроение 1970 №7. С. 10-12

22. Захаров А.В., Шпензер Г.Г., Тюхтяев А.М. Устойчивость потока в последних ступенях низкого давления паровых турбин на переменных режимах // Научно-технические ведомости СПбГПУ 2014 № 1(190). С. 70-74

23. Заявка на изобретение RU 2012120055 А РФ. FO1D 25/00 (2006.01), 27.11.2013 Турбинный неподвижный сопловой аэродинамический профиль и турбоустановка. Слепски Д.Э., Цзэн Сяоцин

24. Ивановский А.А., Петреня Ю.К. , Тюхтяев А.М. , Вилданов В.Р., Градусов А.Д. Флат-терный анализ как один из этапов разработки рабочих лопаток предельной длины. // Турбины и Дизели. 2024. №2(113). С. 10-14

25. Качуринер Ю.Я. Характеристики турбинных решеток в области начальной конденсации // Теплоэнергетика 2003. №6. С. 29-35

26. Кириллов А.И., Лапшин К.Л., Афанасьева Н.Н. Характеристики турбинных ступеней с тангенциальным наклоном направляющих лопаток // Энергомашиностроение 1970 №9. С. 26-27

27.Кириллов И.И., Иванов В.А., Кириллов А.И. Паровые турбины и паротурбинные установки. - Л.: Машиностроение, 1978. - 276 с.

28. Костюк А.Г., Фролов В.В., Булкин А.Е., Трухний А.Д. Паровые и газовые турбины для электростанций. М.: Издательский дом МЭИ. 2008. 556 с.

29. Котов Ю.В., Волчков В.И., Натурный экспериментальный стенд ЛМЗ им. XXII съезда КПСС // Энергомашиностроение 1967 №8. С. 43-44

30. Кофман В.М. Определение коэффициента полезного действия турбины ГТД по параметрам неравномерных газовых потоков // Вестник УГАТУ. 2012. Т. 16, № 5 (50). С. 28-40.

31. Кофман В.М. Сравнительный анализ способов осреднения при обработке параметров неравномерного воздушного потока на входе в ГТД // Вестник УГАТУ. 2009. Т. 12, № 2 (31). С. 35-42.

32. Лапшин К.Л. К расчету турбинных ступеней с навалом направляющих лопаток // Изв. вузов. Энергетика. 1969. №3. С. 116-119

33. Лапшин К.Л. Оптимизация проточных частей паровых и газовых турбин. СПб.: Издательство политехнического университета. 2011. 177 с.

34. Лапшин К.Л. Оптимизация проточных частей паровых турбин с применением «интегральных» сопловых лопаток. // Научно-технические ведомости СПбГПУ 2013 №1(166). С. 61-66

35. Лисянский А.С. Комплексная модернизация паровых турбин мощностью 200 и 300 МВт электрических станций. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 05.04.12 /Лисянский Александр Степанович -СПб.: 2005-136с.

36. Лыков А.В., Забелин Н.А., Рассохин В.А., Тюхтяев А.М. Комбинированные газопаровые установки с органическими телами для единой системы газоснабжения России. // Научно-технические ведомости СПбГПУ 2014 № 3(202). С. 35-44

37. Макаров А.А., Митрова Т.А., Григорьев Л.М., Филиппов С.П. и др. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 г. М.: ИНЭИ РАН, АЦ 2013, 107 с.

38. Мищенко Я.В. Атомная энергетика после катастрофа на АЭС "Фукусима 1": последствия и перспективы. // Энергобезопастность и охрана труда. 2011. №6(42). С. 3-6.

39. Москаленко А.В., Тюхтяев А.М., Ковалев Д.М., Долганов А.Г., Ивановский А.А., Черников В.А., Рассохин В.А. Повышение точности измерений газодинамических параметров в последних ступенях ЦНД с помощью современной системы траверсирования потока при исследованиях на натурном стенде. // Теплоэнергетика. 2023. №5. С. 78-87

40. Нгуен А.К. Влияние тангенциального наклона лопаточных венцов на характеристики и структуру потока осевой турбинной ступени: дис. ... кандидата технических наук: 05.04.12 / Нгуен Ан Куанг. - СПб., 2019. - 113 с.

41. Некрасов А.Л., Москаленко А.В., Епифанов В.К., Ласкин А.С. Совершенствование схем и методик измерения параметров потока в ступенях низкого давления модельной паровой турбины. // Новое в российской энергетике. 2010. №11. С. 5-20

42. Патент RU 10218 С1 РФ. FO1D 5/14 (1995.01), 16.06.1999 Сопловой аппарат. Лапшин К.Л., Цветков А.М.

43. Патент RU 112274 С1 РФ. FO1D 25/00 (2006.01), 10.01.2012 Лопатка турбины. Бюген Арно, Травер Доминик

44. Патент RU 2074964 РФ. FO1D 25/24 (1995.01) 06.04.1994 Проточная часть низкого давления турбины. А.Ф. Зарянкин, А.Н. Парамонов, В.Н. Самаренко, А.Н. Романенко, Г.Д. Баринберг, В.В. Кортенко, А.И. Алексо.

45.Патент RU 2478797 РФ. FO1D 9/02 (2006.01) 10.04.2013 Паровая турбина и способ отвода влаги из пути потока в паровой турбине. С.С. Берджик, Б.И. Фролов.

46. Патент RU 2558743 РФ. FO1D 25/32 (2006.01) 10.08.2015 Часть низкого давления паровой турбины. В.Г. Орлик, И.А. Носовицкий, Ю.Я. Качуринер, А.Ю. Култышев, А.Е. Валамин.

47. Патент RU 2569789 РФ. FO1D 25/32 (2006.01) 27.11.2015 Последняя ступень влажнопаровой турбины. А.С. Лисянский, К.М. Усачев.

48. Патент RU 2614316 РФ. FO1D 5/28 (2006.01) 24.03.2017 Последняя ступень паровой турбины. А.С. Лисянский, К.М. Усачев., С.Б. Ананьина.

49. Патент RU 2666710 РФ. FO1D 5/28 (2006.01) 11.09.2018 Направляющая лопатка влажнопаровой турбины. С.А. Иванов, К.М. Усачев, С.Б. Ананьина.

50.Патент RU 2789652 С1 РФ. FO1D 9/04 (2006.01), FO1D 4/14 (2006.01) 07.02.2023 Направляющая лопатка ступени цилиндра низкого давления паровой турбины. А.М. Тюхтяев, К.М. Усачев, А.Г. Долганов, А.А. Ивановский, О.В. Векшина, У.О. Хлопкова.

51. Патент RU 2790505 С1 РФ. FO1D 25/32 (2006.01), FO1D 9/04 (2006.01) 21.02.2023 Последняя ступень турбины. Ивановский А.А., Долганов А.Г., Усачев К.М., Тюхтяев А.М., Карпов А.Д.

52. Патент RU 2793871 С1 РФ. FO1D 9/04 (2006.01), FO1D 5/30 (2006.01) 07.04.2023 Наборная диафрагма паровой турбины. К.М. Усачев, С.Б. Ананьина, С.Ю. Евдокимов, А.М. Тюхтяев, О.В. Векшина.

53. Патент RU 2793872 С1 РФ. FO1D 25/28 (2006.01), FO1D 25/26 (2006.01) 07.04.2023 Внутренний цилиндр низкого давления паровой турбины. И.В. Хватов, Л.И. Чупрова, А.Ф. Спиридонов, А.М. Тюхтяев, О.В. Векшина, У.О. Хлопкова.

54. Патент RU 2793874 С1 РФ. FO1D 25/30 (2006.01), FO1D 25/12 (2006.01) 07.04.2023 Паротурбинная установка с охлаждением элементов проточной части цилиндра низкого давления на малорасходных режимах. Евдокимов С.Ю., Усачев К.М., Тюхтяев А.М., Гусев Ю.В.

55. Рогалев Н.Д., Корогодин В.И. Атомная энергетика: сохранить технологическое лидерство. //Вести в электроэнергетике. 2022. №6(122). С. 4449

56. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах. -М.: Энергоиздат, 1982. - 496 с.

57. Соболев С.И., Зильбер Т.Н., Нахмов Ю.В., Косяк Ю.Ф. некоторые результаты исследования работы ступней низкого давления паровых турбин // Теплоэнергетика. 1965. №9. С. 56-60

58. Сомова Е.В., Тугов А.Н., Тумановский А.Г.Современные угольные энергоблоки на суперсверхкритические параметры пара (обзор). //Теплоэнергетика. 2023. №2. С. 5-23

59. Суслов Д.И., Филиппов Г.А. Приближенный метод расчета и профилирования сопловых решеток с криволинейными лопатками // Теплоэнергетика 1995. №3. С. 72-76

60. Терентьев И.К., Ермашов Н.Н. Влагоудаление в паровых турбинах. М.: НИИИНФОРМТЯЖМАШ сер. Паротурбостроение, 3-70-13

61. Тугов А.Н., Артемьева И.В. Состояние угольных электрогенерирующих мощностей в мире. // Энергохозяйство за рубежом. 2021. №6. С. 17-24.

62. Тюхтяев А.М., Ласкин А.С. Трехмерная оптимизация направляющего аппарата последней ступени цилиндра низкого давления. // В сборнике: Неделя Науки СПбГПУ. Материалы научно-практической конференции с международным участием. Институт энергетики и транспортных систем. 2014. С. 75-77

63. Тюхтяев А.М., Ласкин А.С., Захаров А.В. Потери кинетической энергии потока по высоте направляющего аппарата последней ступени мощных паровых турбин. // Наука и образование: научное издание МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2014. № 6. С. 66-81

64. Усачев К.М. Вдув перегретого пара в каналы сопловых решеток влажнопаровых турбин // Сборник статей по материалам ХХШ-ХХ1У международной заочной научно-практической конференции "Научная дискуссия: вопросы технических наук". М. 2014.

65. Усачев К.М. Вдув перегретого пара в каналы сопловых решеток влажнопаровых турбин как способ повышения эффективности и эрозионной

стойкости // Сборник статей по материалам XX научно-технической конференции "Энергетика: эффективность, надежность, безопасность". Томск. 2014.

66. Усачев К.М. Разработка и исследование системы удаления и дробления эрозионно-опасной влаги в ступенях паровых турбин: дис. ... кандидата технических наук: 05.04.12 / Усачев Константин Михайлович. - М., 2019. -255 с.

67. Филиппов Г.А. Приближенный расчет турбин с криволинейными лопатками -продолжение работ, начатых проф. М.Е. Дейчем // Вестник МЭИ 1994. №3. С. 11-14

68. Филиппов Г.А., Ван Чжун-Ци Влияние закрутки потока на характеристики сопловых решеток // Теплоэнергетика. 1964. №5. С. 54-57

69. Филиппов Г.А., Поваров О.А. Сепарация влаги в турбинах АЭС. М.: Энергия. 1980. 320 с.

70. Хоменок Л.А., Фельберг Л.А., Бокучава Н.Ю., Ивановский А.А., Козачук С.Н., Тюхтяев А.М. Исследование влажно-парового потока в последней ступени ЦНД экспериментальной паровой турбины. // Надежность и безопасность энергетики. 2022. Том 15 №3. С. 175-182

71. Шейзон Э.М., Вольфсон И.М. Исследование эффекта стреловидности в прямой решетке турбинных профилей // Энергомашиностроение 1969 №2. С. 42-45

72. Шлихтинг Г. Теория пограничного слояю - М.: Наука, 1969. - 744 с.

73.Шпензер Г.Г., Захаров А.В., Тюхтяев А.М. Устойчивость потока в последних ступенях цилиндров низкого давления паровых турбин. // Научно-технические ведомости СПбГПУ 2014 № 3(202). С. 54-61

74. Шубенко-Шубин Л.А., Стоянов Ф.А. Автоматизированное проектирование лопаточных аппаратов тепловых турбин. Л.: Машиностроение. 1984. 237 с.

75. Шубенко-Шубин Л.А., Тарелин А.А., Антипцев Ю.П. Оптимальное проектирование последней ступени мощный паровых турбин. Киев: Наукова думка. 1980. 228 с.

76. Adam Beevers, Said Havakechian, Benjamin Megerle (2015) On the prediction and theory of the temperature increase of low pressure last stage moving blades during low volume flow conditions and limiting it through steam extraction methods. Journal of Turbomachinery, 137(10): 101002

77. Charles E. Seeley, Christian Wakelam, Xuefeng Zhang, Douglas Hofer, Wei-Min Ren (2017) Investigations of flutter and aerodynamic damping of a turbine blade: experimental characterization. Journal of Turbomachinery, 139(08): 081011

78. Chen N.X. (1995) An exhaustive study on skewing effect of saber-shape blades in a turbine stator by a N.S. Solver. Symposium on the 12th ISABE, Melbourne, Australia, pp. 601-611.

79. Chen N.X. (1995) Comparative study on different leaned and skewed bladings in a turbine stator by 3-D Navier-Stokes analysis. AIAA Paper 95-2189.

80. Chen N.X., Huang W.G., and Zhou Q. (1995) Numerical computation of three-dimensional turbulent flow field in a transonic single rotor compressor. Journal of Aerospace Power, 10 (2), 109-112 (in Chinese)

81. Denton J.D. (1993) Learning flow physics from turbomachinery flow calculation. 2nd International ISAIF, Prague, July, pp. 12-15.

82. Diakunchak I.S. , Krush M.P., G. McQuiggan, Southall L.R. (1999) The Siemens Westinghouse advanced turbine systems program. International Gas Turbene & Aeroengine Congress & Exhibition Indianapolis, Indiana, June 7 - June 10, ASME: 99-GT-245

83. Diakunchak I.S. , Gaul G.R. , G. McQuiggan, Southall L.R. (2002) Siemens Westinghouse advanced turbine systems program final summary. Proceedings of ASME TURBO EXPO 2002, June 3-6, 2002, Amsterdam, The Netherlands: GT-2002-30654

84. Gaev V.D., Ivanov S.A., Tyukhtyaev A.M. (2022) Modern Russian steam turbines with a capacity over 1200 MW for nuclear power plants. Power technology and engineering, 55(5), 720-725

85. Han W.J. and Wang Z.Q. (1990) Effect of blade curving onvortices stream-wise in cascade exit flow. Proceeding of the First ISAIF, July 1990

86. Han W.J., Cai D.Y., Xu W.Y., and Wang Z.Q. (1989) An experimental study on the effect of the effects of static pressure distributions on end-wall and blade surfaces on aerodynamic characteristics of cascades. Journal of Engineering Thermophysics, 3, 273-276 (in Chinese)

87. Han W.J.,Wang Z.Q., and Tan C.Q. (1994) Effects of leaning and curving of blades with high turning angles on the aerodynamic characteristics of turbine rectangular cascade. Journal of Turbomachinery, 116, 417-424.

88. Harrison S. (1990) The influence of blade lean on turbine losses. ASME Paper 90-GT-55.

89. Hourmouziadis J. and Hubner N. (1985) 3-D design of turbine airfoils. ASME Paper 85-GT-188

90. Isak Jonsson, Srikanth Deshpande, Valery Chernoray, Oskar Thulin, Jonas Larsson (2021) Experimental and Numerical Study of Laminar-Turbulent Transition on a Low-Pressure Turbine Outlet Guide Vane. Journal of Turbomachinery, 143(10): 101011

91. Ivan McBean, Said Havakechian, Pierre-Alain Masserey (2010) The development of long last stage steam turbine blades. Proceedings of ASME Turbo Expo 2010: Power for Land, Sea and Air, Glasgow, UK, GT2010, Volume 7: Turbomachinery, Parts A, B, and C, 2245-2256, June 14-18, 2010 Paper No: GT2010-22747

92. Jiang H.D. and Lu W.L. (1993) Theoretical and experimental studies on compound leaned turbine blade cascades. Journal of Aerospace Power, 8 (1), 41-44.

93. Pat. JP 2004124751 JPN. FO1D 9/02. 22.04.2004. Moisture separation device for steam turbine. Applicant Naoki Shibukawa, Kenichi Okuno, Junichi Tominaga, Itaru Murakami, Tsuguhisa Tajima.

94. Pat. JP 2005113787 JPN. FO1D 25/32. 28.04.2005. Steam turbine. Applicant Ishibashi Koji, Segawa Kiyoshi, Kano Yoshio, Sawamura Yasuaki, Chiyouka So.

95.Pat. JP 2013124561 JPN. FO1D 25/32 (2006.01). 24.06.2013. Steam turbine. Applicant Hiroyuki Kawagish, Tatsuaki Uchida, Yushi Saeki, Taro Noguchi, Naoki Shibukawa, Shinichiro Ohashi.

96. Pat. JP 2016061243 JPN. FO1D 25/24 (2006.01). 25.04.20016. Steam turbine. Applicant Tomohiko Jinbo, Biswas Debasis, Yoriji Murata, Shinichiro Ohashi.

97. Pat. JP 5996115 JPN. FO1D 25/32. 21.09.2016 Moisture removal device for steam turbine. Applicant Mitsubishi Power Ltd.

98. Pat.US10072505 USA F01D5/14, F01D5/28 (2006.01). 11.09.2018. Turbine airfoil of composite material and method of manufacturing thereof. Rolf Hunziker, Said Havakechian.

99. Said Havakechian, John Denton (2016) Three-Dimensional Blade - Stacking Strategies and Understanding of Flow Physics in Low-Pressure Steam Turbines -Part II: Three-Dimensional Stacking Mechanisms. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 138(06): 062601

100. Said Havakechian, John Denton (2016) Three-Dimensional Blade- Stacking Strategies and Understanding of Flow Physics in Low-Pressure Steam Turbines -Part I: Three-Dimensional Stacking Mechanisms. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 138(05): 052603

101. Shi J. et al. (1986) An investigation of a highly loaded transonic turbine stage with compound leaned vanes. Transactions of the ASME, Journal of Engineering for Gas Turbine and Power, 108, 265-269.

102. Sieverding C.H. (1985) Recent progress in the understanding of basic aspects of secondary flows in turbine blade passage. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 107, 248.

103. Wallis A.M. and Denton J.D. (1996) Comparison of design intent and experimental measurements in a lowaspect ratio axial turbine with three-dimensional blading. ASME Paper 98-GT-516.

104. Wang Z.Q., Lai S.K., and Xu W.Y. (1981) Aerodynamic calculation of turbine stator cascade with curvilinear leaned blades and some experimental results. Proceeding of the 5th ISABE Feb. 16-21, 1981, Bangalore, India.

105. Xiutao BIAN, Qingsong WANG, Xinrong SU, Xin YUAN (2020) Interaction mechanisms of shock waves with the boundary layer and wakes in a highly-loaded NGV using hybrid RANS/LES. Chinese Journal of Aeronautics, 33 (1), 149-160.

106. Zhang Shaowen, David G. MacManus, Luo Jianqiao (2016) Parametric study of turbine NGV blade lean and vortex design. Chinese Journal of Aeronautics, 29 (1), 104-116.

107. Zhong J.J., Su J.X., and Wang Z.Q. (1995) Effect of blade leaning and curving on the aerodynamic characteristics of compressor cascade. CSPE-JSME-ASME International Conference on Power Engineering, May 22-26.