Способы повышения экономичности и мощности иранской газотурбинной установки TEEDA тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Басати Панах Мехди

• Басати Панах Мехди
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Басати Панах Мехди

ВВЕДЕНИЕ

1. Обзор современного состояния энергетики в Иране

2. Обзор состояния вопроса перспективы развития газотурбинных установок.

2.1 Обзор тепловых схем энергетических газотурбинных установок

2.2 Обзор конструкций современных энергетических газотурбинных установок малой мощности

2.3 Источники вторичных топливно-энергетических ресурсов (ВЭР)

2.4 Обзор установок комбинированного цикла

2.4.1 Анализ и оптимизация ГТУ по циклу Брайтона

2.4.2 Анализ и оптимизация ПТУ по циклу Ренкина

2.5 Применение турбодетандера тепловых схемах энергетических установок

2.6 Цели и задачи исследования

3. Результаты расчетного исследование показатели ГТУ

3.1 Исследование влияния характеристик потерь кинетической энергия на экономичность газотурбинных установок

3.2 Исследование влияния степени регенерации теплоты уходящих газов и степени повышения давления в компрессоре на эффективность газотурбинной установки

3.3 Выводы по главе

4. Применение утилизационных паровых турбины для утилизации тепла уходящих газа ГТУ

4.1 Выбор и описание тепловой схемы ГТУ с утилизационной паровой турбиной

4.2 Математическая модель и расчет тепловой схемы ГТУ с УПТ

4.3 Расчет основных параметров тепловой схемы ГТУ с УПТ

4.4 Результаты исследования тепловой схемы ГТУ с УПТ и термодинамический анализ параметров тепловой схемы

4.4.1 Влияние температуры окружающей среды на показатели ГТУ с УПТ

4.4.2 Влияние температуры пара перед ПТ на показатели ГТУ с УПТ

4.4.3 Влияние давления в конденсаторе на показатели ГТУ с УПТ

4.4.4 Влияние относительного внутреннего КПД паровой турбины на показатели ГТУ с УПТ

4.4.5 Влияние минимального температурного напора на холодном конце испарителя котла-утилизатора на показатели ГТУ с УПТ

4.5 Результаты расчета ГТУ с УПТ

4.6 Расчет утилизационной паровой турбины с помощью программы TURBO

4.6.1 Характеристическое число

4.6.2 Высота лопатки

4.6.3 Угол входа

4.6.4 Число сопел

4.6.5 Степень парциальности

4.6.6 Расход

4.6.7 Угол выхода

4.7 Расчет параметров паровой турбины с помощью программы ONE

4.8 Выводы по главе

5. Тепловая схема ГТУ с приводом компрессора от отдельного турбодетандера

5.1 Выбор и описание тепловой схемы

5.2 Методика расчета тепловой схеме ГТУПКД

5.3 Термодинамический анализ параметров тепловой схемы ГТУПКД

5.4 Результаты расчета параметров тепловой схемы ГТУПКД

5.5 Предварительный выбор геометрических и режимных параметров турбодетандера с помощью программы TURBO

5.6 Расчет в программе ONE

5.7 Перспективные варианты предлагаемой тепловой схемы, повышающие степень полезного использования энергетического потенциала топливного газа

5.8 Выводы по главе

Заключение

Список используемых сокращений и обозначений

Литература

Приложение А Методические обеспечение расчётные исследование

газотурбинных установок

А.1. Тепловая схема одновальной ГТУ простого типа

А.2. Тепловые схемы ГТУ с открытой и закрытой системами

охлаждения

А.3. Уточнение параметров рабочего процесса и характеристик ГТУ при учете зависимости теплоемкости рабочего тела от температуры

А.4. Расчётное исследование тепловых схем

Приложение Б Результаты TEEDA

Приложение В Результаты Taurus

ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы исследования.

Энергетическое машиностроение является базовой отраслью для большинства стран, так как от уровня развития данной отрасли определяется технический уровень и уровень энергетической безопасности стран. Газотурбинная установка (ГТУ) - энергическая машина когенеративного типа, широко применяющаяся в качестве, как основного, так и аварийного источника электроэнергии городов. Также подобного рода установки используется в большом количестве секторов промышленности, таких как: атомная электростанция, газодобывающая и газоперекачивающая промышленность, нефтедобывающая промышленность, что делает их неотъемлемой часть всей энергосистемы [1-8].

Как уже было сказано выше, отрасль энергетического машиностроения обеспечивает базовые потребности граждан в тепловой и электрической энергии, посредством применения энергетических установок, эксплуатирующихся на территории страны. Зависимость страны от зарубежных поставщиков электроэнергии и отсутствие собственных генерирующих компаний подрывает энергетическую безопасность государства. Подобная ситуация сложилась в Иране в конце 70-х годов XX века, когда на страну были наложены санкции, изолировавшие страну по различным направлениям, в том числе пострадала и энергетическая отрасль. Отсутствие на территории страны технологий и производств по изготовлению эффективных энергетических установок подтолкнуло к разработке и запуску программы импортозамещения посредством создания своего модельного ряда газотурбинных установок [1-11].

Дальнейшим этапом развития отрасли энергетического машиностроения стало энергосбережение и повышение эффективности, экономичности энергетических установок, по примеру мирового опыта в области турбоустановок. Иран имеет значительное количество ГТУ, эффективность которых можно повысить.

Одним из важных направлений энергосбережения является утилизация тепла уходящих газов газотурбинных установок. В последние годы, согласно политике правительства Ирана, прослеживается тенденция к переходу к комбинированным турбоустановкам с целью повышения их эффективности. Страна разрабатывает план по созданию новых и модернизации старых источников энергии. Природный газ является важным источником энергии в Иране и широко используется различными потребителями. Другим из основных направлений энергосбережения является производство электрической энергии в детандер-генераторных агрегатах (ДГА) и детандер-компрессорных агрегатах (ДКА), в которых реализована идея использования технологических перепадов давления природного газа [12-17].

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Способы повышения экономичности и мощности иранской газотурбинной установки TEEDA»

Цель работы

Целью работы является совершенствование и разработка ГТУ и структуры тепловых схем, конкурентоспособных зарубежным аналогам. Таким образов решаются важные задачи для разных циклов с точки зрения энергосбережения и повышения КПД такие как: автономная ГТУ, ГТУ с утилизационной паровой турбиной (комбинированная газопаровая установка (ГПУ)) и ГТУ с приводом компрессора от турбодетандера (ГТУПКД).

Задачи исследования

1. Разработать методологическое обеспечение для исследования тепловых схем ГТУ;

2. Оценить влияние степени регенерации, степени повышения давления в компрессоре, коэффициентов потерь, КПД турбины и компрессора, охлаждения и зависимости удельной теплоемкости рабочего тела от температуры на характеристики и экономичность ГТУ;

3. Выполнить параметрическую оптимизацию, на основании которой произвести выбор оптимальных параметров и характеристических ГТУ;

4. Оценить располагаемую мощность, уходящих газов ГТУ;

5. Оценить влияние параметров тепловой схемы, ГТУ с утилизационной паровой турбиной на показатели её энергетической эффективности;

6. Оценить влияние параметров тепловой схемы ГТУ с приводом компрессора от турбодетандера (ГТУПКД) на показатели её энергетической эффективности.

Научная новизна

Рассмотрены тепловые схемы и рассчитаны оптимальные режимные характеристики ГТУ.

На основе параметрической оптимизации были выбраны оптимальные характеристики основных агрегатов ГТУ, которые в условиях конструкторских, технологических и производственных ограничений обеспечивает максимальный КПД.

Рассмотрены схема ГПУ с котлом-утилизатором и оптимальные режимные характеристики, разработка методика расчета ГТУ с УПТ и выполнен расчет оптимизационный утилизационной турбины.

Рассмотрены схема ГТУПКД и оптимальные режимные характеристики, разработка методики расчета ГТУПКД и выполнен расчет оптимизационный турбодетандера.

Предложены перспективные варианты тепловых схем, повышающие КПД установки и степень полезного использования энергетического потенциала топливного газа.

Предмет исследования. Предметом исследования является энергосбережение и повышение эффективности, экономичности ГТУ, аналогично с зарубежными турбинами и установками посредством выбора оптимальных термодинамических и режимных параметров установки и совершенствование конструкции ГТУ, ГТУ с УПТ и ГТУПКД.

Методология и методы исследования

При решении поставленных задач использовался комплексный способ исследований, включающий теоретические (идеализации, формализации) и

экспериментальные (моделирования, сравнения) методы исследований: анализ современного состояния теории, практики и патентных материалов; разработку математической модели и её решение с помощью MATLAB, A2GTP, TURBO и ONE.

Степень достоверности и апробации результатов Обеспечена использованием в процессе выполнения работы, в качестве базовых, наиболее современных апробированных и тестированных методик, на основе накопленных данных и численного анализа основных элементов ГТУ и также расчёта тепловых схем турбоустановок.

Личный вклад автора Все обобщения, расчётно-теоретические и экспериментальные исследования, результаты которых приведены в настоящей работе, выполнены непосредственно автором.

Структура и объём диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 292 страницах, включая 18 таблиц, 105 рисунков, 3 приложения и библиографический список из 155 наименований. Структура диссертационной работы представлена на рисунке 1.

Введение

Заключение

1. Обзор современного

состояния энергетики в Иране

5. Тепловая схема ГТУ с приводом компрессора от

отдельного турбодетандера

Способы повышения экономичности и мощности иранской газотурбинной установки TEEDA

2. Обзор состояния вопроса перспективы развития газотурбинных установок

4. Применение утилизационны х паровых турбин для утилизации тепла уходящих газов ГТУ

3. Результаты расчетного исследование показатели ГТУ

Рисунок 1 - Структура диссертационной работы

1. Обзор современного состояния энергетики в Иране

Одним из наиболее важных факторов, обсуждаемых в экономической литературе, являются энергетические ресурсы. Сегодня потребление и эффективность энергетических ресурсов влияют на всю экономическую и производственную деятельность. Энергетические ресурсы Ирана играют важную роль в мировом импорте/экспорте энергии и оказывают влияние на мировую экономику [18-20].

Иран обладает большим количеством возобновляемых источников энергии, таких как солнечная, ветровая, геотермальная и гидроэнергия, в дополнение к богатым традиционным источникам энергии, таким как нефть и природный газ. Попеременное использование таких энергоресурсов позволяет контролировать экологическую безопасность, а также позволяет выбирать различные экологически чистые энергоресурсы в различных соотношениях, представленных в энергобалансе, в зависимости от предпочтительных источников энергии, с целью балансировки энергобаланса. Особое внимание уделяется нефти, газу и электроэнергии как энергоресурсам, значение которых в мировой экономике все время растет. Эти ресурсы широко используются для различных целей производства и потребления. Эти источники становятся все более эффективными для крупных предприятий и их услуг по мере развития общества и роста экономической активности [18-20].

Иран сильно зависит от ресурсов ископаемого топлива. Сегодня большая часть мировой энергии обеспечивается различными видами ископаемого топлива, такими как уголь, нефть и природный газ. На ископаемые виды топлива приходится примерно 80% мирового потребления энергии.

Энергетический сектор Ближнего Востока захвачен ископаемым топливом, которое может вызвать экологические проблемы. В настоящее время использование возобновляемых источников энергии привлекает политическое внимание, и многие страны уделяют внимание этой цели. Иран не является исключением и имеет чрезвычайно высокий уровень потребления

энергии на душу населения, который, по оценкам, на 80% выше среднего по Ближнему Востоку [20].

Доля природного газа и нефти составила почти (97%) от общего объема потребления первичной энергии в Иране в 2017 году, с неочевидным потреблением угля, гидроэнергетических ресурсов, ядерной энергии и возобновляемых источников энергии, не относящихся к гидроэнергетике. Рисунок 1.1 иллюстрирует общий объем производства первичной энергии Ирана в 2017 году. Потребление первичной энергии Ирана выросло более чем на 60% за последние 15 лет [18, 20].

■ Природный газ ■ Нефть

■ Уголь ■ Гидроэлектроэнергия

■ Ядерная ■ Возобновляемые

Рисунок 1.1 - Общий объем производства первичной энергии Ирана в 2017

году [20, 26]

Газовые, паровые и комбинированные электростанции используются для обеспечения более 80% необходимой электроэнергии в Иране. В последние годы, согласно политике правительства Ирана, прослеживается тенденция преобразования газовых электростанций в комбинированные с целью повышения их производительности и эффективности. В качестве преимущества некоторых из таких систем можно отметить продажу лишней электроэнергии в другие страны, когда спрос меньше производства [20-26].

■ Газовая ■ Комбинированная

■ Паровая ■ Возобновляемые

■ Ядерная ■ Дизельная

Рисунок 1.2 - Доля каждого типа электростанций в общем производстве

электроэнергии в Иране [19, 21]

В настоящее время в Иране работает 478 тепловых электростанций, причем более двух третей из них принадлежат частному сектору страны и управляющей компании по производству, передаче и распределению электроэнергии. Общая генерирующая мощность страны составляет около 85 ГВ [21-26].

Мощным стимулом для создания и производства стационарных энергетических газотурбинных установок во всей мировой энергетике является использование их в парогазовых технологиях, с которыми неразрывно связан технический прогресс современной электроэнергетики. В энергетике Ирана, учитывая тенденции развития мировой энергетики, для обеспечения потребностей в ПГУ и ГПУ необходимо освоить выпуск и эксплуатацию надежных экономичных энергетических ГТУ. В ближайшие десятилетия технический прогресс в энергетике будет неразрывно связан с газопаровыми и парогазовыми технологиями. Уже в настоящее время их относительный вклад в мировую энергетику достаточно велик, а в перспективе он будет расти. Природный газ является основным источником топлива для выработки электроэнергии в стране и составляет почти 80% от общего объема

производства. Рисунок 1.2 отображает долю каждого типа электростанции в удовлетворении спроса на электроэнергию [18-27].

В прошлом персидском году (21 марта 2020 - 21 марта 2021) на тепловых электростанциях Ирана было выработано 324 миллиарда кВтч электроэнергии, из которых 181 миллиард кВтч был произведен парогазовыми установками, 84 миллиарда кВтч - паровыми установками и 59 миллиардов кВтч- газовыми установками. Преобразование ГТУ в состояния комбинированного цикла является одним из наиболее эффективных методов повышения эффективности энергосистемы страны. Планируется запустить несколько новых электростанций, чтобы удовлетворить растущий спрос на электроэнергию, который может вызвать нехватку 10 гигаватт (ГВт) в пиковые летние дни. Текущий обзор энергетической отрасли Ирана показывает, что большое количество энергии тратится впустую, в первую очередь из-за неэффективной работы, отсутствия соответствующего оборудования, высоких технологий и передовых технологий. Годовые потери энергии настолько велики, что даже при частичном контроле они не только покроют значительную часть годового спроса на энергию, но также помогут устранить значительное количество загрязняющих веществ и парниковых газов, образующихся при сжигании ископаемого топлива. Суммарные потери энергии в процессе очистки и преобразования составили 425,40 млн бнэ (баррель нефтяного эквивалента), что составляет 27% и 37% от первичного источника и конечного потребления соответственно. Ежегодные потери энергии в размере 13% на нефтеперерабатывающих заводах, 8% на транспорте и 15% на электростанциях для передачи энергии в первую очередь являются результатом отсутствия передовых технологий и соответствующих ноу-хау. Требуются активные усилия для снижения этих потерь за счет внедрения соответствующих высокотехнологичных решений во всех секторах, связанных с энергетикой [18, 21-24].

Источником топлива для многих простых и парогазовых электростанций обычно является близлежащий ГРС с давлением от 50 до более 70 бар.

Использование турбодетандера вместо дросселирующего оборудования представляет собой перспективную альтернативу регулированию давления природного газа, подаваемого в электростанцию. В частности, это помогает восстановить часть доступной энергии сжатого газа в магистральном трубопроводе, увеличить выходную мощность и эффективность газотурбинной системы, а также снизить потребление топлива и вредные выбросы [28].

Сегодня многие исследователи изучают устройства рекуперации энергии для декомпрессии природного газа высокого давления. Количество энергии, которое может быть восстановлено, зависит от различных параметров, включая как условия эксплуатации (перепад давления, температура и массовый расход), так и конструктивные параметры (эффективность, производительность, характеристика и т. д.). Кроме того, качество природного газа (с точки зрения гидратообразования) также имеет решающее значение. Многие авторы предлагают процедуру оптимизации конструкции турбодетандера с учетом гидродинамических и технических требований. Утилизация отработанной энергии заправочных станций также может быть использована как для производства электроэнергии, так и для производства пресной воды с потенциально существенным эффектом снижения выбросов парниковых газов и выбросов в атмосферу. Многие авторы исследовали возможность использования турбодетандера в сочетании с холодильным циклом для снижения температуры воздуха на входе и увеличения вырабатываемой мощности [28].

На основе стратегического плана развития Ирана газовая промышленность должна увеличить мощность транспортировки газа до 1300 млн м3 в сутки до 2025 года [29].

Мировое развитие нуждается в энергии, и исследования показывают, что ископаемое топливо останется основным источником энергии до 2050 года газовое месторождение, только Иран, Катар, Россия, Саудовская Аравия и ОАЭ будут основными производителями. Согласно плану стратегического

развития Ирана, к 2025 году Иран планирует занять 10% мирового рынка торговли газом. На внутреннем рынке газ также должен обеспечивать 70% ископаемой энергии Ирана к этому году. Для достижения этих целей необходимо наращивать газотранспортный потенциал. Поэтому КЮС (Национальная иранская газовая компания) было приказано развивать газопроводы примерно с 30 тысяч до примерно 70 тысяч километров [29].

Рисунок 1.3 - Инфраструктура природного газа Ирана [30]

Природный газ, который поставляется на нефтеперерабатывающий завод, поступает из газопровода высокого давления и проходит через измерительно -редукционную станцию, иногда называемую станцией перепада давления. Газ при этом пониженном давлении поступает на нефтеперерабатывающий завод для внутреннего использования. Именно на станции сброса давления тратится много энергии, так как давление природного газа снижается шаровым краном расширительного типа. Авторы [31-34] предложили систему для использования этой энергии. Предлагаемая система состоит из секции предварительного подогрева и турбодетандера. Но при прохождении природного газа через турбодетандер его температура падает и создается значительная холодопроизводительность. Идея этой работы состоит в том, чтобы извлечь выгоду из охлаждающей способности с целью повышения

эффективности газовой турбины. Авторы [31-34] предложили для улавливания эксэргии давления потока природного газа, была модифицирована, чтобы использовать преимущества охлаждающей способности. Система состоит из теплообменника для предварительного нагрева природного газа и турбодетандера для выработки электроэнергии, а также еще одного теплообменника для охлаждения воздуха на входе в одну газовую турбину. Авторы [31-34] изучали возможность извлечения и повторного использования энергии из газопроводной сети Ирана в одном из своих исследований. Исходя из среднего суточного потребления природного газа в Иране можно было бы выработать 762 МВт электроэнергии за счет улавливания эксэргии потерь давления, протекающей через все ГРС Ирана [31-34].

Рамин Ахваз, Шазанд Арак, Нека и Исфахан и некоторые другие электростанции в Иране оснащены турбодетандерами для выработки электроэнергии, массовый расход проходящего через них газа составляет около 150...160 м3/ч и также следует отметить что редуцирование давления природного газа магистрального газопровода (МГ) (50.. .70 бар) производится на ГРС до давления, необходимого потребителю (1.11 бар) [11-16, 29-34].

2. Обзор состояния вопроса перспективы развития газотурбинных

установок

Энергетическое машиностроение является базовой отраслью для большинства стран, так как от уровня развития данной отрасли определяется технический уровень и уровень энергетической безопасности стран. Газотурбинная установка - энергическая машина когенеративного типа, широко применяющаяся в качестве, как основного, так и аварийного источника электроэнергии городов. Также подобного рода установки используется в большом количестве секторов промышленности, таких как: атомная электростанция, газодобывающая и газоперекачивающая промышленность, нефтедобывающая промышленность, что делает их неотъемлемой часть всей энергосистемы. За последние 50 лет потребовались многие тысячи инженеров и значительные ресурсы, чтобы довести газовую турбину до ее нынешнего состояния развития [1-8].

Общий КПД газовой турбины увеличился с 20% до примерно 40% и даже больше. Извлеченные уроки неоднократно демонстрировали, что «технология должна возглавить обязательство, процесс и работу», чтобы выполнить основные этапы программы и при этом минимизировать затраты на разработку

[2, 5].

Развитый мир придает большое значение развитию и совершенствованию технологии газовых турбин. В США принята программа NGGT (газовые турбины следующего поколения) с соответствующим финансированием. Она должна решить следующие основные задачи: повышение экономичности установок на 10-15%, увеличение ресурса работы в 1,5-2 раза, снижение вредных выбросов на 40-50%, уменьшение уровня шума на 20-30%, снижение трудоемкости обслуживания в 1,5-2 раза, удешевление стоимости установок на 10-20%. Конечной целью этой программы является повышение уровня КПД в газотурбинных установках простого цикла до 47%, в парогазовых установках на базе этих ГТУ до 62-64%, в энергоустановках, работающих в

схемах с газификацией угля, до 60% и в энергоустановках комбинированного цикла до 70-75%. Помимо указанной выше программы NGGT, в США разработана также программа ЦЕТТ (сверхэффективные двигательные технологии), конечной целью которой является создание газотурбинных двигателей с начальной температуры газа, приближающейся к стехиометрической [27].

Основные направления дальнейшего развития и совершенствования стационарных газотурбинных электростанций можно определить, анализируя историю, современное состояние и перспективы развития газотурбинных установок и их термодинамических циклов. Прежде всего, и главной из них, это, конечно, повышение начальной температуры газа перед ГТ, а также термодинамически связанной с ним степени повышения давления в компрессоре. Решение этой проблемы в первую очередь связано с разработкой новых высокотемпературных материалов и покрытий, новых высокоэффективных систем охлаждения основных частей ГТУ, более широкой интеграцией авиационных технологий в ГТУ, а также разработкой технологий продления жизненного цикла газотурбинных установок и внедрения передового программного обеспечения. Достаточно высокий КПД 35-40% достигается в простом цикле уже созданных ГТУ при освоенных уровнях температур газа перед турбиной 1500-1700 К. Созданные на базе авиационных двигателей энергетические газотурбинные установки мощностного ряда 40-50 МВт при начальных температурах газа 1800 К и выше имеют КПД в простом цикле 40-44%. Такие газотурбинные установки в составе комбинированных парогазовых установок на электростанциях обеспечивают их работу с КПД 52-60%, что существенно выше, чем на современных паротурбинных тепловых электростанциях. По этой причине подавляющее число газотурбинных установок, выпускаемых в мире, работают по простому циклу и выполняются по простой одновальной конструктивной схеме. Дальнейший рост начальных параметров газа перед турбиной определяется, прежде всего, разработкой и созданием новых

высокоэффективных систем тепловой защиты основных деталей и узлов газовых турбин и в первую очередь сопловых и рабочих лопаток, камер сгорания и роторов турбин, а также новых материалов. В современных газотурбинных установках сопловые и рабочие лопатки первой ступени в основном выполняются монокристаллическими, а также оболочкового типа с внутристеночными охлаждающими каналами со слоистыми и пористыми стенками с развитыми системами конвективного и заградительного охлаждения, реализуемого при помощи вдува в пограничный слой охлаждающего воздуха через специальные каналы или через пористый материал с использованием термобарьерных и защитных покрытий. В ГТУ последнего поколения применяется паровое охлаждение сопловых и рабочих лопаток двух первых ступеней турбин. Обычно оно интегрируется с паровой системой парогазовой установки. Достижение в перспективе начальных температур перед газовой турбиной, соответствующих стехиометрическим температурам горения топлива, связано с разработкой ГТУ, в которых основные детали, подверженные воздействию высоких температур газа, будут выполняться керамическими или углеродными, и не будут требовать охлаждения [27].

Прогнозы эволюции энергетики показывают устойчивый рост производства газотурбинных установок. Эти агрегаты выполняют множество функций, от несущих базовых и пиковых нагрузок до обеспечения аварийного резервирования, и они включают в себя газотурбинные установки для теплоэлектроцентралей и парогазовых установок, а также парогазовые установки для тепловых электростанций. Увеличивается комбинированная выработка электроэнергии и тепла. В ближайшее время ожидаются сооружение и ввод крупных теплоэлектроцентралей в развитых странах Европы и США. Газотурбинные теплоэлектроцентрали будут применяться в нефтяной и газовой промышленности для энергоснабжения и повышения производительности добычи топлива и нефтепереработки. Следует также отметить прогресс в сравнительно новой области энергетики и

газотурбостроения, обеспечивающей индивидуальных автономных потребителей электроэнергии малой мощности, к которой относятся микро и мини-турбины, как правило, рассчитанные на работу в режиме комбинированной выработки энергии [27].

2.1 Обзор тепловых схем энергетических газотурбинных установок

Газовая турбина представляет собой машину, обеспечивающую механическую мощность или тягу. Для этого он использует газообразное рабочее тело. Например, промышленное устройство может использовать произведенную механическую энергию. Выходящее газообразное рабочее тело можно использовать для создания тяги или для выработки электроэнергии. В газовой турбине имеется непрерывный поток рабочего тела. Это рабочее тело первоначально сжимается в компрессоре. Затем нагревается в камере сгорания. Наконец, он проходит через турбину. Турбина преобразует энергию газа в механическую работу. Часть этой работы используется для привода компрессора. Остаток, «полезная мощность», используется в качестве мощности выходного вала для вращения устройства преобразования энергии, такого как электрический генератор. В области производства электроэнергии газовая турбина может использоваться как автономная установка или с электростанциями комбинированного цикла. Газовые турбины, вырабатывающие электроэнергию, обычно работают в открытом цикле [35].

Рисунок 2.1 - Тепловая схема одновальной ГТУ простого типа в общем

цикле:

1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - газовая турбина; 4 - генератор [36]

Рисунок 2.2 - Тепловая схема одновальная ГТУ с регенерацией: 1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - газовая турбина; 4 - генератор); 5 рекуперативный воздухоподогреватель (РВ) [36-39]

I

Рисунок 2.3 - Тепловая схема двухвальной ГТУ со свободной турбиной. 1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - турбина компрессора (ТК); 4 - турбина свободная (ТС); 5 - генератор [36-39]

Воздушный компрессор, камера сгорания и газовая турбина — три основных узла ГТУ — тепловой машины, рабочее тело которой сохраняет газообразное агрегатное состояние на протяжении всего теплового цикла. Производительность газовой турбины зависит от производительности ее компонентов. Основные энергетические ГТУ являются установками открытого цикла и классифицируются следующим образом: 1) одновальная ГТУ без регенерации, представлена на рисунке 2.1; 2) одновальная ГТУ с регенерацией, представлена на рисунке 2.2; 3) двухвальная ГТУ без регенерации, представлена на рисунке 2.3; 4) двухвальная ГТУ с регенерацией, представлена на рисунке 2.4; 5) двухвальная ГТУ со ступенчатым сжатием и

ступенчатым сгоранием без регенерации, представлена на рисунке 2.5 6) двухвальная ГТУ со ступенчатым сжатием и ступенчатым сгоранием без/с регенерацией, представлены на рисунках 2.6 (а) и 2.6 (б) [17, 36-43].

1 - ^ 4

Рисунок 2.4 - Тепловая схема двухвальной ГТУ со свободной турбиной и

рекуперацией.

1 - компрессор; 2 - камера сгорания (КС); 3 - турбина компрессора (ТК); 4 -турбина свободная (ТС); 5 - рекуперативный воздухоподогреватель (РВ); 6 -

генератор [36-39]

Рисунок 2.5 - Тепловая схема двухвальной ГТУ с двухступенчатым сжатием

и двухступенчатым сгоранием без регенерации. 1 - воздушный фильтр; 2 - воздушный компрессор низкого давления (КНД); 3 - воздушный компрессор высокого давления (КВД); 4 - газовая турбина низкого давления (ТНД); 5 - газовая турбина высокого давления (ТВД); 6 -камера сгорания низкого давления (КСНД); 7 - камера сгорания высокого давления (КСВД); 8 - охладитель воздуха (ОВ); 9 - нагрузочное устройство

(электрогенератор) [17]

В работах [16-18] предложены тепловые схемы двухвальных ГТУ с приводом воздушного компрессора от электродвигателя без/с рекуперацией, представленные на рисунках 2.6, 2.7, 2.8.

Рисунок 2.6 - Тепловые схемы двухвальных ГТУ с двухступенчатым сжатием и двухступенчатым сгоранием с регенерацией. 1 - воздушный компрессор низкого давления (КНД); 2 - охладитель воздуха (ОВ); 3 - воздушный компрессор высокого давления (КВД); 4 - регенератор;

5 - камера сгорания высокого давления (КСВД); 6 - газовая турбина высокого давления (ТВД); 7 - камера сгорания низкого давления (КСНД); 8 -газовая турбина низкого давления (ТНД); 9 - электрогенератор [17]

Рисунок 2.7 - Тепловая схема ГТУ с приводом компрессора от отдельного

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Басати Панах Мехди, 2023 год

Литература

[1] Papailiou K. O. Springer Handbook of Power Systems, Singapore: Springer Nature, 2021.

[2] Schobeiri M.T. Introduction, Gas Turbines, Applications, Types. In: Gas Turbine Design, Components and System Design Integration. Springer, Cham, 2018. https://doi.org/10.1007/978-3-319-58378-5_1.

[3] Shailendra N. Basic aspects of the gas turbine. Heat exchangers: design, experiments, and simulation. Intech. 2017. http://dx.doi. org/10.5772/67323.

[4] Cengel A.Y. and Boles A.M. Thermodynamics: An Engineering Approach. McGraw-Hill, New York, 2008.

[5] Nag P.K. Power Plant Engineering. Tata McGraw-Hill Publishing Company Limited, New Delhi, 2008.

[6] Moran M.J. and Shapiro, H.N. Fundamentals of Engineering Thermodynamics. John Wiley & Sons, INC, New York, 2008.

[7] Машиностроение: Энциклопедия в 40 томах / Рассохин В. А., Аронсон К. Э., Брезгин В. И. [и др.]. - Москва : Издательство "Инновационное машиностроение", 2016. - 472 с. - (РАСЧЕТ И КОНСТРУИРОВАНИЕ МАШИН ; Теплообменные аппараты технологических подсистем турбоустановок). - ISBN 978-5-9907638-5-2.

[8] Машиностроение : Энциклопедия в сорока томах / Рассохин В. А., Владимирский О. А., Гаврилов С. Н. [и др.]. - Москва : Научно-техническое издательство "Машиностроение", 2015. - 1030 с. - (РАСЧЁТ И КОНСТРУИРОВАНИЕ МАШИН ; ТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ). - ISBN 9785-94275-696-3.

[9] Aflatooni A., Ghaderi K., Mansouri K. Sanctions against Iran, political connections and speed of adjustment, Emerging Markets Review, Volume 51, Part B, 2022, 100889, ISSN 1566-0141, https://doi.org/10.1016/j.ememar.2022.100889.

[10] Esmaeili P., Rafei M. Dynamics analysis of factors affecting electricity consumption fluctuations based on economic conditions: Application of SVAR and

TVP-VAR models, Energy, Volume 226, 2021, 120340, ISSN 0360-5442, https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.120340.

[11] Hafezi R., Akhavan A., Pakseresht S., Wood D.A. A Layered Uncertainties Scenario Synthesizing (LUSS) model applied to evaluate multiple potential long-run outcomes for Iran's natural gas exports, Energy, Volume 169, 2019, Pages 646-659, ISSN 0360-5442, https://doi.org/10.1016/j.energy.2018.12.093.

[12] Ministry of Energy. Energy Statistics and Charts of Iran and the World 2017; Ministry of Energy: Tehran, Iran, 2020. 27.

[13] Ministry of Energy. An Overview of 30 Years of the Country's Energy Statistics; Ministry of Energy: Tehran, Iran, 2020.

[14] Ministry of Energy. Time Series for Iran's Energy Balances; Ministry of Energy: Tehran, Iran, 2020.

[15] Solaymani, S. A Review on Energy and Renewable Energy Policies in Iran. Sustainability 2021, 13, 7328. https://doi.org/10.3390/ su13137328.

[16] Zabihi, A., Taghizadeh, M. Feasibility study on energy recovery at Sari-Akand city gate station using turboexpander. J. Nat. Gas Sci. Eng. 2016, 35, 152— 159.

[17] Жавроцкий С. В. Разработка научно-технических основ создания автономных газотурбинных установок, использующих энергию избыточного давления природного газа на газораспределительных станциях. /Жавроцкий Станислав Викторович// Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - СПбПУ 2021. - 305 с.

[18] Наими А. Моделирование и технико-экономическая оптимизация газотурбинных установок для опреснения морской воды. /Наими Аббас//Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - СПбПУ, 2017 - 139 с.

[19] Asadi Majd A., Farjah E., Rastegar M. Composite generation and transmission expansion planning toward high renewable energy penetration in Iran power grid IET Renew. Power Gener., 14 (9) (2020), pp. 1520-1528.

[20] Cheraghi S., Choobchian Sh., Abbasi E. IMPACT OF INSTITUTIONAL PRESSURE ON INVESTMENT DECISION- MAKING PROCESS IN RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES IN THE AGRICULTURAL SECTOR, IRAN. Plant Archives. (2020). 20. 1743-1751.

[21] 'Statistical Report on Electric Power Industry In Iran', available at https:// amar.tavanir.org.ir/pages/report/stat95/tafsili/modiran/modiran1395.pdf

[22] EIA, 2020. International Energy Outlook 2020 (IEO2020). U.S. Energy Information Administration (EIA), Washington, DC 20585.

[23] IEA, 2020. World Energy Outlook 2020. International Energy Agency (IEA), Paris.

[24] BP, 2020. BP Statistical Review of World Energy 2020. British Petroleum Company, London.

[25] IIES, 2018. Hydrocarbon Balance Sheet of Iran in 2017. Institute of International Energy. Studies (IIES), Tehran, Iran.

[26] EIA (Energy Information Administration) (2018). Retrieved from: http: //www.eia. doe.gov/eia.

[27] Книга 3. Развитие теплоэнергетики и гидроэнергетики - Энергетика: история, настоящее и будущее [Electronic resource]. URL: http://energetika.in.ua/ru/books/book-3.

[28] Sefiddashti A., Shirmohammadi R., Petrakopoulou Fo. Efficiency Enhancement of Gas Turbine Systems with Air Injection Driven by Natural Gas Turboexpanders. Sustainability. (2021).

[29] Mirzavand H., Aslani A., Zahedi R. Environmental impact and damage assessment of the natural gas pipeline: Case study of Iran. Process Safety and Environmental Protection. (2022). 164. 794-806. 10.1016/j.psep.2022.06.042.

[30] Il gas per l'Iran. [Electronic resource]. URL: https://www.limesonline.com/il-gas-per-liran/653.

[31] Farzaneh-Gord M., Magrebi J., Exergy of Natural Gas Flow in Iran's Natural GasFields, forthcoming in International Journal of Exergy. (2009).

[32] Farzaneh-Gord M., Manzari M., Magrabi M., Hashemi S., Eftekhari H., Farokhi A.,Using pressure exergy of natural gas in Bandar-Abbas refinery gas pressure dropstation. The second International conference on Modeling, Simulation, AndApplied optimization, Abu Dhabi, UAE, March 24-27 2007ENERGY EXPLORATION & EXPLOITATION- Volume 26 ■ Number 2 ■ 200881.

[33] Farzaneh-Gord, M., Hashemi, S., Sadi, M., Energy destruction in Iran's Natural GasPipe Line Network, Energy Exploration and Exploitation, Volume 25, Issue 6,2007.

[34] Farzaneh-Gord M., Deymi-Dashtebayaz M. Recoverable Energy in Natural Gas Pressure Drop Stations: A Case Study of the Khangiran Gas Refinery. Energy Exploration & Exploitation. (2008). - ENERG EXPLOR EXPLOIT. 26. 7182. 10.1260/014459808785260508.

[35] Mohammed S. M. Exergoeconomic analysis and optimization of combined cycle power plants with complex configuration, Doctoral dissertation, University of Belgrade faculty of mechanical engineering / Mohammed Saleh Mohammed. - Belgrade, 2015. - 172 с.

[36] Рассохин В.А., Расчет тепловой схемы ГТУ: Учебное пособие/ Л.В.Арсеньев, В.А.Рассохин, С.Ю.Оленников, Г.Л. Раков // Ленингр. гос. техн. ун-т. Спб, 1992. - 64 с.

[37] Барсков, В. В. Выбор параметров и обоснование конструктивной схемы малогабаритной газотурбинной установки с независимым соотношением частот вращения роторов турбины и компрессора. /Барсков Виктор Валентинович// Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Санкт-Петербург. 2017. - 268 с.

[38] Барсков, В.В. Выбор оптимальных решений при проектировании малогабаритных газотурбинных установок малой мощности / В.В. Барсков // Научно-технические ведомости СПбПУ. - 2013. - № 4 (183). - С. 244- 249.

[39] Барсков, В.В. К вопросу о создании высокоэффективных микротурбин с независимыми частотами вращения компрессора и турбины /

В.В. Барсков, В.А. Рассохин, С.Н. Беседин, А.В. Осипов // Вестник Брянского государственного технического университета. - 2015. - № 3 (47). - С. 6-14.

[40] Абрамов, В.И. Тепловые и атомные электрические станции: справочник, кн. 3 / В.И. Абрамов, Г.Г. Бартоломей, Б.С. Белосельский и др.; под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1982. -624 с.

[41] Арсеньев, Л.В. Газотурбинные установки. Конструкции и расчёт: справочное пособие / Л.В. Арсеньев, Ф.С. Бедчер, И.А. Богов, Е.Е. Левин, 178 В.Г. Тырышкин, Е.А. Ходак; под общ. ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. - Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1978. - 232 с

[42] Костюк, А.Г. Паровые и газовые турбины для электростанций: учебник для вузов / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; под. ред. А.Г. Костюка. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - 556 с

[43] Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов; под ред. С.В. Цанева: учебное пособие для вузов. - 3-е изд., стереот. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009. - 584 с

[44] Басати Панах М., Рассохин В.А., Барсков В.В., Матвеев Ю.В., Кортиков Н.Н., Лаптев М.А., Гун Б., Чу В.Ч. Повышение экономичности и надежности газотурбинных установок за счет применения аддитивных технологий. Надежность и безопасность энергетики. 2022;15(2): 102-110. https://doi.org/10.24223/1999-5555-2022-15-2-102-110

[45] Басати Панах М., Рассохин В.А., Барсков В.В., Окунев Е.И., Лаптев М.А., Кортиков Н.Н., Чу В., Гун Б. Влияние охлаждения высокотемпературных лопаточных аппаратов на эффективность газотурбинных установок, с учетом зависимости удельной теплоемкости рабочего тела от температуры // Известия МГТУ "МАМИ". - 2022. - Т. 16. -№2. doi: 10.17816/2074-0530-106231

[46] T. M. m. e. Company, Overview of the technical condition of the TEEDA gas turbine unit, 5th ed. Tehran, 2015.

[47] Газотурбинная установка MGT-30. Брошюра фирмы MAPNA. -Режим доступа: https://ww.mapnaturbine.com/storage/2022/8/66141660102944123MGT-30-En_GR117-1.pdf

[48] Газотурбинная установка Centaur 40. Брошюра фирмы Solar Turbines. - Режим доступа:http://s7d2.scene7.com/is/content/Caterpillar/C10550175 Газотурбинная установка Taurus 60. Брошюра фирмы Solar Turbines [Электрон. текстовые данные]. - Режим доступа: http://s7d2.scene7.com/is/content/Caterpillar/C10550246

[49] Газотурбинные установки Kawasaki. Каталог фирмы Kawasaki Heavy

Industries [Электронный ресурс]. - 2014. -18 с. - Режим доступа:

http://global.kawasaki.com/ru/energy/pdf/20141030Green_Brochure_Russian

.pdf

[50] Промышленные газовые турбины. Полный диапазон продукции от 5 до 50 мегаватт. Каталог фирмы Siemens [Электронный ресурс] - Режим доступа: https : //w5 .siemens .com/web/ua/ru/production_energy/Documents/Industr ial_Gas_Turbines_RU_new.pd

[51] Газотурбинные технологии (спец. выпуск). Специальный информационно-аналитический журнал ОДК «Сатурн» [Электронный ресурс]. - июнь 2010. - 40 с. - Режим доступа: http : //gtt.ru/wpcontent/uploads/2015/12/gtt_saturn_2010.pdf

[52] Газотурбинные установки для энергетики. Официальный сайт ОДК «Пермские моторы» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.pmz.ru/products/gtu_energy/gtu_2_5p/

[53] Tурбинное оборудование для малой энергетики. Отраслевой каталог ЦНИИГЭИтяжмаш [Электронный ресурс]. - М., 2001. - 52 с. - Режим доступа: http://xn--80aajzhcnfck0a.xn--p 1 ai/PublicDocuments/01 -9002-01 .pdf

[54] Рассохин В.А. Турбины конструкции ЛПИ: преимущества, характеристики, опыт разработки и применение/ В.А. Рассохин// Труды СПбПУ. - 2004.-№491 - 61с.

[55] Матвеев Ю.В. Совершенствование малорасходных турбин конструкции ЛПИ для турбодетандерных электроустановок газораспределительных станций на основе экспериментальных методов. / Матвеев Юрий Владимирович//Диссертация кандидата технических наук. -Санкт-Петербург. 2012. - С.172.

[56] Лыков, А. В. Выбор и расчетное обоснование характеристик утилизационной паротурбинной установки для выработки электроэнергии на собственные нужды газоперекачивающих компрессорных станций, специальность 05.04.12 "Турбомашины и комбинированные турбоустановки" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Лыков Алексей Викторович. - Санкт-Петербург, 2014. - 230 с.

[57] ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения. 1999. - 15 с.

[58] Shin H., Kim D. h., Ahn H., Choi S., Gichul, M., Thermal Stress Analysis in Structural Elements of HRSG,International Journal of Energy Engineer, 5(2012)2, pp. 202-209.

[59] Martin S., Hihgly efficient plant. Retrieved February 08, 2014, from SIEMENS; http://www.siemens.com/innovation/apps/pof_microsite/_pof-spring-2013/_html_en/combined-cycle-power-plants.html,(2013)

[60] Ibrahim K. T., Rahman M. M., Abdalla N. A., Optimum Gas Turbine Configuration for Improving the Performance of Combined Cycle Power Plant. Procedia Engineering,15(2011), pp.4216-4223.

[61] Ameri M., Hejazi H. S., The Study of Capacity Enhancement of the Chabahar Gas Turbine Installation using an Absorption Chiller. Applied Thermal Engineering, 24(2004), pp.59-68.

[62] Boonnasa S., Namprakai P., Muangnapoh T., Performance Improvement of the Combined Cycle Power Plant by Intake Air Cooling using an Absorption Chiller,Energy,31 (2006), pp. 2036-2046.

[63] Hosseini R., Beshkan I. A., Soltani M., Performance Improvement of Gas Turbines of Fars (Iran) Combined Cycle Power Plant by Intake Air Cooling using a Media Evaporative Cooler. Energy Conversion and Management, 48(2007), pp. 1055-1064.

[64] Ibrahim T. K., Rahman M. M., Effect of Compression Ratio on Performance of Combined Cycle Gas Turbine. International Journal of Energy Engineering,2(2012)1, pp. 9-14.

[65] Sanjay, Investigation of Effect of Variation of Cycle Parameters on Thermodynamic Performance of Gas-Steam Combined Cycle. Energy, 36(2011), pp. 157-167.

[66] Kaviri A. G., Jaafar M. N., Lazim, T. M., Modeling and Multi-Objective Exergy Based Optimization of a Combined Cycle Power Plant using a Genetic Algorithm. Energy Convers Manage, 58(2012), pp. 94-103.

[67] Mohagheghi M., Shayegan J., Thermodynamic Optimization of Design Variables and Heat Exchangers Layout in HRSGs for CCGT, using Genetic Algorithm. Applied Thermal Engineering, 29(2009), pp. 290-299.

[68] Bracco S., Silvia S., Exergetic Optimization of Single Level Combined Gas Steam Power Plants Considering Different Objective Functions. Energy, 35(2010), pp. 5365-5373.

[69] Woudstra N., Woudstra T., Pirone A., Van der Stelt T., Thermodynamic Evaluation of Combined Cycle Plants. Energy Conversion and Management, 51(2010)5, pp. 1099-1110.

[70] Mansouri M. T., Ahmadi P., Kaviri A. G., Exergetic and Economic Evaluation of the Effect of HRSG Configurations on the Performance of Combined Cycle Power Plants. Energy Conversion and Management, 58(2012), pp. 47-58.

[71] Xiang W., Chen Y., Performance Improvement of Combined CyclePower Plant Based on the Optimization of the Bottom Cycle and Heat, Recuperation, Thermal science,16(2007), pp. 84-89.

[72] Kamate S., Gangavati P., Exergy Analysis of Cogeneration Power Plants in Sugar Industries. Applied Thermal Engineering, 29(2009), pp. 1187-1194.

[73] Alus M., Petrovic M. V., Optimization of the Triple Pressure Combined Cycle Power Plant. Thermal Science, 16(2012)3, pp. 901-914.

[74] Ahmadi P., Dincer I., Thermodynamic Analysis and Thermoeconomic Optimization of a Dual Pressure Combined Cycle Power Plant with a Supplementary Firing Unit. Energy Conversion and Management, 52(2011), pp. 2296-2308.

[75] Behbahani-nia A., Sayadi S., Soleymani M., Thermoeconomic Optimization of the Pinch Point and Gas-Side Velocity in Heat Recovery Steam Generators. Journal of Power and Energy, (2010), pp.761-771.

[76] Ghazi M., Ahmadi P., Sotoodeh A., Taherkhani A., Modeling and ThermoEconomic Optimization of Heat Recovery Heat Exchangers using a Multimodal Genetic Algorithm. Energy Conversion and Management, 58(2012), pp. 149-156.

[77] Hajabdollahi H., Ahmadi P., Ibrahim D., An Exergy-Based Multi-Objective Optimization of a Heat Recovery Steam Generator (HRSG) in a Combined Cycle Power Plant (CCPP) using Evolutionary Algorithm. International Journal of Green Energy, 8(2011), pp. 44-64.

[78] Naemi S., Saffar-Avval M., Kalhori S. B., Mansoori Z., Optimum Design of Dual Pressure Heat Recovery Steam Generator using Non-Dimensional Parameters Based on Thermodynamic and Thermoeconomic Approaches. Applied Thermal Engineering,(2013), pp. 371-384.

[79] Nourpour M., Khoshgoftar Manesh M.H., Evaluation of novel integrated combined cycle based on gas turbine-SOFC-geothermal-steam and organic Rankine cycles for gas turbo compressor station. Energy Conversion and Management 252 (2022) p. 115050.

[80] Howard C., Oosthuizen P., Peppley B., An investigation of the performance of a hybrid turboexpander-fuel cell system for power recovery at natural gas pressure reduction stations. Applied Thermal Engineering 31 (2011) 2165-2170.

[81] Фокин Г.А. Методология создания автономных турбинных источников электрической энергии, использующих энергию сжатого природного газа для собственных нужд газотранспортной системы России: дисс. ... д-ра техн. наук: 05.04.02 / Фокин Григорий Анатольевич. - СПб., 2015. - 456 с

[82] Стребков, А.С. Оценка эффективности производства электрической энергии при использовании силового потенциала топливного газа / А.С. Стребков, С.В. Жавроцкий // Вестник Брянского государственного технического университета. - 2013. - № 4 (40) - С. 77-86.

[83] ГОСТ 5542-2014 Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия. - М.: Стандартинформ, 2015. - 8 с.

[84] Михальченко, Г.Я. Энергосбережение: правовая база, технология и технические средства: учеб. пособие / Г.Я. Михальченко, А.С. Стребков, В.А. Хвостов. - Брянск: Изд-во Брянского государственного технического университета, 2005. - 303 с.

[85] Агабабов, В.С. Изменение удельного расхода условного топлива при включении детандер-генераторного агрегата в тепловую схему конденсационных энергоблоков / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, В.В. Агабабов // Известия вузов. Проблемы энергетики. - 2001. - № 9-10. - С. 53-

[86] Агабабов, В.С. Сравнительный анализ влияния различных способов подогрева газа в детандер-генераторном агрегате на изменение тепловой экономичности ТЭС / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, А.Ю. Архарова // Известия вузов. Проблемы энергетики. - 2005. - № 1-2. - С. 11-21.

[87] Детандер-генераторная установка: пат. 43345 Рос. Федерация: МПК F25В11/02 / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, Ю.М. Архарова, А.Ю. Архарова;

патентообладатель: Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Московский энергетический институт (технический университет)» (ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)») ^и). - № 2004128211/22, заявл. 29.09.2004; опубл. 10.01.2005.

[88] Жигулина, Е.В. Эффективность подогрева природного газа при использовании детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях / Е.В. Жигулина, Н.В. Калинин, В.Г. Хромченков // Новости теплоснабжения. - 2010. - № 2. - С. 34-37.

[89] Парогазовая станция с дополнительной энергетической установкой: пат. 36126 Рос. Федерация: МПК F01K13/00, F01K23/0 / А.В. Корягин, В.С. Агабабов, Е.В. Джураева; патентообладатель: Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Московский энергетический институт (технический университет)» (ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)») (ВД). - № 2003129408/20, заявл. 13.10.2003; опубл. 27.02.2004.

[90] Энергетическая установка: пат. 50604 Рос. Федерация: МПК F01K23/04, F23L5/00, F02G1/04 / Ю.М. Архаров, О.Ю. Уклечев, И.С. Костюков, А.Ю. Архарова; патентообладатель: ОАО «Калужский турбинный завод» (ВД). - № 2005122277/22, заявл. 13.07.2005; опубл. 20.01.2006.

[91] Агабабов, В.С. К выбору способа подогрева газа в детандергенераторном агрегате на ТЭЦ / В.С. Агабабов // Энергосбережение и водоподготовка. - 2002. - № 4. - С. 42-44.

[92] Агабабов, В.С. Методика оценки влияния детандер-генераторного агрегата на тепловую экономичность ТЭС / В.С. Агабабов // Теплоэнергетика. - 2002. - № 5. - С. 48-52.

[93] Агабабов, В.С. Основные особенности применения детандергенераторных агрегатов на ТЭЦ / В.С. Агабабов // Энергосбережение и водоподготовка. - 2002. - № 3. - С. 27-29.

[94] Агабабов, В.С. Подогрев газа в детандер-генераторном агрегате уходящими дымовыми газами энергетических котлов / В.С. Агабабов // Энергосбережение и водоподготовка. - 2003. - № 3. - С. 46-47.

[95] Агабабов, В.С. Сравнение различных способов подогрева газа в детандер-генераторных агрегатах на ТЭЦ / В.С. Агабабов, Е.В. Джураева, А.В. Корягин // Вестник МЭИ. - 2003. - № 5. - С. 101-103.

[96] Агабабов, В.С. Изменение показателей котельных при применении детандер-генераторных агрегатов / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, А.Р. Андреев // Промышленная энергетика. - 2004. - № 7. - С. 38-44.

[97] Агабабов, В.С. Изменение показателей работы котельных при применении ДГА с подогревом газа дымовыми газами ГТУ / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, А.Р. Андреев // Промышленная энергетика. - 2005. - № 1. - С. 42-44.

[98] Корягин, А.В. Оценка показателей детандер-генераторных агрегатов, установленных на ГРС и ГРП / А.В. Корягин // Энергосбережение и водоподготовка. - 2004. - № 1. - С. 71-74.

[99] Агабабов, В.С. Повышение термодинамической эффективности работы бестопливной установки для производства электроэнергии путем использования энергии возобноляемых источников / В.С. Агабабов, У.И. Смирнова, Ю.О. Байдакова, А.А. Рогова // Вестник МЭИ. - 2012. - № 4. - С. 5-9.

[100] Детандер-генераторная установка: пат 72049 Рос. Федерация: МПК F25В11/02 / В.С. Агабабов, А.А. Александров, Е.В. Джураева, П.А. Костюченко; патентообладатель: Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Московский энергетический институт (технический университет)» (ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)») ^Ц). - № 2007141783/22, заявл. 14.11.2007; опубл. 27.03.2008.

[101] Детандер-генераторная установка: пат 75880 Рос. Федерация: МПК F25В11/02 / В.С. Агабабов, У.И. Зенкина, А.М. Колосов; патентообладатель: Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования «Московский энергетический институт (технический университет)» (ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)») ^Ц). - № 2008113717/22, заявл. 10.04.2008; опубл. 27.08.2008.

[102] Костюченко, П.А. Анализ влияния параметров работы бестопливной энергогенерирующей установки на ее эффективность / П.А. Костюченко, В.С. Агабабов, Ю.О. Байдакова // Энергосбережение и водоподготовка. -2011. - № 1 (69). - С. 71-73

[103] Рогова, А.А. Разработка и исследование схем тригенерационных установок на базе детандер-генераторного агрегата и тепловых насосов: дисс. ... канд. техн. наук: 05.14.01 / Рогова Анна Андреевна. - М., 2014. -163 с.

[104] Белоусов А. Е. Обоснование способа редуцирования природного газа в системе газораспределения при помощи детандеров объемного типа: дисс. ... канд. техн. наук:25.00.19 / Белоусов Артём Евгеньевич. - СПб., 2018.

- 127 с.

[105] Кулагина О.В. Использование избыточной энергии давления природного газа на небольших газораспределительных станциях // Энергетика: эффективность, надежность, безопасность: материалы XIX Всерос. науч.-техн. конф. - Томск. -2013. - С. 263-264

[106] Джураева Е.В. Исследование схем использования детандергенераторных агрегатов в энергетике и системах газоснабжения: дис. ... канд. техн.наук: 05.14.01 / Джураева Екатерина Владимировна. - М., 2005.

- 155 с.

[107] Мальханов О.В. Разработка технологических схем и методов расчетов энергосберегающих турбодетандерных установок: дисс. . канд. техн. наук: 05.14.04 / Мальханов Олег Викторович. - М., 2009. - 196 с.

[108] Разработка и создание автономных энергетических установок малой мощности с расширительной турбиной на базе турбин конструкции ЛПИ для магистральных газопроводов и газораспределительных станций // Веб-сайт ООО НТЦ МТТ. - 2011. - Режим доступа: http://stc-mtt.ru/wp-content/uploads/2011/05/ 0002x.pdf (дата обращения: 10.05.2018).

[109] Фокин Г.А. Разработка и создание автономных энергетических установок малой мощности с расширительной турбиной // Газотурбинные технологии. - №1.- 2010. - С. 10.

[110] Howard, C., Oosthuizen, P., Peppley, B., 2011. An investigation of the performance of a hybrid turboexpander-fuel cell system for power recovery at natural gas pressure reduction stations. Appl. Therm. Eng. 31, 2165e2170.

[111] Taheri, R., Khodaei, H., Rashidian, B., 2010. Retrofit of Tehran city gate station by using turboexpander. In: Proceedings of the Thirty Second Industrial Energy Technology Conference, New Orleans, LA.

[112] Zabihi, A., Taghizadeh, M., 2015. New energy-saving temperature controller for heater at natural gas gate station. J. Nat. Gas. Sci. Eng. 27 (2), 1043e1049.

[113] Veysi, F., Ashouri, E., Shojaeizadeh, E., Asadi, M., 2014. The minimum gas temperature at the inlet of regulators in natural gas pressure reduction stations (CGS) for energy saving in water bath heaters. J. Nat. Gas. Sci. Eng. 21, 230e240.

[114] Golchoobiana, H., Taheri, M. H., Saedodina S., 2019. Thermodynamic analysis of turboexpander and gas turbine hybrid system for gas pressure reduction station of a power plant. Case Studies in Thermal Engineering 14, 100488.

[115] E. Khalili, E. Heybatian, Energy regeneration in natural gas pressure reduction stations by use of gas turbo expander; evaluation of available potential in Iran, 24th World Gas Conference, Buenos Aires, Argentina, 2009, pp. 5-9.

[116] M. Farzaneh-Gord, A. Arabkoohsar, M. Rezaei, M. Deymi-Dashtebayaz, H.R. Rahbari, Feasibility of employing solar energy in natural gas pressure drop stations, J. Energy Inst. 84 (2011) 1-9.

[117] Seyed Mohammad Ebrahimi Saryazdi, Farzaneh Rezaei, Yadollah Saboohi, Optimal detailed design and performance assessment of natural gas pressure reduction stations system equipped with variable inlet guide vane radial turbo-expander for energy recovery, Journal of Natural Gas Science and Engineering, Volume 96, 2021, 104222, ISSN 1875-5100, https://doi.org/10.1016/jjngse.2021.104222.

[118] Po^zivil, J., 2004. Use of expansion turbines in natural gas pressure reduction stations. Acta Montan. Slovaca 3 (9), 258-260.

[119] Maddaloni, J.D., Rowe, A.M., 2007. Natural gas exergy recovery powering distributed hydrogen production. Int. J. Hydrogen Energy 32 (5), 557-566.

[120] Kostowski, W.J., et al., 2014. Thermoecological cost of electricity production in the natural gas pressure reduction process. Energy 76, 10-18.

[121] Ghosh, S.K., et al., 2006. Computation Velocity, Pressure, Temperature Profiles in Cryogenic Turboexpander.

[122] Dixon, S.L., Hall, C., 2013. Fluid Mechanics and Thermodynamics of Turbomachinery. Butterworth-Heinemann.

[123] Rodgers, C., Geiser, R., 1987. Performance of a High-Efficiency Radial/axial Turbine.

[124] Aungier, R.H., 2006. Turbine Aerodynamics: Axial-Flow and Radial Inflow Turbine Design and Analysis, illustrated ed. American Society of Mechanical Engineers Press, New York.

[125] Ventura, C.A., et al., 2012. Preliminary design and performance estimation of radial inflow turbines: an automated approach. J. Fluid Eng. 134 (3).

[126] Glassman, A.J., 1976. Computer Program for Design Analysis of Radial-Inflow Turbines.

[127] Glassman, A., 1994. Turbine Design and Application, s vols. 1-3. NASA Lewis Research Centre, p. 390. NASA SP-290.

[128] Rohlik, H.E., 1968. Analytical Determination of Radial Inflow Turbine Design Geometry for Maximum Efficiency. National Aeronautics and Space Administration.

[129] Meitner, P.L., Glassman, A.J., 1983. Computer Code for Off-Design Performance Analysis of Radial-Inflow Turbines with Rotor Blade Sweep. National AeronautIics and Space Administration Cleveland OH Lewis Research Center.

[130] Whitfield, A., Baines, N.C., 1990. Design of Radial Turbomachines.

[131]Rahbar, K., et al., 2015. Modelling and optimization of organic Rankine cycle based on a small-scale radial inflow turbine. Energy Convers. Manag. 91, 186— 198.

[132] Al Jubori, A., et al., 2016. Development of micro-scale axial and radial turbines for lowtemperature heat source driven organic Rankine cycle. Energy Convers. Manag. 130, 141-155.

[133] Song, J., Gu, C.-w., Ren, X., 2016. Influence of the radial-inflow turbine efficiency prediction on the design and analysis of the Organic Rankine Cycle (ORC) system. Energy Convers. Manag. 123, 308-316.

[134] Han, Z., Fan, W., Zhao, R., 2017. Improved thermodynamic design of organic radialinflow turbine and ORC system thermal performance analysis. Energy Convers. Manag. 150, 259-268.

[135] Zhai, L., et al., 2017. An improved modeling for low-grade organic Rankine cycle coupled with optimization design of radial-inflow turbine. Energy Convers. Manag. 153, 60-70.

[136] Yao, S., et al., 2019. Performance research on a power generation system using twinscrew expanders for energy recovery at natural gas pressure reduction stations under off-design conditions. Appl. Energy 236, 1218-1230.

[137] Olfati, M., et al., 2018. A comprehensive analysis of energy and exergy characteristics for a natural gas city gate station considering seasonal variations. Energy 155, 721-733.

[138] Cascio, E.L., Ma, Z., Schenone, C., 2018a. Performance assessment of a novel natural gas pressure reduction station equipped with parabolic trough solar collectors. Renew. Energy 128, 177-187.

[139] Naderi, M., et al., 2018. Application of water reheating system for waste heat recovery in NG pressure reduction stations, with experimental verification. Energy 162, 1183-1192.

[140] Arabkoohsar, A., et al., 2015. A new design for natural gas pressure reduction points by employing a turbo expander and a solar heating set. Renew. Energy 81, 239-250.

[141] Ghezelbash, R., et al., 2015. Performance assessment of a natural gas expansion plant integrated with a vertical ground-coupled heat pump. Energy 93, 2503-2517.

[142] Ghezelbash, R., Farzaneh-Gord, M., Sadi, M., 2016. Performance assessment of vortex tube and vertical ground heat exchanger in reducing fuel consumption of conventional pressure drop stations. Appl. Therm. Eng. 102, 213226.

[145] Farzaneh-Gord, M., et al., 2015. Optimizing natural gas reciprocating expansion engines for town border pressure reduction stations based on AGA8 equation of state. J. Nat. Gas Sci. Eng. 26, 6-17.

[146] Farzaneh-Gord, M., et al., 2016. Integration of vertical ground-coupled heat pump into a conventional natural gas pressure drop station: energy, economic and CO2 emission assessment. Energy 112, 998-1014.

[147] Neseli, M.A., Ozgener, O., Ozgener, L., 2015. Energy and exergy analysis of electricity generation from natural gas pressure reducing stations. Energy Convers. Manag. 93, 109-120.

[148] Ebrahimi-Moghadam, A., Moghadam, A.J., Farzaneh-Gord, M., 2020. Comprehensive techno-economic and environmental sensitivity analysis and multi-objective optimization of a novel heat and power system for natural gas city gate stations. J. Clean. Prod. 262, 121261.

[149] Mostafavi, S.A., Shirazi, M., 2020. Thermal modeling of indirect water heater in city gate station of natural gas to evaluate efficiency and fuel consumption. Energy 212, 118390.

[150] Saadat-Targhi, M., Khanmohammadi, S., 2019. Energy and exergy analysis and multicriteria optimization of an integrated city gate station with organic Rankine flash cycle and thermoelectric generator. Appl. Therm. Eng. 149, 312-324.

[151] Рассохин В. А., Барсков В. В., Ядыкин В. К. [и др.] Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2 2019663503 Российская Федерация. Программа расчёта малорасходных одноступенчатых турбин конструкции ЛПИ осевого и радиального типа (ONE1): № 2019662301 : заявл.

08.10.2019: опубл. 17.10.2019 /; заявитель федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого" (ФГАОУ ВО "СПбПУ").

[152] Рассохин В. А., Барсков В. В., Ядыкин В. К., Сметанкин А. И. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2019663417 Российская Федерация. Программа расчёта малорасходных двух и более ступенчатых турбин конструкции ЛПИ осевого и радиального типа (TWO2): № 2019662344: заявл. 08.10.2019: опубл. 16.10.2019 /; заявитель федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого" (ФГАОУ ВО "СПбПУ").

[153] Musa A. M., Basati Panah M., Aleshina A.S. Preliminary design procedoure for axial flow turbines. /Abdelrahmn Musa Seyed Musa//Master thesis. Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University.2022. - 87 p.

[154] Durukan M. A., Basati Panah M., Aleshina A.S. Recovery and Utilization of Waste Heat Recovery from Gas Turbine SGT-100. /Durukan Mahmut Ali//Master thesis. Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University. 2022. -132 p.

[155] Рассохин В. А. Совершенствование газотурбинной установки газокомпрессорного агрегата Солар Таурус 60С. / Кузьмин Андрей Николаевич// Магистерская диссертация. - Санкт-Петербург. 2020. - 96 с.

Приложение А Методические обеспечение расчётные исследование газотурбинных установок

1. Тепловая схема одновальной ГТУ простого типа

Тепловая схема одновальной ГТУ простого типа состоит из компрессора, камеры сгорания (КС), газовой турбины, генератора.

Для идеального цикла принимаются следующие основные допущения:

- цикл замкнут, он осуществляется с постоянным количеством идеального газа, имеющего неизменный химический состав и постоянную теплоемкость;

- все процессы в цикле обратимы, так как они протекают без тепловых и гидравлических потерь во всех элементах тепловой схемы;

- процессы сжатия в компрессоре и расширения в турбине изоэнтропийные.

В реальных условиях все процессы в ГТУ являются необратимыми, что оказывает большое влияние на характеристики установки.

Необратимость реальных процессов вызвана: потерями энергии в турбине и в компрессоре, которые можно оценивать при расчете реальных тепловых схем ГТУ учетом КПД турбомашин и 1, потерями давления рабочего тела в тракте ГТУ, которые можно оценивать коэффициентами потерь полного

давления по заторможенным параметрам: а*вх - во входном устройстве; а* - в

*

камере сгорания: о"вых - в выходном устройстве.

Определение параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части ГТУ при использовании стандартного углеводородного топлива. Выполнения работы производится вариантный расчет при нескольких фиксированных значениях и Г3* параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части ГТУ. Удельная теплоемкость

1 При расчете тепловых схем ГТУ параметры рабочего процесса целесообразно задавать через параметры торможения, поэтому используется индекс (*).

воздуха Срв и удельная теплоемкость газа Срг принимаются постоянными и независимыми от температуры и также зависимыми от температуры.

Можно рекомендовать принять: Срв = 1,03 кДж/кг-К; Срг = 1Д5...1Д9 кДж/кгК, (Срг)а=1 = 1.19...1.22 кДж/кг-К.

Давление воздуха перед компрессором можно определить по формуле:

^1* = <*Вх ^н , (1.1)

где Рн - давление окружающей среды; а£х- коэффициент потерь полного давления во входном устройстве ГТУ. Величина а£х выбирается исходя из назначения ГТУ и конструкции входного устройства, обычно о£х~ 0,985.. .0,99.

Температура воздуха перед компрессором равна:

Т* = Тн . (1.2)

Давление воздуха за компрессором определится в виде:

Р* = <Р*, (1.3)

*

где - степень повышения давления компрессора по заторможенным параметрам.

При проведении расчетов тепловых схем ГТУ задаются несколькими значениями п*. Необходимо, чтобы принятый диапазон п* к включал в себя ожидаемую оптимальную степень повышения давления как по полезной работе, так и по КПД ГТУ. Выбор диапазона изменения степени повышения п* зависит от схемы ГТУ. Например, при наличии регенерации в ГТУ целесообразно просмотреть диапазон п* = 4...10, без регенерации п* = 4...30. Наличие промежуточного охлаждения или нагрева расширяет диапазон п*.

Для определения температуры воздуха за компрессором Г2* заменим необратимый адиабатический процесс сжатия в компрессоре политропным процессом с показателем степени, приближенно определяемым из выражения:

шВ = = (1.4)

^ ^в V* пол V* пол

где п - показатель политропы, - показатель изоэнтропии воздуха; =

с

—р^-, Дв = 0,287 кДж/кгтрад, пол - политропный КПД компрессора. Выбор

Срв-Дв

пол для расчета тепловых схем обусловлен тем, что политропный КПД

*

компрессора мало зависит от степени повышения давления в компрессоре Для осевого компрессора можно принять пол = 0,89...0,91. Тогда температура воздуха за компрессором определится в виде:

Г2* = Г1*^к ™в. (1.5)

Если известен КПД компрессора по параметрам торможения ^к , можно вычислить температуру Г2* иначе:

Ъ* = 71*(1 + "1г)«Шв -1). (1.6)

'/к

Температура газа перед турбиной Г3* устанавливается в задании на проектирование и определяется жаростойкостью и жаропрочностью материалов соплового аппарата и рабочего колеса турбины, а также возможной глубиной охлаждения. Уровень начальной температуры газа Г3* определяет выбор необходимости охлаждения турбины. Давление газа перед турбиной Р3 равно:

^1* = ^2*, (1.7)

*

акс = 0,95...0,99 - коэффициент потерь полного давления в камере сгорания.

Давление газа за турбиной равно:

рн

, (1.8)

°вых

где а^ьк = 0,98.0,995- коэффициент потерь полного давления в выходном устройстве ГТУ.

Степень расширения газа в турбине можно определить по формуле:

р*

(1.9)

Заменяем необратимый адиабатный процесс расширения политропным процессом. Показатель политропы определяем из выражения:

—

Шг =

пг

&г-1 К

пол 5

(2.10)

с

где = ——— показатель изоэнтропии газа, (для приближенной оценки

Срг-Дг

можно принять =1.33); пол- политропный КПД турбины. Температура газа за турбиной Т*4 определится в виде:

Г4* = Г3*тсТ т'. (1.11)

Если известен КПД турбины по параметрам торможения , можно вычислить температуру 74* иначе;

Температура воздуха перед камерой сгорания при наличии регенерации тепла можно определить по формуле:

Т,4* = ^з*(1-^Тв(1-^Т тг)). (1.12)

Для наглядности в таблице 2.1 приведена численная методика расчета простых тепловых схем без рекуперации и с рекуперацией. Таблица 1. 1 Методика расчета

Название параметра Ед. изм. Формула

Для расчета без рекуперации Для расчета с рекуперацией

Давление воздуха перед компрессором Па Р* = ^вх * Рн

Температура воздуха перед компрессором К Т*=Тн

Давление воздуха за компрессором Па Р2 = < * р*

Температура воздуха за компрессором К Кв-1 ^2* = 7Н* * М Кв

Работа соответствующая изоэнтропийному перепаду в компрессоре кДж/кг Кв-1 Яок = Св * 7-1* * [м кв - 1]

Полезная работа в компрессоре кДж/кг Як = Я0к/^к ад

Давление воздуха перед РВ Па - * * * Р5 ^ер1 * Р2

Давление газа перед турбиной Па = Окс * Р2 Р3* = °кс * Р5

Давление газа за турбиной Па Р4 = Рн/^вых Р4 = Рн/(овых *

Степень расширения газа в турбине - < = Р3/Р4

Работа соответствующая Изоэнтропийному перепаду в турбине кДж/кг нот = Сг * ТЗ * [1 - (ят)

Полезная работа в турбине кДж/кг н = Н* * л Нт "о^ '/т пол

Температура газа за турбиной К кг—1 Т4 = тз *«)

Расход воздуха через компрессор кг/с с = е в Нт * - Нк/^мк

Температура воздуха перед камерой сгорания К Т2 Т5 = Т2 +* (Т4 - Т2)

Теплота с учетом потерь в камере сгорания кДж/кг 01 = Сг * (Т3 - Т2) 01 = Сг * (Т3 - Т5)

Расход теплоты кДж/кг 01 = С1/^кс

Эффективный КПД установки - Нт * ^мт - Нк/^мк

Коэффициент полезной работы - Нт * ^мт - Нк^мк т =- Нт * ^мт

Определение характеристик ГТУ простого типа без внутреннего охлаждения лопаточного аппарата (расчет при < 800°С) производится по следующим зависимостям.

Внутренняя удельная работа ГТУ2 можно определить по формуле: Нв = (^т)(1^охл)Нт-Нк (1.13)

Здесь Нт - полезная работа процесса расширения в турбине;

Нк -действительная работа процесса сжатия в компрессоре; gг = Сг

С —С

Св Сохл

относительный расход топлива, где Gг -расход топлива в КС; Gв -расход воздуха на входе в компрессор; Gохл -расход охладителя в системе

I Соххл с

охлаждения; gохл = —— -относительный расход воздуха на охлаждение

Св

2 Без учета работы, затрачиваемой на сжатие топлива. Обычно эта работа для жидкого топлива составляет менее 1% от работы расширения.

ротора и статора турбины (лопаточные аппараты, диски, замковые соединения, корпус, крепление НА, опоры ротора и др.).

Отдельные составляющие формулы 2.13 находятся на основе анализа конструкций газовых турбин, что позволяет рекомендовать следующие уравнения для определения расхода воздуха на охлаждение ротора и статора турбины [5]:

gOхл = 0,01 + 0,25 . 10-4(Т3 - Тст), (1.14)

gPxл = 0,08 + 0,22 . 10-4(Т3 - Тст). (1.15)

Таким образом, общий расход воздуха на охлаждение турбины (без охлаждаемого лопаточного аппарата) определится в виде:

^хл _ °ут (gOxл + gSxл), (1.16)

где сут - коэффициент утечки, величина которого составляет 1,15...1,2. Большие значения коэффициента сут отвечают пониженным температурам газа.

Относительный расход охлаждающего воздуха, отнесенный к расходу воздуха через компрессор можно определить по формуле:

_/ = &ШГ(1+&Г ) (1 17)

^хл 1 + (1+gт )gоxл' ( )

Полезная работа расширения в турбине определяется выражением:

тв-

(1.18)

Здесь н;т - располагаемая (изоэнтропийная) работа расширения в турбине:

Яс*т = Ср Т3 (1-^т -Шг), (1.19)

'Л-

где С - средняя удельная изобарная теплоемкость газа; ^т = -3 - степень

Р4

понижения давления в турбине по заторможенным параметрам; тг = ——1

- показатель изоэнтропы газа, Дг - газовая постоянная газа; ^тв- внутренний КПД турбины по заторможенным параметрам.

Действительная работа сжатия в компрессоре можно определить по формуле:

М*

"к = 5* ■ (1-20)

Здесь - КПД компрессора по полным параметрам; Я*к - изоэнтропийная работа сжатия в компрессоре по заторможенным параметрам:

Я*к = Ср 7\* «™в -1), (1.21)

р*

где С - средняя удельная изобарная теплоемкость воздуха; тс* =

"в Рц

степень повышения давления в компрессоре по заторможенным

, , с

кв -1 I I Рв

параметрам; шв =-, где кв - показатель изоэнтропы воздуха, кв =-в—,

гв

где Дв -газовая постоянная воздуха.

Расчет циклов ГТУ производится в широком интервале изменения %'к. Известно, что политропный КПД турбины пол и компрессора ^ пол меньше, чем внутренние КПД, изменяются при изменении тск . Поэтому представим необратимые адиабатические процессы в компрессоре и турбине как политропные процессы с показателями степени, приближенно определяемыми из выражений: для турбины

' _ ^г 1 _ ^г 1 __/1

Шг — — пол ™г ^т пол » (122)

/¿г /С г

для компрессора

шв=^в-1= = (1.23)

Пв кв ^к пол ^кпол

Тогда полезная работа расширения турбины:

Ят = Ср 73* (1-тсТ -тг). (1.24)

-"г

Относительная работа в турбине

777 = (1-тсТ -т'), (1-25)

Як = Ср 71* «-тв-1). (1.26)

"в

Относительная работа в компрессоре

Т/7=(як -тв-1). (1.27)

G

Относительный расход топлива gт =

т

G —G

ив иохл

где Gт - расход топлива в камере сгорания; Gв - расход воздуха на входе в

компрессор;

1

где а - коэффициент избытка воздуха в камере сгорания; ¿0 - отношение массы воздуха к массе топлива в стехиометрической смеси.

Для стандартного углеводородного топлива ¿0 = 15 кГвозд ,

кгтопл

а = , (1.29)

где gв - относительное количество воздуха, содержащегося в продуктах сгорания за камерой сгорания:

_ Щр ^кс + ^топ+^0^рв^2-(^0 + 1)(^рг)д=1 /Л

gB , (130)

где Qp - низшая теплота сгорания топлива; ¿2 , ¿3- в °С.

Для стандартного углеводородного топлива Qp = 44300 кДж/кг , ^кс -коэффициент полноты сгорания, ^кс - 0,97...0,99 - во всем диапазоне изменения режима ГТУ, причем меньшие значения относятся к КС, работающим на тяжелых топливах, либо к авиационным или транспортным ГТУ; Ятоп - энтальпия топлива, этой величиной можно пренебречь.

Внутренний КПД ГТУ простого цикла, определяется по формуле:

^в=тв, (1.31)

41

где - удельный расход теплоты в камере сгорания:

= gт Q? ^кс (1 - gOxл), (132)

gоXЛ - расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор:

gOXЛ = (1+^)gоxл . (1.33)

л 1 + (1+gт )gоxл ( )

Эффективная удельная работа ГТУ. В реальных условиях необходимо учитывать механические потери энергии в ГТУ.

Эффективная удельная работа ГТУ простого цикла определяется по формуле:

Не = Нв Ли, (1.34)

где - механический КПД ГТУ:

(1.35)

Ф Ф ^км

коэффициент механических потерь в турбине, ^тм =0,985.0,995;

^км = Нк /(Нк + Нмк) -коэффициент механических потерь в компрессоре, ^км = 0,985 ...0,995.

Можно предварительно задать коэффициент механических потерь ^км = 0,94.. .0,97 и уточнить методом последовательных приближений после определения ф.

Иначе, без применения последовательных приближений, эффективную удельную работу ГТУ рассчитывается по формуле:

Не = (^т )(1 - gOхл)Hт ^тм - (136)

'/км

Коэффициент полезной работы простой ГТУ можно определить по формуле:

Ф =-Н--(1 37)

Нт (l+gт )(l-gOхл) 4 ' 7

Эффективный КПД простой ГТУ определяется как отношение эффективной работы ГТУ к действительному количеству затраченной теплоты :

^е = Нт (1.38)

41

где q1 = —- удельный расход теплоты с учетом тепловых потерь в

^кс

камере сгорания.

Расход воздуха через компрессор:

°в =7^. (139)

(Ме - эффективная мощность ГТУ задана в исходных данных).

Расход топлива в камере сгорания:

Св = & (1^°хл). (1.40)

^уу

Удельный расход условного топлива:

Вут = 4о^, (1.41)

Qpуу

1

Где qк =--удельный расход воздуха; Qpуу = 29308 кДж/кг - низшая

теплота сгорания условного топлива.

2. Тепловые схемы ГТУ с открытой и закрытой системами

охлаждения

Существуют различные системы охлаждения, которые могут быть классифицированы как открытые и закрытые.

В открытой схеме охлаждения охладитель после прохождения охлаждающего тракта выводится в проточную часть и, расширяясь в последующих ступенях турбины, участвует в выработке полезной работы. В качестве охладителя чаще всего используется воздух, отбираемый от компрессора, но может применяться и другое рабочее тело. В некоторых ГТУ, при высокой температуре охлаждающего воздуха, отбираемого от компрессора, используются воздушные охладители ВО.

В настоящей диссертации рассматривается тепловая схема ГТУ с открытой системой охлаждения как наиболее широко используемая.

Удельная полезная работа ГТУ:

Нв = (1 + gт )(1 - gOхл)Hтохл - Нк , (1.42)

где Нт охл - удельная полезная работа расширения в охлаждаемой турбине; gт - относительный расход топлива; gOхл - расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха на входе в компрессор; Нк - действительная работа процесса сжатия в компрессоре.

Расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор: g0 = (1+§т )§охл , (1.43)

л 1 + (1+Вт )§охЛ ( )

где gохл расход охладителя для всей проточной части турбины, отнесенный к расходу Gв — Gохл.

^хл ^ут^охл + goхл + gлхл) (1.44)

(аут- коэффициент утечек, величина которого составляет 1,05...1,2. Большие значения коэффициента оут т отвечают пониженным температурам газа).

Значения и gрюI определяют по формулам (2.14) и (2.15);

стлоп =_Ёохл__(1 45)

оохл тл ^ /Гт-1 _гт->* V ' У

Кисп (тст т охл)

рохл

где Кисп - коэффициент использования хладоресурса охладителя. Для охлаждаемого венца в среднем Кисп = 0,4...0,6; С удельная теплоемкость

Рохл

охладителя, принято С ~ С ; То*хл - температура охладителя на входе в

Рохл Рв

систему охлаждения, принято То*хл = Т2 — ДТв*о

ДТв*о- снижение температуры в воздухоохладителе; Тст - допустимая средняя температура стенки лопатки, для стационарных ГТУ в зависимости от марки материала обычно составляет 1070...1100 К.

Полученные значения gохл можно сопоставить с обобщенной зависимостью, представленной на рисунке 2.5.

Определение отводимого при охлаждении теплоты производят по формуле

Qgоох = о£СРг г а (Т3* —Тст) . (1.46)