Выбор параметров и обоснование конструктивной схемы малогабаритной газотурбинной установки с независимым соотношением частот вращения роторов турбины и компрессора тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат наук Барсков Виктор Валентинович

• Барсков Виктор Валентинович
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Барсков Виктор Валентинович

Введение

1 Обзор и анализ современного состояния теоретических и экспериментальных разработок по созданию малогабаритных газотурбинных установок

1.1 Краткий обзор зарубежных производителей малогабаритных газотурбинных установок

1.2 Краткий обзор Российских разработок малогабаритных газотурбинных установок

1.3 Обзор функциональных схем малогабаритных газотурбинных установок зарубежных фирм

1.4 Основные конструктивные решения роторов малогабаритных газотурбинных установок

1.5 Материалы, применяемые для изготовления рабочих колес малогабаритных газотурбинных установок

1.6 Рекуперативные воздухоподогреватели, используемые в малогабаритных газотурбинных установках

1.7 Особенности камер сгорания применяемых в малогабаритных газотурбинных установках

1.8 Особенности выбора подшипников в малогабаритных газотурбинных установках

1.9 Обзор основных компоновок в зарубежных малогабаритных газотурбинных установках

1.10 Анализ современного состояния теоретических исследований и экспериментальных стендов малогабаритных газотурбинных установок

1.11 Цели и задачи исследования

2 Анализ тепловых схем малогабаритных газотурбинных установок с малорасходными турбомашинами

2.1 Тепловая схема одновальной малогабаритной газотурбинной установки простого типа

2.2 Тепловая схема двухвальной малогабаритной газотурбинной установки со свободной турбиной

2.3 Тепловая схема двухвальной малогабаритной газотурбинной установки со свободной турбиной и рекуперацией

2.4 Анализ способов повышения эффективности малогабаритной газотурбинной установки для цикла простой тепловой схемы

2.5 Тепловая схема двухвальной малогабаритной газотурбинной установки с приводом компрессора от отдельного электродвигателя

2.6 Выбор и научно-техническое обоснование типа тепловой схемы малогабаритной газотурбинной установки

2.7 Выбор оптимальных параметров и характеристик малогабаритной газотурбинной установки

2.8 Расчет предлагаемых тепловых схем малогабаритной газотурбинной установки

3 Модифицированная методика расчета малорасходных турбомашин малогабаритной газотурбинной установки. Обоснование характеристик малорасходных турбомашин и малогабаритной газотурбинной установки

3.1 Выбор и научно-техническое обоснование типа турбины для малогабаритной газотурбинной установки

3.2 Модифицированная методика газодинамических расчетов малорасходной турбины радиально-осевого типа

3.3 Модифицированная методика газодинамического расчёта малорасходного центробежного компрессора

3.4 Оценка мощностей малорасходной турбины радиально-осевого типа и малорасходного центробежного компрессора при разных частотах вращения в предложенной тепловой схеме.

4 Экспериментальные исследования малорасходных турбин и компрессоров малогабаритной газотурбинной установки

4.1 Экспериментальный стенд для исследования малорасходных компрессоров и турбин

4.2 Модельные испытания малорасходной радиально-осевой турбины

4.3 Модельные испытания малорасходного центробежного компрессора

5 Разработка рекомендаций по проектированию малорасходных турбин и компрессоров, а так же малогабаритной газотурбинной установки и созданию ее конструктивного облика

5.1 Рекомендации по созданию, проектированию и конструированию малогабаритной газотурбинной установки

5.2 Конструктивный облик малогабаритной газотурбинной установки с приводом компрессора от отдельного электродвигателя

Заключение

Список сокращений и уловных обозначений

Список используемых источников

Приложение А (Обязательное) Вариантные расчеты предложенной тепловой схемы в программе A2GTP

Приложение Б (Обязательное) Методика расчета малорасходной турбины радиально-осевого типа численным методом

Приложение В (Обязательное) Модифицированная методика приближённого расчёта малорасходного центробежного компрессора

Приложение Г (Обязательное) Методика газодинамического расчета модельной малорасходной турбины радиально-осевого типа и модельного малорасходного центробежного компрессора в АШУБ

Приложение Д (Обязательное) Схема коммутации блоков и управления

Приложение Е (Обязательное) Методики обработки опытных данных

Введение

Актуальность работы. Многообразие потребителей энергии и требований к виду и качеству энергообеспечения, заставляет по-новому взглянуть на роль автономных энергетических агрегатов малой мощности (от десятков киловатт до нескольких мегаватт) в общей структуре энергетики. В условиях современной государственной политики и курса экономики на импортозамещение, в ближайшей перспективе серьезное внимание следует уделить сооружению отечественных, относительно дешевых автономных энергетических установок (АЭУ) малой мощности, различного назначения, финансирование которых возможно, как из местных бюджетов, так и за счет инвестиций частного капитала.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2014 г. № 321 утверждена государственная программа Российской Федерации "Энергоэффективность и развитие энергетики", подпрограмма "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности". В рамках государственной программы Российской Федерации "Энергоэффективность и развитие энергетики" первоочередное внимание при реализации инновационной политики должно уделяться созданию и внедрению энергоэффективных технологий, в том числе наилучших доступных, направленных на решение первоочередных проблем ускоренного развития топливно-энергетического комплекса и учитывающих приоритетные направления развития науки, технологий и техники в Российской Федерации и перечень критических технологий Российской Федерации, утвержденные Указом Президента Российской Федерации от 7 июля 2011 г. № 899 "Об утверждении приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в Российской Федерации и перечня критических технологий Российской Федерации"

В связи с актуальностью поставленных задач по развитию автономной энергетики и высокой востребованностью их на рынке локальных источников электрической и тепловой энергии, необходимо выполнить комплекс

теоретических и экспериментальных исследований, направленных на разработку и создание микротурбинных генераторов, построенных на нетрадиционных компоновках и кинематических схемах. В зарубежной и отечественной литературе такие установки называют малогабаритные газотурбинные установки (МГТУ). МГТУ - это автономная тепловая электростанция малой мощности. МГТУ имеет минимальную электрическую мощность от нескольких киловатт до 500 кВт. МГТУ - это электростанция с очень низким уровнем вредных выбросов. МГТУ не требует больших расходов на эксплуатацию и обслуживание. МГТУ легко объединяются в кластер - единую энергетическую систему. Кластер из МГТУ позволяет вырабатывать значительную мощность - до 10 МВт. В режиме когенерации МГТУ способны успешно решать задачи теплоснабжения различных объектов. [15, 47]

Преимущества малогабаритных газотурбинных установок (МГТУ)

заключается в возможности работы в течение длительного времени при низких нагрузках, низком уровне выбросов NOx, низком уровне вибраций и шума, работе без смазок и моторного масла, низкой стоимости эксплуатационных расходов, длительном ресурсе до капитального ремонта, возможности работы на различных видах топлива, высокой надежности. Все вышесказанное определяет высокую актуальность диссертационной работы. [20]

Степень разработанности темы исследования

Конструктивные особенности малогабаритных газотурбинных установок: высокие частоты вращения, минимальное использование дорогостоящих материалов, длительная работа на частичных нагрузках, блочное исполнение.

Области использования малогабаритных газотурбинных установок:

промышленные предприятия, медицинские учреждения, жилищные коттеджи, бизнес-центры и другие объекты крупных городов, в том числе Санкт-Петербурга, магистральные газопроводы, газораспределительные станции и нефтепроводы нуждающиеся в энергообеспечении для нормального функционирования, мобильные источники электрической и тепловой энергии для

нужд МЧС, предприятия по переработке бытовых отходов, малые города, коттеджные поселки и деревни, во многих из которых до сих пор не решен вопрос централизованного теплоэнергоснабжения, крупные животноводческие фермы, предприятия по переработке сельскохозяйственной продукции. Предприятия лесозаготовительной промышленности, поисковые партии газовиков, геологов и др., энергодефицитные районы Крайнего Севера, Дальнего Востока, некоторые районы Нечерноземья, резервирование линий электропередач, питающих ответственных потребителей энергии, а так же восполнение дефицита электроэнергии, вызванного стихийными или другими чрезвычайными ситуациями. [10]

Создание фермерских хозяйств и коттеджных зон усилит потребность в сравнительно маломощных энергетических установках для привода электрических генераторов, насосов, компрессоров, различных машин и механизмов для выполнения тех или иных сельскохозяйственных, бытовых и других технологических операций. Энергетические установки для таких потребителей должны быть недорогие, доступные для приобретения широкому кругу представителей малого бизнеса. Потребность в таких автономных установках может оказаться значительной даже в районах с развитыми электрическими станциями в связи с высокой стоимостью строительства и эксплуатации линий электропередач в условиях сельской местности. [25]

Эффективность использования малогабаритных газотурбинных установок определяется: низкой себестоимостью производства электроэнергии и тепла при использовании совершенного оборудования, высокой надежностью энергоснабжения, существенным сокращением сроков их сооружения, независимостью режима работы от загруженности энергосистемы, уменьшением отчуждения территории под крупное энергетическое строительство, повышением экологичности производства электроэнергии и тепла, снижением затрат на охрану окружающей среды, применением перспективных современных технологий и технических решений при создании новой техники. [11]

Особенностью эксплуатации являются: тяжелые климатические условия, низкая квалификация обслуживающего персонала, простота монтажа (под «ключ») и демонтажа, высокая степень автоматизации, дистанционное управление, возможность объединения в единую энергетическую систему. В режиме избытка тепловой энергии, МГТУ можно использовать для теплоснабжения объектов. [12]

Цель диссертационной работы. Целью диссертационной работы является разработка принципов построения многорежимных малогабаритных газотурбинных установок с оптимальным соотношением частот вращения малорасходного центробежного компрессора и малорасходной турбины радиально-осевого типа, что позволит получить установку с характеристиками близкими к характеристикам лучших зарубежных аналогов, а по некоторым параметрам превышающих их.

Задачи, решаемые в диссертационной работе:

• подготовить методологическое обеспечение для исследования тепловых схем малогабаритных газотурбинных установок;

• выполнить параметрическую оптимизацию, на основании которой провести выбор оптимальных параметров и характеристик малогабаритной газотурбинной установки;

• создать исследовательскую базу и технологическое оборудование;

• подготовить методики проведения экспериментов и обработки экспериментальных данных;

• провести эксперименты по определению основных характеристик проточных частей компрессоров и турбин;

• разработать рекомендации для построения конструктивной схемы перспективных малогабаритных газотурбинных установок.

Научная новизна. Предложено разделение частот вращения ротора компрессора и ротора турбины с оптимальным соотношением. Оптимальная частота вращения ротора компрессора в диапазоне 33000.. .63000 об/мин. и ротора турбины в диапазоне 30000.60000 об/мин. Предложена модифицированная

методика оценки вырабатываемых мощностей турбины при различных частотах вращения от 30000 до 60000 об./мин. Получены экспериментальные характеристики модельных турбины и компрессора, подтверждающие модифицированные методики расчета этих узлов.

Теоретическая и практическая значимость работы. Предложена тепловая схема и компоновка МГТУ с оптимальными значениями частот вращения роторов МЦК и МРТ. Модифицированы методики проведения и обработки экспериментальных данных. Сформулирован конструктивный облик МГТУ. Даны рекомендации по проектированию МГТУ рассматриваемого класса для нужд различных областей народного хозяйства России.

Методология и методы исследования. Методологические и теоретические основы исследования составляют научные труды: И.И. Кириллова, Ю.Б. Галеркина, В.А. Рассохина и других сотрудников кафедр СПбПУ, а также труды отечественных и зарубежных авторов в области турбомашин (См. Список использованной литературы). Методы исследования включают в себя применение и модернизацию методик расчета различных газодинамических параметров турбомашин, методик оценки погрешности при испытаниях, так и методик проведения экспериментов и обработки экспериментальных данных.

Положения, выносимые на защиту. Разделение частот вращения ротора компрессора и ротора турбины с оптимальным соотношением в предложенной тепловой схеме с приводом компрессора от отдельного электродвигателя, оптимальная частота вращения ротора компрессора в диапазоне 33000...63000 об/мин. и ротора турбины в диапазоне 30000.60000 об/мин.

Модифицированная методика для анализа различных режимов работы малорасходной турбины радиально-осевого типа и малорасходного центробежного компрессора при различных частотах вращения роторов в предложенной тепловой схеме с приводом компрессора от отдельного электродвигателя.

Экспериментальные характеристики модельной турбины и компрессора, подтверждающие модифицированные методики расчета этих узлов в

предложенной тепловой схеме с приводом компрессора от отдельного электродвигателя.

Степень достоверности и апробации результатов. Обеспечена использованием в процессе выполнения работы, в качестве базовых, наиболее современных апробированных и тестированных методик на основе накопленных экспериментальных данных и численного анализа основных элементов турбогенераторов. Проведением экспериментальных и натурных исследований по апробированным и научно обоснованным методикам на оборудовании, прошедшем метрологическую аттестацию, с применением современных измерительных приборов и аппаратуры с минимальными погрешностями измерений, обработки опытных данных с использованием устойчивых методов статистического анализа и совпадении результатов тестовых опытов с наиболее надёжными результатами других исследований.

Личный вклад автора. Проведена разработка и научно-техническое обоснование малогабаритной газотурбинной установки с оптимальным соотношением частот вращения малорасходной турбины радиально-осевого типа и малорасходного центробежного компрессора.

Проведена разработка, создание и отладка исследовательской базы, технологического оборудования для проведения натурных испытаний по определению основных характеристик проточных частей малорасходной турбины радиально-осевого типа и малорасходного центробежного компрессора.

Проведены экспериментальные исследования, получены, обработаны и проанализированы опытные данные проточной части малорасходной турбины радиально-осевого типа и проточной части малорасходного центробежного компрессора.

Объект исследования. Объектом является тепловая схема малогабаритной газотурбинной установки с раздельными валами для турбины и компрессора. В тепловой схеме исследуется малорасходная проточная часть компрессора и малорасходная проточная часть турбины радиально-осевого типа.

Предмет исследования. Предметом исследования является модельные проточные части малорасходного центробежного компрессора и малорасходной турбины радиально осевого типа, входящие в состав экспериментальной установки. В состав установки входят так же индукторный тормоз, рама и датчики. Экспериментальная установка подсоединяется с помощью технологического оборудования к экспериментальному стенду лаборатории кафедры «Турбины, гидромашины и авиационные двигатели» СПбПУ. Методы исследования включают в себя модифицированные методики расчета газодинамических параметров турбомашин, модифицированные методики оценки неопределенности при испытаниях и модифицированные методики проведения экспериментов и обработки экспериментальных данных.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор параметров и обоснование конструктивной схемы малогабаритной газотурбинной установки с независимым соотношением частот вращения роторов турбины и компрессора»

Структура работы.

В первой главе проводится обзор и анализ современного состояния теоретических и экспериментальных работ по созданию МГТУ. Сформулированы цели и задачи диссертационного исследования.

Во второй главе проводится анализ, выбор и научно-техническое обоснование тепловой схемы малогабаритной газотурбинной установки с малорасходными турбомашинами. Проведён выбор типа, с научно-техническим обоснованием применения, малорасходной турбины радиально-осевого типа. Проведён выбор типа, с научно-техническим обоснованием применения малорасходного центробежного компрессора. Проведен анализ выбора параметров МГТУ и расчет тепловой схемы по модифицированной методике.

В третьей главе проведены расчеты МРТ численным методом по модифицированной методике и приведены результаты расчётов. Приведена модифицированная методика расчета МЦК и приведены результаты расчётов. Сделана оценка мощностей вырабатываемой МРТ и потребляемой МЦК при различных частотах вращения.

В четвертой главе подробно описана материально-техническая база для исследований МРТ и МЦК: состав экспериментального стенда, экспериментальная установка, объект исследования МРТ, объект исследования

МЦК, система управления, измерений и сбора экспериментальных данных. Приведены результаты экспериментальных и натурных испытаний, сравнение полученных данных МРТ и МЦК. Обосновано кинематическое и динамическое подобие. Произведена оценка неопределенности суммарных характеристик.

В пятой главе сформулированы рекомендации по созданию, проектированию и конструированию МГТУ, сформулирован конструктивный облик МГТУ.

В заключение приведены основные выводы по результатам исследования.

1 Обзор и анализ современного состояния теоретических и экспериментальных разработок по созданию малогабаритных

газотурбинных установок

1.1 Краткий обзор зарубежных производителей малогабаритных

газотурбинных установок

В настоящее время исследованиями и производством МГТУ занимаются следующие зарубежные фирмы:

1. Фирма Ingersoll. Производит установки мощностью 70 и 250 кВт. [65]

2. Компания Turbec. Фирма Turbec появилась в 1999 году в результате объединения фирмы Volvo Aero и филиала компании АВВ. Фирма выпускает микротурбинную установку электрической мощностью 100кВт

3. Компания Elliott. Микротурбинные установки компании Elliott Energy Systems Inc. (входили в корпорацию «Ebara Group», Япония) производит с 1997г. С 1997г. по 2000г. Выпускались установки 45 и 60 кВт типа Т45 и Т60, а с 2000г. по 2003г. - установки ТА80 мощностью 80 кВт. С 2004г. по настоящее время компания выпускает 100кВт установки различных модификаций. ТА-100 RCHP -Установка для комбинированного производства электроэнергии и тепла (когенератор) с электрической мощностью 100 и тепловой 160 кВт. После 2006, компания сменила название на Calnenix Power Solutions, объединившись с компанией Calnenix, занимавшейся разработкой электромеханики и электроники.

4. Фирма Bowmen. Английская фирма Bowmen выпускает микротурбинные установки, в частности TG80CG мощностью 80 кВт. Электрический КПД указанной установки 26%, общий КПД с учетом когенерации 80%. За основу конструкций турбогенераторов взяты разработки фирмы Elliott. С 2002 года фирмы Bowmen и Kohler связаны договором о сотрудничестве в вопросах производства и обслуживания микротурбинных установок Bowmen. [61]

5. Фирма Capstone. Фирма Capstone является признанным лидером в производстве микротурбинных энергетических установок. В 1998 году Capstone Turbine Corporation первой предложила коммерческий продукт, основанный на микротурбинной технологии, явившейся результатом десятилетних усилий коллектива разработчиков. На сегодняшний день, Capstone Turbine, совместно со своими партнерами, установила более 3000 микротурбинных систем по всему миру. [57]

6. Фирма Nissan. Одна из самых малых микротурбинных установок для генерации электричества произведена фирмой Nissan. Схема продольного разреза установки DYNAJET 2.6 и общий вид ее аналога представлен на Рисунке 1.43. Электрическая мощность установки составляет 2,6 кВт, частота вращения 100 000 об/мин. Турбина предназначена для работы на керосине.

7. Фирма Toyota. Фирма Toyota выпускает микротурбинные энергетические установки мощностью 50 кВт и 300 кВт. Общий вид установки мощностью 50 кВт представлен на Рисунке 1.34 Тепловая схема представлена на Рисунке 1.8 [75]

8. Ведущие научные организации США в области МГТУ: NASA -воздушные подшипники, ORNL - Разработка новых материалов и их проверка, UC - Процессы горения топлива, разработка программ исследования. [60]

1.2 Краткий обзор Российских разработок малогабаритных газотурбинных

установок

1. Дальневосточный государственный технический университет. Ведутся работы по разработке и исследованию турбокомпрессоров наддува дизелей на газодинамических подшипниках.

2. ФГУП «Завод имени В.Я. Климова». Создается мобильная газотурбинная миниэлектростанция ГТЭ-0,1 мощностью100 кВт с рекордным КПД по электричеству- около 35,5 %. Этот показатель выше, чем у самых современных дизельных и газопоршневых машин соответствующей мощности.

3. Калужский филиал МГТУ им. Н.Э. Баумана. Проанализированы термодинамические и конструктивные варианты различных схем турбомашин.

4. ООО «Турбопневматик» г. Пермь. Разработана и изготовлена «сухая» безмасляная воздушная силовая установка ВСУ ПИКВ-4 электрической мощностью 300кВт. В ней интегрированы: 3D авиационной аэродинамики центробежный компрессор, активные электромагнитные подшипники и высокооборотный частотно управляемый синхронный электродвигатель с ротором из сверхмощных постоянных магнитов.

5. Всероссийский институт электрификации сельского хозяйства (ГНУ ВИЭСХ). Разработана, изготовлена и проходит испытание газотурбинная электростанция электрической мощностью до 10 кВт с возможностью утилизации тепла выхлопных газов двигателя.

6. ООО «НТЦ «Микротурбинные технологии» г. Санкт-Петербург. Создан макет малорасходного газотурбогенератора мощностью 100 кВт, отработана конструкция опорных газодинамических лепестковых подшипников (число пусков/остановов - 6000) и высокочастотного синхронного генератора на постоянных магнитах (мощность 20 кВт). [48]

1.3 Обзор функциональных схем малогабаритных газотурбинных установок

зарубежных фирм

Рисунок 1.1 Термодинамические параметры цикла Т100 (ТигЬес)

Рисунок 1.2 Общая компоновка и тепловая схема установки ТЯ мощностью 250 кВт

Рисунок 1.3 Общий вид и тепловая схема установки ТЯ мощностью 70 кВт []

Fuel

и

Exhaust Gas Approx. From MGT 277°C (530°F) |i .

By-Pass I Exhaust

. Recuperator'

100% г-^й^^ _ ■ ^^^^

Comp. _ Turbine

Gas

Hot Water (65-95X)

(39.3 • 46.3%)

Heat

i

Hot Water Return Heat Recovery (6o • 90DC) Hot Water Boiler | Microturbine

Intake Air

Total System Thermal Efficiency = 70 - 76%

Elect. Power = 30%

Рисунок 1.4 Принципиальная тепловая схема ТА-100

Рисунок 1.5 Функциональная схема ТА-100 (1): 1 - силовая электроника; 2 -генератор; 3 - воздушный компрессор; 4 - воздухозаборник; 5 - воздуховод между компрессором и рекуператором; 6 - камера сгорания; 7 - турбина; 8 -газоход между турбиной и рекуператором; 9 - подвод природного газа; 10 -рекуператор; 11 - байпасная заслонка; 12 - котел утилизатор;13 - выход горячей воды; 14 - байпасный газоход; 15 - вход холодной воды; 16 - выхлопной тракт;

17 - дожимной компрессор.

Рисунок 1.6 Схема движения газа и масла внутри турбогенератора

Рисунок 1.7 Тепловая схема микротурбинных энергетических установок Capstone

Рисунок 1.8 Тепловая схема установки Toyota мощностью 50 кВт [58]

Анализ вышеприведенных рисунков показывает, что присутствуют все элементы газовой турбины, а именно турбина, компрессор, камера сгорания, рекуператор, причем генератор приводится как от общей с компрессором турбины, так и от силовой турбины. [59]

1.4 Основные конструктивные решения роторов малогабаритных

газотурбинных установок

Как правило, ротор МГТУ является единой конструкцией, в которой объединены: рабочее колесо турбины, рабочее колесо компрессора, ротор генератора и цапфы подшипников. Это позволяет уменьшить вес и повысить

надежность всей установки (См. Рисунок 1.9 и 1.10). Исключением является конструкция фирмы 1^егео11, в которой используются две турбины - для привода компрессора и для привода силовой турбины. Силовая турбина соединена с электрогенератором через редуктор. Эта конструкция наиболее сходна с предлагаемой в диссертации. Но имеет два коренных отличия: предлагаемая двух роторная конструкция не связана газодинамически между собой; Предлагаемая силовая турбина приводит в движение высокоскоростной генератор, что упрощает конструкцию. [68]

Рисунок 1.9 Рабочее колесо турбины и компрессора Turbec

роюр генератора с постоянными гидродинамический

маиопамн полшнпннк колесо турбины

место установки лабиринтное колесо

керамического подилашнка уплотнение компрессора

Рисунок 1.10 Общий вид ротора [72]

1.5 Материалы, применяемые для изготовления рабочих колес малогабаритных газотурбинных установок

Данные по материалам предоставлены в итоговой таблице. Особенно надо отметить фирму 1^егео11, характерной особенностью является использование

керамического рабочего колеса турбины. Усовершенствованная керамика типа кремниевого нитрида (Si3 N4 Ceramics) позволяет микротурбине работать с более высокими температурами, чем турбине из металлических сплавов. Сказанное приводит к экономии топлива и снижению выброса NOx. Однако керамика характеризуется большим разбросом в сопротивлении разрыву, особенно при учете качества поверхности после ее обработки. Последнее обстоятельство потребовало уточненных исследований прочности РК турбины (Рисунок1.11).

Л I |

Рисунок 1.11 Керамическое рабочее колесо турбины [65]

1.6 Рекуперативные воздухоподогреватели, используемые в малогабаритных газотурбинных установках

Стремление повысить КПД МГТУ заставляет фирмы использовать рекуперативные подогреватели. Кроме этого КПД МГТУ можно повысить и за счет повышения температуры газа перед турбиной. Фирма Ingersoll стремление повысить температуру газа перед турбиной привело к увеличению температуры газа и перед РВ. Это обстоятельство заставляет использовать керамику не только в турбине, но и в РВ с целью уменьшения температурной коррозии и уменьшения ползучести его элементов. Как показали оценочные расчеты, при перспективной температуре газа на входе в турбину 11600 С и при степени сжатия 3,0 использование керамики в РВ обеспечит достаточную надежность и повышает КПД установки до 36% (Рисунок 1.12). [62]

AOvnnCTCl Materials

Рисунок 1.12 Обоснование необходимости использования керамики в

рекуператоре

Фирма Ingersoll использует керамику для обеспечения высокого КПД (32%) и достаточно высокого ресурса (80000 часов) при температуре газа перед турбиной 925°С. Керамика используется для РК турбины и других элементов конструкции. Такое традиционное для Ingersoll направление совершенствования является перспективным, так как в дальнейшем обеспечит переход на повышенную температуру газа с целью повышения КПД.

Рисунок 1.13 Рекуператор установки Turbec Т100

влид ШШД В»

А) "" ' Б)

Рисунок 1.14 Кольцевой РВ (А) и его радиальные секции (пластины) (Б)

Рекуперативный воздухоподогреватель - это сложная пространственная конструкция. В стремлении к уменьшению массогабаритных параметров РВ, ставит перед разработчиками ряд сложных конструктивных и сварочных задач. Уменьшение площадей каждого из каналов повышает требование к очистке воздуха. [63]

1.7 Особенности камер сгорания применяемых в малогабаритных

газотурбинных установках

Снижение выбросов NOx зависит напрямую от процесса горения в камере сгорания. Поэтому, одним из таких направлений для фирмы Elliott является совершенствование процесса горения в камере сгорания с целью снижения вредных выбросов NOx. В работах R.K.Cheng выполненных в лаборатории Беркли в рамках программы DOE USA, описаны результаты совместных исследований, позволивших получить в камерах сгорания с предварительным смешением выбросы NOx менее 5,0 ppm при 15% О2. Общий вид одной из исследованных горелок и камеры сгорания приведены на Рисунке 1.15 и Рисунке 1.16. [66]

Рисунок 1.15 Общий вид исследуемых горелок

Рисунок 1.16 Общий вид камеры сгорания

Камера сгорания обеспечивает эмиссию N0 25 ррт при 15% О2. Газообразное топливо подается на вход камеры при номинальной мощности под давлением 5,4 кг/см2. Процесс горения стабилен при значительных изменениях свойств используемого газа. В установке использована камера сгорания с низкими выбросами N0 (Рисунок 1.18). На Рисунке 1.17 б) представлена конструктивная схема камеры, указанная камера значительно отличается от камер сгорания устаревших конструкций (Рисунок 1.17 а)). [74]

а)

б)

Рисунок 1.17 Схемы камер сгорания, а) устаревшие «диффузионные» камеры сгорания; б) современные камеры сгорания с низкими выбросами NOx

Рисунок 1.18 Камера сгорания микро турбинной установки ТигЬее с

пониженными выбросами N0

Фирма ТигЬее принимает участие в Европейских программах усовершенствования микротурбинных энергетических установок -ОМЕЗ.ВЮТЦЕВШЕ.АОАТА. Последняя программа посвящена увеличению электрического КПД установки до 40% с одновременным уменьшением вредных

выбросов NOx. Выполнению поставленных задач способствует проектируемая фирмой Turbec каталитическая камера сгорания на температуру газа перед турбиной 13500 С. Примерный вид такой камеры сгорания представлен на Рисунке 1.19. Ожидаемый уровень выбросов NOx менее 2,5 ppm.

Рисунок 1.19 Каталитическая камера сгорания (для дизельного топлива)

Предварительное смешение воздуха с газообразным топливом позволяет снизить эмиссии выхлопных газов до 24 ppm при15% О2 (Рисунок 1.20 и Рисунок 1.21).

Рисунок 1.20 Инжектор каталитического Рисунок 1.21 Топливный инжектор

РС! горения Alzeta

Камеры сгорания - отдельный элемент тепловой схемы, требующий к себе особое внимание, что особенно важно в части экологии. [67]

1.8 Особенности выбора подшипников в малогабаритных газотурбинных

установках

Используются различные типы подшипников: масляные гидродинамические подшипники скольжения, керамические шариковые, газодинамические лепестковые, магнитный подвес. В конструкции Elliott использован масляный подшипник скольжения и подшипник качения, выполняющий функцию опорно-упорного подшипника. Основным направлением совершенствования является отказ от подшипников на жидкой смазке, что определено программами развития подобных установок - DOE USA и др. Можно предположить, что выбор будет сделан в пользу магнитного подвеса ротора или газодинамических лепестковых подшипников. Косвенно об этом свидетельствует анализ традиционной деятельности фирмы Calnetix, Inc, в которую сегодня входит компания Elliott. Рисунок 1.25.

Газодинамические лепестковые подшипники установок Capstone. Хотя газодинамические лепестковые подшипники относительно давно известны в технике, их применение в энергетических установках определило новые задачи. Главной из них являлась задача обеспечения непрерывной работы подшипника в течение длительного срока - более 40 000 часов. Существенным дополнительным условием является возможность работы узла подшипника при высокой температуре, достигающей 6500 С. В NASA были исследованы газодинамические лепестковые подшипники с целью выбора наиболее предпочтительного варианта (см. Рисунок 1.22). В процессе работы выяснилось, что одним из главных условий высокой работоспособности подшипника является поверхностное покрытие его рабочих поверхностей сплавом PS304. Компоненты материала PS304, наносимые на поверхности с помощью плазменной струи, приведен на Рисунке 1.23. [70]

ngure з - Mimtloo 1 bunp style (oil besrlno

Рисунок 1.22 Схема газодинамического лепесткового подшипника

TABLE 1 - Composition and Selected Properties of PS304

Constituent / Property wt% Function 1 Value

NfCr* 60 matrix-binder

СггО» 20 harder» phase

Ag 10 low temperature lubncant

BafVCafV 10 high temperature lubricant

Thermal expansion CTE - 124x10VC

Density - ~5.3gtec

phardness - 30to 34 RC

»NiCrrafoisKWObywl* • BaFyCsF, ratio a 6238 by «1*

Рисунок 1.23 Компоненты материала РБ304

Общий вид процесса покрытия, а также часть ротора турбокомпрессора С200 с таким покрытием представлена на Рисунке 1.25. Общий вид и расположение подшипников на роторах установок С30 и С60 представлен на Рисунке 1.24.

Рисунок 1.24 Вид и расположение подшипников в установках С30 и С60

PSJ04 coating is ркипш »/vuml r m thtf four me shaft.

Рисунок 1.25 Нанесение покрытия на шейку ротора и вид части ротора С200 с

таким покрытием

Compressor Turbine High-speed generator

Рисунок 1.26 Схема ротора и расположение осевого газодинамического

лепесткового подшипника.

Газодинамические лепестковые подшипники позволяют: отказаться от дополнительных систем как-то смазки или блока управления магнитным подвесом, увеличить ресурс за счет упрочнения конструкции, значительно сократить расходы на обслуживание.

Магнитный подвес. Указанный тип подшипников пока не нашел широкого распространения в микротурбинных энергетических установках, но возможность его использования обсуждается. Основные трудности использования магнитного подвеса роторов микротурбинных установок заключается в ограничениях

температуры ротора в области подшипника. Для большинства металлов максимальная температура сохранения магнитных свойств находится в диапазоне 3500 С и 4500 С. И лишь для специальных металлов магнитные характеристики могут поддерживаться до температур 6500 С. На сегодняшний день из выше перечисленных подшипников наиболее перспективен газодинамический лепестковый подшипник. [71]

1.9 Обзор основных компоновок в зарубежных малогабаритных

газотурбинных установках

Установки всех фирм являются законченными конструкциями и представляют собой контейнеры, в которых размещены все элементы. Внешний вид установок показан на Рисунке 1.27

Рисунок 1.27 Установка 1Я мощностью70 кВт

Установка 1Я мощностью250 кВт имеет горизонтальный ротор. Причем, между ротором турбокомпрессора и генератором установлен понижающий редуктор (Рисунок 1.29).

Рисунок 1.28 Общий вид и компоновка элементов установки мощностью 100 кВт

Рисунок 1.29 Турбинная установка ТЯ мощностью250 кВт

Рисунок 1.30 ТА100

Рисунок 1.31 Общий вид установки Elliott TA-100

Рисунок 1.32 Общий вид микротурбинной энергетической установки Capstone: стрелкой указан блок электронного инвертора; выше инвертора расположен турбогенератор; верхний блок котла - утилизатора снят.

Рисунок 1.33 Общий вид микротурбинной энергетической установки

С 200 (без кожуха)

Рисунок 1.34 Общий вид установки TOYOTA мощностью 50 кВт

From Combustor

Рисунок 1.35 Конструкция турбокомпрессора установки IR мощностью 250 кВт

Рисунок 1.36 Общий вид турбогенератора Elliott TA-100

12 3 45678 S

17 16 15 1« 13 12 11 9

Рисунок 1.37 Газотурбогенератор в разрезе. 1 - корпус статорной части; 2 - корпус статорной части; 3 - подвод масла; 4 - воздуховод для наддува лабиринта; 5 - диффузор; 6 - сопловой аппарат; 7 - жаровая труба; 8 - свеча зажигания; 9 - топливный коллектор; 10 - колесо турбины; 11 - колесо компрессора; 12 - лабиринтное уплотнение; 13 - гидродинамический подшипник; 14 - статорные обмотки; 15 - слив масла; 16 - постоянные магниты; 17 - слив масла; 18 - ротор; 19 - керамический подшипник.

Рисунок 1.38 Общий вид микротурбинной установки Bowmen малой мощности

Рисунок 1.39 Конструкция Capstone C60(слева) и С30 (справа)

Рисунок 1.40 Общий вид Capstone C 60(слева) и С 200 (справа)

Рисунок 1.41 Конструкция и схема общего вида турбогенератора Capstone C 200

Cmrlviuc*

Рисунок 1.42 Схема продольного разреза и общий вид аналога установки Nissan

DYNAJET 2.6

Сравнение параметров вышеупомянутых МГТУ приведено в Таблице 1.1 [59, 69]

1.10 Анализ современного состояния теоретических исследований и экспериментальных стендов малогабаритных газотурбинных установок

В ведущих исследовательских центрах США ведутся работы над узлами и элементами МГТУ, что позволит получить ^мгту до 40%. Проводятся опытные работы над созданием новых МГТУ с повышенными параметрами и уменьшенными масса-габаритными данными.

Основными направлениями улучшения характеристик МГТУ являются:

• работа над тепловой схемой;

• в случае применения рекуперативного воздухоподогревателя увеличение коэффициента рекуперации ц;

• повышение температуры перед турбиной за счет применения перспективных жаропрочных и жаростойких материалов и конструктивных решений (охлаждение РК и т.п.);

• увеличение степени повышения давления за счет увеличения частоты вращения компрессора и выбора материала рабочего колеса;

• применение газодинамических лепестковых подшипников, позволяющих повысить частоты вращения роторов до 100000 об/мин. и выше;

• улучшение схем и конструкций камер сгорания;

• повышение температуры газа перед сопловым аппаратом;

• увеличение коэффициента регенерации ц при уменьшении массы рекуперативного воздухоподогревателя;

• увеличение числа оборотов с увеличением и и одновременным уменьшением удельной массы на 1 кВт;

• применение газодинамических лепестковых подшипников;

• дальнейшая работа над форсунками и схемами камер сгорания с целью снижения выбросов NOx при высоком ^кс. [57,58,59]

Таблица 1. 1 Сравнительная итоговая таблица микротурбин разных производителей

№ Параметр Ед. Изм. «Микротурбинные технологии» Toyota Capstone Capstone Capstone Elliott Turbec Ingersoll R Ingersoll R

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 Вес кг 1560 - 3200 1000 600 1860-2040 2200-3700 - 1860

2 Мощность Электрическая кВт 100 50 200 60 30 100 105 250 70

3 Частота вращения об/мин 60 000 80 000 45 000 96 000 96 000 68 000 70 000 45 000 38 000

4 Частота генератора об/мин 60 000 80 000 45 000 96 000 96 000 68 000 70 000 1 500 1 500

5 Подшипники - Воздушные воздушные воздушные воздушные шарики шарики шарики шарики шарики

6 КПД Э (КПД сумм) % 33 (-) 26 (<76) 34 (-) 29 (-) 27 (-) 29 (75) 30 (77) 32 (51) 28 (-)

7 Коэф-т регенерации % 90 - 85 80 80 90 90 90 90

8 Тем-ра газа за рекуператором °С 260...280 250.270 280 307 275 280 270 245 "

9 Тем-ра газа перед турбиной °С 930 940 >840 926 950 925

10 Особенности турбины - 1 ЦС ступень 1 ЦБ ступень 1 ЦБ ступень 1 ЦБ ступень 1 ЦБ ступень 1 ЦБ ступень ЦБ ступень 1 ЦБ ступень 2 турбины

11 Сжатие газа в компрессоре - 3,45 3,5 <5,0 <5,0 3,5.4,0 4 4,5 - -

12 Расход газа кг/с 0,87 0,48 1,3 0,48 0,31 1 0,8 - -

13 Материал колеса турбины - ЖС6 - Ni сплав Ni сплав Ni сплав Ni сплав № сплав Si3N4 керам Si3N4 керам

14 Топливо - Газ и др. быт. Газ газ газ и др газ и др газ и др газ и др газ газ

15 Экология-шум дЦ дб 10м 70 65 дц 1м 65 65 60 75 дц 1м 70 дц 1м - 75 дц 1м

16 Выбросы NOx ppm 7.15 <15,0 <9,0 <9,0 <9,0 <24 <15 9.15 9

17 Ресурс (кап.ремонт) час 80 000 (40 000) 48 000(12 000) 100 000 (60 000) 100 000 (60 000) 100 000 (60 000) 72 000 (60 000) 60 000 (30 000) 80 000

На основании обзора были разработаны требования к рассматриваемым установками:

МГТУ должен обладать высоким КПД преобразования энергии топлива в электрическую энергию, в зависимости от выбранной тепловой схемы и ее применения. МГТУ должен оказывать минимальную экологическую нагрузку на окружающую среду - выбросы NOx менее 5ррм при использовании в качестве топлива природного газа. МГТУ должен работать безупречно при неравномерных нагрузках, включая длительную работу, с мощностью обеспечивающую собственные нужды МГТУ без какого-либо снижения ресурса. МГТУ должен иметь воздушное охлаждение, которое позволит повысить надежность турбомашины и удешевить ее эксплуатацию. МГТУ должен иметь современную цифровую систему управления, которая отслеживает все ключевые параметры и не требует постоянного присутствия, а мониторинг осуществляется с помощью удаленного доступа через мобильную телефонную (SMS) или спутниковую связь.

Для достижения поставленной цели, необходимо использовать комплекс новых технических решений, не применявшихся ранее в отечественной энергетике. Новые технические решения позволят выполнить вышеуказанные требования к малорасходным газотурбогенераторам, и обеспечат их широкое внедрение. К таким решениям относится применение раздельных валов для турбины и компрессора, высокоскоростного синхронного генератора, высокоскоростного синхронного двигателя (более 50000 об/мин), газодинамических лепестковых подшипников, высокоэффективных малорасходных радиально-осевых турбин, высокоэффективных малорасходных центробежных компрессоров.

1.11 Цели и задачи исследования

На основании проведенного обзора и анализа современного состояния теоретических и экспериментальных разработок по созданию малогабаритных газотурбинных установок были сформулированы цель и задачи исследования.

Цель диссертационной работы. Целью диссертационной работы является разработка принципов построения многорежимных малогабаритных газотурбинных установок с оптимальным соотношением частот вращения малорасходного центробежного компрессора и малорасходной турбины радиально-осевого типа, что позволит получить установку с характеристиками близкими к характеристикам лучших зарубежных аналогов, а по некоторым параметрам превышающих их.

Задачи, решаемые в диссертационной работе:

• подготовить методологическое обеспечение для исследования тепловых схем малогабаритных газотурбинных установок;

• выполнить параметрическую оптимизацию, на основании которой провести выбор оптимальных параметров и характеристик малогабаритной газотурбинной установки;

• создать исследовательскую базу и технологическое оборудование;

• подготовить методики проведения экспериментов и обработки экспериментальных данных;

• провести эксперименты по определению основных характеристик проточных частей компрессоров и турбин;

• разработать рекомендации для построения конструктивной схемы перспективных малогабаритных газотурбинных установок.

2 Анализ тепловых схем малогабаритных газотурбинных установок с малорасходными турбомашинами

Рассмотрены тепловые схемы малорасходных газотурбинных генераторов: одновального МГТУ простого типа, двухвального МГТУ со свободной турбиной, двухвального МГТУ со свободной турбиной и рекуперацией, предлагаемая двухвальная МГТУ с приводом компрессора от отдельного электродвигателя. Проведен анализ способов повышения КПД МГТУ для цикла простой тепловой схемы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Барсков Виктор Валентинович, 2017 год

Список используемых источников

1. Арзамасов Б.Н. Материаловедение / Б.Н. Арзамасов [и др.] // М.: МГТУ им. Баумана. - 2005. - 475 с.

2. Арсеньев Л.В. Стационарные газотурбинные установки / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов [и др.] // Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989. -543с.

3. Арсеньев Л.В. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: Справочное пособие / Л.В. Арсеньев, Ф.С. Бедчер, И.А. Богов [и др.] // Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение. - 1978. - 232 с.

4. Арсеньев Л.В. Расчет тепловой схемы ГТУ: Учебное пособие / Л.В. Арсеньев, В.А. Рассохин, С.Ю. Оленников, Г.Л. Раков // Ленингр. гос. техн. унт. СПб, 1992. - 64 с.

5. Барсков В.В Выбор оптимальных решений при проектировании малогабаритных газотурбинных установок малой мощности // Барсков В.В // Научно-технические ведомости. Санкт-Петербург: Изд-во Политех. ун-та — 2013. № 4-1 (183) — с. 244-249.

6. Барсков В.В. Устройство для крепления сегментного балансировочного груза на дисках газотурбинных установок малой мощности // Барсков В.В. авторское свидетельство РФ на полезную модель №132195 (2013 г.)

7. Барсков В.В. К вопросу о создании высокоэффективных микротурбин с независимыми частотами вращения компрессора и турбины // Барсков В.В., Рассохин В.А., Беседин С.Н., А.В. Осипов // Изд-во Вестник Брянского Государственного технического универ-та. №3(47) — 2015. УДК 62-18 с. 6-14

8. Барсков В.В. Разработка методики испытаний малорасходных проточных частей турбины и компрессора // Барсков В.В., Рассохин В.А., Беседин С.Н., Тулубенский. // Изд-во Вестник Брянского Государственного технического универ-та. №1(49) — 2016. УДК 62-18 с. 9-15

9. Барсков В.В. Устройство для крепления сегментного балансировочного груза на дисках ГТУ малой мощности// Барсков В.В. Доклад «Неделя науки 2013» СПбПУ Материалы научно-практической конференции с международным участием Институт энергетики и транспортных систем СПб ГПУ. Ч.2. - СПб. Изд-во Политех. ун-та. - 2014 - С.57-59.

10. Барсков В.В. Анализ использования мини-ТЭЦ на отходах от лесозаготовки и лесопереработки // Барсков В.В. Забелин Б.Ф. // ПИМаш (ЛМЗ-ВТУЗ) Сборник научных трудов всероссийской научно-практической конференции СПб, Изд-во Политех. ун-та с. 1-3

11. Барсков В.В. К вопросу оценки эффективности внедрения автономных энергетических установок малой мощности на базе микротурбин // Барсков В.В., Забелин Б.Ф. // Наука и образование в жизни современного общества: Сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции 30 апреля 2015г. В14 томах. Том 6. Тамбов ООО «Консалтинговая компания Юком» 2015. С.164

12. Барсков В.В. К вопросу повышения конкурентоспособности и технологичности малорасходных газотурбогенераторов на этапе проектирования // Барсков В.В. Забелин Б.Ф. // «Научный альманах» 2015 №5(7) — с. 116-122

13. Барсков В.В. К вопросу о повышении эффективности использования малоразмерных газотурбинных генераторов в оборонной технике» // Барсков В.В. Зубачев А.Б. // Санкт-Петербург Научно-технический журнал. Вопросы оборонной техники. УДК:621.45.026

14. Байков Б.П. Турбокомпрессоры для наддува дизелей: Справочное пособие / Б.П. Байков, В.Г. Бордуков, П.В. Иванов, Р.С. Дейч // Л.: Машиностроение, Ленинград - 1975. - 200с.

15. Беседин С.Н. Автономные газотурбинные установки малой мощности // Научно технические ведомости СПбПУ 4-1 (89) - 2009. - с. 153-166.

16. Беседин С.Н. Экспериментальный стенд для модельных испытаний радиально-осевой турбины газотурбинной установки малой мощности / С.Н. Беседин, В.А. Рассохин, Г.А. Фокин, Г.Л. Раков // II Всероссийская научно-практическая конференция Актуальные проблемы машиностроения 6-8 апреля 2010. - г. Самара - с. 284-289.

17. Беседин С.Н. Микротурбинный генератор электрической мощности 100 кВт (МТГ 100) / С.Н. Беседин, В.А. Рассохин, Е.И. Окунев // Научно технические ведомости СПбПУ - Сентябрь 2010. - с.57-61

18. Беседин С.Н. Результаты испытаний модельной камеры сгорания для газотурбинного двигателя мощностью 100 кВт / С.Н. Беседин, Ю.В. Матвеев, В.В. Миронов, В.А. Рассохин // XXXVIII неделя науки СПбПУ: Материалы Международной научно-практической конференции 30.11-05.12 2009.- с.51.

19. Беседин С.Н. Модернизация экспериментальных установок для исследования малорасходных турбин автономных источников электрической энергии малой мощности / С.Н. Беседин, Ю.В. Матвеев, В.В. Миронов, В.А. Рассохин, С.Г. Раков // XXXVIII неделя науки СПбПУ материалы международной научно-практической конференции 30.11-05.12 2009. с.57-59.

20. Беседин С.Н. Разработка и создание автономных энергетических установок малой мощности на базе газотурбинного цикла простой схемы с сильно развитой системой регенерации цикла / С.Н. Беседин, Н.А. Забелин, С.Ю. Оленников, В.Г. Полищук, В.А. Рассохин, Г.Л. Раков, Г.А. Фокин //

Инновационная политика и изобретатели (Россия -начало XXI века). 28 апреля 2009. - С.58-61.

21. Беседин С.Н. Разработка и создание автономных энергетических установок малой мощности с расширительной турбиной/ С.Н. Беседин, Г.А. Фокин, И.С. Харисов // Журнал «Газотурбинные технологии» Январь 2010. № 1(82). с. 10-13.

22. Беседин С.Н. Стенд для исследования высокооборотных модельных ступеней малорасходных турбин конструкции ЛПИ / С.Н. Беседин, Н.А. Забелин, Ю.В. Матвеев, В.А. Рассохин, Г.Л. Раков, Г.А. Фокин // Высокие интеллектуальные технологии и инновации в образовании и науке XVII Международная научно-методическая конференция. 11-12 февраля 2010. - Т.1 -с.262-263.

23. Беседин С.Н. Расчетно-экспериментальные исследования малотоксичной камеры сгорания для газотурбинной установки малой мощности/ С.Н. Беседин,

B.А. Асосков, Г.А. Фокин // Электронный журнал «Исследовано в России». № 002. - 2010. - с. 30-37.

24. Беседин С.Н. Автономный источник электрической энергии для газораспределительных станций микротурбодетандерный генератор МДГ-20 /

C.Н. Беседин, Н..А. Забелин, В.А. Рассохин, Г.А. Фокин // ENERGY FRESH, №2. - Сентябрь 2010. - с. 60-62.

25. Беседин С.Н. Научно-техническое обоснование и практическая реализация создания микротурбинного генератора мощностью100квт на основе современных расчетно-экспериментальных методов // Дис. ... канд. техн. Наук : 05.04.12 / Беседин Сергей Николаевич / Санкт-Петербургского политехнического университета. - 2011.

26. Биргер И.А. Расчет на прочность деталей машин / И.А. Биргер, Б.Ф. Шорр, Г.Б. Иосилевич// М.: Машиностроение. -1993. - 419 с.

27. Галеркин Ю.Б., Рекстин Ф.С. // Методы исследования центробежных компрессорных машин. - Л: Машиностроение, 1969 - 304 с.

28. Галеркин Ю.Б. Турбокомпрессоры Учебное пособие Санкт-Петербургский государственный политехнический университет - 2008 — Электрон. текстовые данные - (URL:http://dlunilib.neva.ru/dl/1544.pdf).

29. ГОСТ 8.586.1 - 2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств.

30. Данилевич Я.Б. Электроэнергетические установки с синхронными генераторами нестандартной частоты / Я.Б. Данилевич, В.Е. Сигаев // Электричество. -2000, №5 - с. 28-31.

31. Дидов В.В. ГТУ замкнутого цикла на подшипниках с газовой смазкой. // Журнал Энергомашиностроение №5-6 2005.

32. Дроздович В.Н. Газодинамические подшипники / В.Н. Дроздович // Ленинград. - Машиностроение. - 1976. -182 с.

33. Зарянкин А.Е. Радиально-осевые турбины малой мощности / А.Е. Зарянкин, А.Н. Шерстюк // М.: Машгиз - 1963. - 249 с.

34. Иванов Р.А. О перспективах использования газотурбинных установок на морских судах и сооружениях/ Р.А. Иванов, В.В. Тимофеев, В.Н. Шитков // Судостроение. - 2003, №5.- с. 34-37.

35. Иноземцев А.А. Газотурбинные двигатели / А.А. Иноземцев, В.Л. Сандрацкий // Пермь - 2006. - 132 c.

36. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин / А.Г. Костюк // М.: Издат-во МЭИ. - 2000. - 378 c.

37. Ланговой С.М. Выбор параметров и газодинамический расчет радиально-осевых турбин на ЭВМ/С.М. Ланговой, Н.Д. Саливон// Ленинград - 1989 - 55 c.

38. Лапшин К.Л. Математические модели проточных частей в проектировочных газодинамических расчетах осевых тепловых турбин на ЭВМ: Учебное пособие / К.Л. Лапшин // - Л.: изд. ЛПИ, 1989. - 68с.

39. Левенберг В.Д. Судовые малорасходные турбины/ В.Д. Левенберг// Л.: Судостроение. - 1976. -192с.

40. Лучин Г.А. Газовые опоры турбомашин / Г.А. Лучин, Ю.В. Пешти, А.И. Снопов // М.: Машиностроение. - 1989. - 276 c.

41. Манушин Э.А. Конструирование и расчет на прочность турбомашин газотурбинных и комбинированных установок / Э.А. Манушин, И.Г. Суровцев // Машиностр-е. - 1990. - 267 c.

42. Михайлов-Михеев, П.Б. Справочник по металлическим материалам турбино и моторостроения/ П.Б. Михайлов-Михеев // МАШГИЗ. -М.-Л. - 1961. - 566 c.

43. Моргулис Ю.Б. Турбонаддув высокооборотных дизелей/ Ю.Б. Моргулис [и др.] М.: Машиностроение. - 1976. - 184 c.

44. ПНАЭ Г-7-002-86 Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок // Энергоатомиздат. -1989. -169 c.

45. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки / Б.П. Поршаков // М.: Недра. - 2-ое изд., доп. - 1992. - 238 с.

46. Рассохин В.А., Арсеньев Л.В. Автономные установки малой и средней мощности // Материалы XLVI НТС по проблемам газовых турбин Ран-Самара. 1999

47. Рассохин В.А. Турбины конструкции ЛПИ: преимущества, характеристики, опыт разработки и применение/ В.А. Рассохин// Труды СПбГПУ. - 2004. -№491 - 61с.

48. Рассохин В.А Основные направления развития микротурбинных технологий в России и за рубежом // Научно-технические ведомости СПбГПУ - 2011 №4 (135) - с.41-51

49. Розенберг Г.Ш. Центростремительные турбины судовых установок / Г.Ш. Розенберг // Судостроение, Ленинград - 1973. - 216c.

50. Свойства сталей и сплавов, применяемых в котлотурбостроении, ч.2, ЦКТИ, Л. - 1966. - с.344.

51. Слюдиков М.Н. Проектирование деталей, узлов, приборов и механизмов летательных аппаратов / Слюдиков М.Н. // М.: Машиностроение. 1967. - 217 с.

52. Скубачевский Г.С. Авиационные газотурбинные двигатели. Конструкция и расчет деталей / Г.С. Скубачевский // М.: Машиностроение. -1974.- 322 с.

53. Смольник А. Направления развития систем утилизации тепла выпускных газов судовых дизелей / A. Смольник // Морской флот. - 2005, №6. - C. 66-68.

54. Сорокин В.Г. Марочник сталей и сплавов / В.Г.Сорокин [и др.] // М.: Машиностроение. 1989.- 328 с.

55. РТМ 108.022.11-83 Установки газотурбинные и парогазовые. Расчет и проектирование камер сгорания - 112 с.

56. Цанев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров // - М.: Изд-во МЭИ, 2002. - 584 с.

57. Advanced Microturbine Program. Capstone Turbine Corp/ Matthew Stewart. DOE DE-FC02-00CH11058. Debbie Haught - Program Manager. DER Peer Review. Washington, D.C.// December 2003. Capstone Turbine Corp. - p.453.

58. Advanced Microturbine Program. Capstone Turbine Corp/ Jeff Willis. DOE DE-FC02- 00CH11058. DER Peer Review. Washington, D.C.// December 2005. Capstone Turbine Corp.- p.162.

59. Bernard F. Kolanovski, BSME. Guide to Microturbines // 2004. Printed in the USA. - p.309.

60. Creating a Turbomachinery Revolution. NASA Facts/ National Aeronautics and Space Administration Glenn Research Center. Cleveland, Ohio 44135-3191 FS-2001 -07-014-GRC. Research at Glenn Enables an Oil-Free Turbine Engine. FS-2001-07-014-GRC// 2001.-p.105.

61. D. Ainsworth Mechanical Development Manager.GT2003-39026 Microturbine Developments at Bowman Power Systems - Recuperator Evaluation. -2006. - p.140.

62. Dieter Bohn Micro Gas Turbine and Fuel Cell - A Hybrid Energy Conversion System with High Potential. Institute of Steam and Gas Turbines Aachen University// Templergraben 55. D-52056. Aachen. GERMANY. -2006.-p.139

63. Eric Loveday ETV Motors Develops Microturbine Engine For Use In Plug-In Extended Range Hybrids.//August 14th, 2009.- p.326.

64. J. Kelly Technology Spotlight// winter 2005.- p.203.

65. James Watts Microturbine Developments At Ingersoll-Rand Energy Systems// ASME Turbo Expo GT2005-69158 - . 2005.- p.64.

66. Low-Swirl Combustion-An Ultra-Low Emissions Technology for Industrial Heating & Gas Turbines, and Its Potential for Hydrogen Turbines. Robert K. Cheng -

Leader, Combustion Technologies Group Environmental Energy Technologies Div. Lawrence Berkeley National Laboratory Berkeley, CA,LBNL, DOE-FE, EPRI. Webcast. - Nov. 8, 2006.- p.43.

67. Lee Richards, Director, O&G Sales MicroTurbine CHP. Applications for Oil and Gas Industry. January 2008. Capstone Turbine Corporation. - p.23

68. Matt Stewart Capstone Development Efforts// Capstone Engineering. IGTI -Atlanta.GA - June. 2003.-p.231.

69. M.J. Moore Micro-turbine generators// Professional Engineering. 2002. Printed in the USA. - p.263.

70. OIL-FREE TURBOMACHINERY TECHNOLOGY FOR REGIONAL JET, ROTORCRAFT AND SUPERSONIC BUSINESS JET PROPULSION ENGINES/ Dr. Christopher DellaCorte NASA Glenn Research Center.Cleveland, Ohio 44135 USA. Dr. Mark J. Valco US Army Research Laboratory.Vehicle Technology Directorate. Cleveland, Ohio 44135 USA// 2003.- p.298.

71. Stephane L. Hamilton Microturbine Generator. Handbook// 2003. Printed in the USA.- p.83.

72. Steve Gillette Pacific Region CHP Application Center. May 7, 2008 Capstone Turbine Corp. -p.43

73. T. Hynes President Bowman Power Systems, Inc. The Benefits of Small Scale Cogeneration using Microturbines// January 20-22nd 2004. -p.123.

74. U.S. Department of Energy. Final ATS Annual Program Review Meeting -December 4-6, 2000. - Alexandria, VA. - p.78.

75. Yoichiro Ohkubo Special Issue Technology of Micro Gas Turbine for Cogeneration System// R&D Review of Toyota. CRDL, vol 41 №1. - 2003. -p.55.

Приложение А (Обязательное)

Вариантные расчеты предложенной тепловой схемы в программе A2GTP

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

Введены входные данные:

1 №= 90.0№т T3*= 800Ж ^=288^ PH= .1013МШ

2 МЮ= .900 TCT=1123.0K ДТВ= .0K H0CP=200.0kДж/kг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТ0ХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* Ш TQ Т4А* T4Q* Т6* ПИТ

- K K K K K K K K -

2.00 364.8 364.8 678.5 800.0 800.0 713.3 713.3 404.3 1.6

3.00 416.9 416.9 625.5 800.0 800.0 648.6 648.6 443.4 2.4

4.00 457.4 457.4 591.7 800.0 800.0 606.5 606.5 474.5 3.3

5.00 490.9 490.9 567.5 800.0 800.0 575.8 575.8 500.6 4.1

6.00 519.6 519.6 548.9 800.0 800.0 551.9 551.9 523.4 4.9

ПИК НК СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -2.0 77.3 1.0057 94.9 1.0938 21.51 .027 0 .0 1.6 .0 .000

3.0 130.0 1.0082 164.7 1.0882 15.07 .018 0 .0 2.4 .0 .000 4.0 171.2 1.0107 209.9 1.0846 12.67 .014 0 .0 3.3 .0 .000 5.0 205.5 1.0131 242.6 1.0820 11.38 .011 0 .0 4.1 .0 .000 6.0 235.2 1.0152 267.9 1.0798 10.56 .009 0 .0 4.9 .0 .000

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ

- - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -

2.0 .820 .900 .0 135.9 5.566 5.583 16.2 .132 .118 1.033 .170

3.0 .820 .900 .0 194.0 2.770 2.782 32.5 .183 .166 .733 .196

4.0 .820 .900 .0 230.8 2.504 2.517 35.9 .172 .154 .789 .170

5.0 .820 .900 .0 256.9 2.650 2.666 34.0 .150 .131 .929 .139

6.0 .820 .900 .0 276.8 3.070 3.090 29.3 .124 .105 1.160 .109

Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

1о1уап

Введены входные данные:

1 №= 90.0кВт Т3*= 850.0К ТН=288.0К РН= .1013МПа

2 МЮ= .900 ТСТ=1123.0К ДТВ= .0К Н0СР=200.0кДж/кг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТ0ХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ Т4А* T4Q* Т6* ПИТ

- К К К К К К К К -

2.00 364.8 364.8 719.4 850.0 850.0 758.8 758.8 410.2 1.6

3.00 416.9 416.9 663.4 850.0 850.0 690.7 690.7 448.7 2.4

4.00 457.4 457.4 627.5 850.0 850.0 646.2 646.2 479.5 3.3

5.00 490.9 490.9 601.7 850.0 850.0 613.9 613.9 505.2 4.1

6.00 519.6 519.6 582.0 850.0 850.0 588.7 588.7 527.7 4.9

ПИК НК СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -

2.0 77.3 1.0057 100.9 1.1059 19.74 .032 0 .0 1.6 .0 .000

3.0 130.0 1.0082 175.3 1.1002 13.90 .021 0 .0 2.4 .0 .000

4.0 171.2 1.0107 223.4 1.0964 11.71 .016 0 .0 3.3 .0 .000

5.0 205.5 1.0131 258.3 1.0937 10.52 .013 0 .0 4.1 .0 .000

6.0 235.2 1.0152 285.2 1.0914 9.77 .011 0 .0 4.9 .0 .000

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ - - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -2.0 .820 .900 .0 148.1 4.061 4.075 22.2 .162 .148 .821 .219 3.0 .820 .900 .0 210.3 2.092 2.102 43.0 .219 .203 .600 .244 4.0 .820 .900 .0 249.8 1.820 1.830 49.5 .214 .196 .620 .220 5.0 .820 .900 .0 277.9 1.812 1.823 49.7 .196 .177 .687 .191 6.0 .820 .900 .0 299.4 1.925 1.938 46.8 .174 .155 .787 .163 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

1о1уап

Введены входные данные:

1 №= 90.0кВт Т3*= 900.0К ТН=288.0К РН= .1013МПа

2 МЮ= .900 ТСТ=1123.0К ДТВ= .0К Н0СР=200.0кДж/кг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ Т4А* T4Q* Т6* ПИТ

- К К К К К К К К -

2.00 364.8 364.8 760.4 900.0 900.0 804.4 804.4 416.2 1.6

3.00 416.9 416.9 701.4 900.0 900.0 732.9 732.9 454.2 2.4

4.00 457.4 457.4 663.4 900.0 900.0 686.2 686.2 484.6 3.3

5.00 490.9 490.9 636.1 900.0 900.0 652.1 652.1 510.1 4.1

6.00 519.6 519.6 615.2 900.0 900.0 625.6 625.6 532.2 4.9

ПИК НК СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -

2.0 77.3 1.0057 106.9 1.1175 18.23 .037 0 .0 1.6 .0 .000

3.0 130.0 1.0082 185.8 1.1120 12.89 .025 0 .0 2.4 .0 .000

4.0 171.2 1.0107 236.9 1.1081 10.87 .019 0 .0 3.3 .0 .000

5.0 205.5 1.0131 274.0 1.1052 9.77 .015 0 .0 4.1 .0 .000

6.0 235.2 1.0152 302.6 1.1030 9.08 .012 0 .0 4.9 .0 .000

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ - - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -2.0 .820 .900 .0 160.4 3.196 3.208 28.2 .187 .174 .700 .262 3.0 .820 .900 .0 226.8 1.680 1.688 53.6 .250 .234 .520 .287 4.0 .820 .900 .0 269.0 1.428 1.437 63.0 .250 .232 .524 .264 5.0 .820 .900 .0 299.2 1.375 1.384 65.5 .235 .217 .561 .237 6.0 .820 .900 .0 322.2 1.400 1.411 64.3 .216 .197 .616 .211 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

1о1уап

Введены входные данные:

1 №= 90.0кВт Т3*= 950.0К ТН=288.0К РН= .1013МПа

2 МЮ= .900 ТСТ=1123.0К ДТВ= .0К Н0СР=200.0кДж/кг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* Ш TQ Т4А* T4Q* Т6* ПИТ

- K K K K K K K K -

2.00 364.8 364.8 801.5 950.0 950.0 850.0 850.0 422.4 1.6

3.00 416.9 416.9 739.4 950.0 950.0 775.2 775.2 460.0 2.4

4.00 457.4 457.4 699.5 950.0 950.0 726.3 726.3 489.8 3.3

5.00 490.9 490.9 670.7 950.0 950.0 690.6 690.6 515.0 4.1

6.00 519.6 519.6 648.6 950.0 950.0 662.8 662.8 537.0 4.9

ПИК НК СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -2.0 77.3 1.0057 112.9 1.1287 16.91 .043 0 .0 1.6 .0 .000

3.0 130.0 1.0082 196.4 1.1235 12.00 .028 0 .0 2.4 .0 .000

4.0 171.2 1.0107 250.5 1.1198 10.13 .021 0 .0 3.3 .0 .000

5.0 205.5 1.0131 289.7 1.1167 9.12 .017 0 .0 4.1 .0 .000

6.0 235.2 1.0152 320.1 1.1144 8.47 .014 0 .0 4.9 .0 .000

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ

- - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -2.0 .820 .900 .0 172.9 2.634 2.645 34.2 .209 .196 .622 .301 3.0 .820 .900 .0 243.6 1.403 1.410 64.2 .277 .261 .466 .325 4.0 .820 .900 .0 288.5 1.174 1.182 76.6 .280 .263 .462 .304 5.0 .820 .900 .0 320.7 1.107 1.115 81.3 .269 .251 .484 .279 6.0 .820 .900 .0 345.3 1.100 1.108 81.9 .253 .235 .518 .254 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

Введены входные данные:

1 №= 90.0№т T3*=1000.0K Ш=288Ж PH= .1013МШ

2 МЮ= .900 TCT=1123.0K ДТВ= Ж H0CP=200.0kДж/kг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы

средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ Т4А* T4Q* Т6* ПИТ

- К К К К К К К К -

2.00 364.8 364.8 842.6 1000.0 1000.0 895.7 895.7 428.7 1.6

3.00 416.9 416.9 777.6 1000.0 1000.0 817.6 817.6 465.8 2.4

4.00 457.4 457.4 735.7 1000.0 1000.0 766.5 766.5 495.4 3.3

5.00 490.9 490.9 705.5 1000.0 1000.0 729.2 729.2 520.2 4.1

6.00 519.6 519.6 682.2 1000.0 1000.0 700.1 700.1 541.9 4.9

ПИК НК СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -

2.0 77.3 1.0057 118.9 1.1398 15.75 .048 0 .0 1.6 .0 .000

3.0 130.0 1.0082 206.9 1.1347 11.22 .032 0 .0 2.4 .0 .000

4.0 171.2 1.0107 264.1 1.1311 9.48 .024 0 .0 3.3 .0 .000

5.0 205.5 1.0131 305.5 1.1282 8.54 .019 0 .0 4.1 .0 .000

6.0 235.2 1.0152 337.6 1.1258 7.93 .016 0 .0 4.9 .0 .000

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ - - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -2.0 .820 .900 .0 185.6 2.240 2.250 40.2 .227 .214 .567 .336 3.0 .820 .900 .0 260.6 1.204 1.211 74.8 .300 .284 .428 .359 4.0 .820 .900 .0 308.3 .997 1.004 90.3 .307 .290 .419 .340 5.0 .820 .900 .0 342.5 .926 .933 97.2 .299 .281 .433 .316 6.0 .820 .900 .0 368.7 .904 .912 99.5 .286 .267 .455 .292 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

1ю1уап

Введены входные данные:

1 №= 90.0кВт Т3*=1050.0К ТН=288.0К РН= .1013МПа

2 МЮ= .900 ТСТ=1123.0К ДТВ= .0К Н0СР=200.0кДж/кг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ Т4А* T4Q* Т6* ПИТ - K K K K K K K K -

2.00 364.8 364.8 883.8 1050.0 1050.0 941.4 941.4 435.2 1.6

3.00 416.9 416.9 815.8 1050.0 1050.0 860.1 860.1 471.9 2.4

4.00 457.4 457.4 772.0 1050.0 1050.0 806.9 806.9 501.0 3.3

5.00 490.9 490.9 740.3 1050.0 1050.0 767.9 767.9 525.6 4.1

6.00 519.6 519.6 715.9 1050.0 1050.0 737.6 737.6 547.0 4.9

ПИК НК СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -

2.0 77.3 1.0057 124.9 1.1505 14.73 .054 0 .0 1.6 .0 .000

3.0 130.0 1.0082 217.5 1.1455 10.53 .036 0 .0 2.4 .0 .000

4.0 171.2 1.0107 277.7 1.1420 8.90 .027 0 .0 3.3 .0 .000

5.0 205.5 1.0131 321.3 1.1393 8.02 .021 0 .0 4.1 .0 .000

6.0 235.2 1.0152 355.2 1.1370 7.45 .018 0 .0 4.9 .0 .000

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ - - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -2.0 .820 .900 .0 198.4 1.948 1.957 46.2 .243 .230 .528 .368 3.0 .820 .900 .0 277.8 1.054 1.061 85.4 .320 .304 .400 .390 4.0 .820 .900 .0 328.4 .866 .872 104.0 .330 .313 .388 .372 5.0 .820 .900 .0 364.6 .795 .802 113.2 .325 .307 .396 .349 6.0 .820 .900 .0 392.4 .768 .774 117.2 .314 .296 .411 .327 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

Введены входные данные:

1 №= 90.0№т T3*=1100.0K Ш=288Ж PH= .1013МШ

2 МЮ= .900 TCT=1123.0K ДТВ= Ж H0CP=200.0kДж/kг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ Т4А* T4Q* Т6* ПИТ - K K K K K K K K -2.00 364.8 364.8 925.5 1100.0 1100.0 987.1 987.1 441.9 1.6 3.00 416.9 416.9 854.1 1100.0 1100.0 902.6 902.6 478.1 2.4 4.00 457.4 457.4 808.3 1100.0 1100.0 847.2 847.2 506.9 3.3

5.00 490.9 490.9 775.2 1100.0 1100.0 806.7 806.7 531.2 4.1 6.00 519.6 519.6 749.7 1100.0 1100.0 775.2 775.2 552.3 4.9

СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1

ПИК НК КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) -

2.0 77.3 1.0057 130.9 1.1598 13.87 .060 0

3.0 130.0 1.0082 228.1 1.1557 9.90 .040 0

4.0 171.2 1.0107 291.3 1.1524 8.39 .030 0

5.0 205.5 1.0131 337.2 1.1498 7.56 .024 0

6.0 235.2 1.0152 372.8 1.1476 7.02 .020 0

- шт кДж/кг - кДж/кг -

.0 1.6 .0 2.4 .0 3.3 .0 4.1 .0 4.9

.0 .000

.0 .000

.0 .000

.0 .000

.0 .000

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ - - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -2.0 .820 .900 .0 210.9 1.724 1.732 52.2 .258 .245 .496 .397 3.0 .820 .900 .0 295.2 .937 .944 96.0 .338 .322 .378 .418 4.0 .820 .900 .0 348.7 .765 .771 117.7 .351 .334 .364 .401 5.0 .820 .900 .0 387.0 .697 .703 129.1 .348 .330 .368 .380 6.0 .820 .900 .0 416.4 .667 .673 135.0 .339 .321 .379 .359 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

Введены входные данные:

1 №= 90.0№т T3*=1150.0K Ш=288Ж PH= .1013МШ

2 МЮ= .900 TCT=1123.0K ДТВ= Ж H0CP=200.0kДж/kг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ T4A* T4Q* Т6* ПИТ

- K K K K K K K K -

2.00 364.8 364.8 964.6 1123.0 1150.0 1032.8 1031.2 448.3 1.6

3.00 416.9 416.9 891.5 1123.0 1150.0 945.2 944.2 484.2 2.4

4.00 457.4 457.4 844.1 1123.0 1150.0 887.7 887.0 512.7 3.3

5.00 490.9 490.9 809.7 1123.0 1150.0 845.7 845.1 536.7 4.1

6.00 519.6 519.6 783.2 1123.0 1150.0 812.9 812.4 557.6 4.9

ПИК НК СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -2.0 77.3 1.0057 137.1 1.1691 12.91 .066 1 2.1 1.5 .2 .014

3.0 130.0 1.0082 239.0 1.1656 9.32 .044 1 1.4 2.2 .3 .007

4.0 171.2 1.0107 305.2 1.1625 7.90 .033 1 1.0 2.9 .3 .002

5.0 205.5 1.0131 353.4 1.1600 7.13 .026 1 .8 3.7 .3 .000

6.0 235.2 1.0152 390.8 1.1580 6.63 .022 1 .7 4.4 .3 -.002

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB Gr НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ

- - - % кДж/кг кг/c кг/c кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -

2.0 .820 .900 2.6 220.6 1.641 1.607 54.8 .258 .246 .494 .409

3.0 .820 .900 2.5 306.1 .890 .875 101.1 .342 .327 .372 .431

4.0 .820 .900 2.4 361.0 .723 .712 124.5 .358 .341 .356 .414

5.0 .820 .900 2.4 400.5 .656 .647 137.2 .356 .339 .359 .394

6.0 .820 .900 2.3 430.8 .624 .616 144.1 .349 .331 .367 .374 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

1

Введены входные данные:

1 №= 90.0кВт Т3*=1173.0К ТН=288.0К РН= .1013МПа

2 МЮ= .900 ТСТ=1123.0К ДТВ= .0К Н0СР=200.0кДж/кг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ T4A* T4Q* Т6* ПИТ - К К К К К К К К -

2.00 364.8 364.8 982.2 1123.0 1173.0 1053.9 1050.8 451.3 1.6

3.00 416.9 416.9 908.3 1123.0 1173.0 964.8 962.9 487.0 2.4

4.00 457.4 457.4 860.3 1123.0 1173.0 906.4 905.1 515.4 3.3

5.00 490.9 490.9 825.4 1123.0 1173.0 863.6 862.6 539.3 4.1

6.00 519.6 519.6 798.5 1123.0 1173.0 830.2 829.4 560.1 4.9

ПИК HK CPMIB НТОХЛ CPMir АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -

2.0 77.3 1.0057 139.9 1.1735 12.48 .068 1 4.0 1.4 .3 .032

3.0 130.0 1.0082 244.0 1.1701 9.05 .046 1 2.7 2.0 .5 .024

4.0 171.2 1.0107 311.7 1.1672 7.69 .034 1 2.0 2.7 .6 .019

5.0 205.5 1.0131 361.0 1.1647 6.94 .027 1 1.6 3.3 .6 .015

6.0 235.2 1.0152 399.1 1.1627 6.46 .023 1 1.4 4.0 .6 .013

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ - - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -2.0 .820 .900 3.2 226.7 1.588 1.544 56.7 .260 .248 .491 .417 3.0 .820 .900 2.9 313.6 .858 .839 104.9 .346 .331 .367 .440 4.0 .820 .900 2.8 369.5 .694 .681 129.6 .364 .347 .350 .424 5.0 .820 .900 2.7 409.8 .628 .617 143.4 .364 .346 .351 .404 6.0 .820 .900 2.6 440.8 .595 .586 151.1 .357 .339 .358 .385 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

1ю1уап

Введены входные данные:

1 №= 90.0кВт Т3*=1200.0К ТН=288.0К РН= .1013МПа

2 МЮ= .900 ТСТ=1123.0К ДТВ= .0К Н0СР=200.0кДж/кг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ T4A* T4Q* Т6* ПИТ - К К К К К К К К -

2.00 364.8 364.8 1002.7 1123.0 1200.0 1078.6 1073.7 454.8 1.6

3.00 416.9 416.9 928.0 1123.0 1200.0 987.8 984.8 490.4 2.4

4.00 457.4 457.4 879.2 1123.0 1200.0 928.3 926.1 518.6 3.3

5.00 490.9 490.9 843.8 1123.0 1200.0 884.7 883.0 542.4 4.1

6.00 519.6 519.6 816.4 1123.0 1200.0 850.6 849.3 563.1 4.9

ПИК НК СРМ1В НТОХЛ СРМ1Г АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- кДж/кг кДж/(кг*К) кДж/кг кДж/(кг*К) - - шт кДж/кг - кДж/кг -

2.0 77.3 1.0057 142.9 1.1781 12.00 .072 1 6.5 1.2 .3 .054

3.0 130.0 1.0082 249.8 1.1750 8.75 .048 1 4.4 1.8 .7 .044

4.0 171.2 1.0107 319.3 1.1723 7.45 .036 1 3.3 2.4 .8 .038

5.0 205.5 1.0131 369.8 1.1700 6.73 .029 1 2.6 3.0 .9 .033

6.0 235.2 1.0152 409.0 1.1680 6.27 .024 1 2.2 3.6 1.0 .030

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ - - - % кДж/кг кг/с кг/с кДж/кг - - кг/(кВт*ч) -2.0 .820 .900 4.0 233.9 1.536 1.483 58.6 .260 .248 .490 .425

3.0 .820 .900 3.5 322.2 .825 .802 109.1 .350 .335 .363 .449

4.0 .820 .900 3.3 379.3 .664 .648 135.5 .370 .354 .344 .435

5.0 .820 .900 3.1 420.6 .598 .585 150.5 .371 .354 .343 .416

6.0 .820 .900 3.0 452.4 .565 .554 159.2 .366 .348 .349 .397 Нормальное завершение расчета

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса ГТУ с охлаждаемой турбиной

Введены входные данные:

1 №= 90.0№т T3*=1250.0K Ш=288Ж PH= .1013МШ

2 МЮ= .900 TCT=1123.0K ДТВ= Ж H0CP=200.0kДж/kг

3 КПДКС= .990 КПДКМ= .990 КПДТМ= .990 КИСП= .50 УТОХЛ=1.10

4 СИГВХ= .960 СИГВТ= .970 СИГКС= .960 СИГВЫХ= .960 СИГГТ= .950

5 Значения ПИК:

2.0 3.0 4.0 5.0 6.0

6 Задан к.п.д. компрессора по полным параметрам КПДКВ= .820

7 Задан внутренний к.п.д. турбины по полным параметрам КПДТВ= .900

8 Теплоемкость и другие параметры продуктов сгорания приняты как для стандартного углеводородного топлива

Для расчета показателей степени в уравнениях процессов будут использованы средние значения теплоемкости

Результаты расчета

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ T4A* T4Q* Т6* ПИТ - K K K K K K K K -

2.00 364.8 364.8 1040.4 1124.4 1250.0 1124.4 1115.5 461.2 1.6

3.00 416.9 416.9 961.5 1165.3 1228.8 1030.4 1022.1 496.3 2.4

4.00 457.4 457.4 912.3 1165.3 1228.8 968.8 963.0 524.4 3.3

5.00 490.9 490.9 876.3 1165.3 1228.8 923.7 919.2 547.9 4.1

6.00 519.6 519.6 848.3 1165.3 1228.8 888.5 884.9 568.5 4.9