Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по техническим специальностям
На правах рукописи
МАЛАХОВ Сергей Владимирович
РАЗРАБОТКА ТЕПЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СОВРЕМЕННЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГТУ ПРИ КОМБИНИРОВАННОМ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛА
Специальность 05.04.12 - "Турбомашины и комбинированные турбоустановки"
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Москва 2012
Работа выполнена в ОАО Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт (ОАО ВТИ).
Научный руководитель - доктор технических наук, член-корреспондент РАН Ольховский Гурген Гургенович.
Официальные оппоненты - Трухний Алексей Данилович, д.т.н., профессор кафедры Паровых и Газовых Турбин московского энергетического института МЭИ (ТУ) и Пикин Максим Александрович, к.т.н., старший научный сотрудник отделения турбинных установок ОАО ВТИ.
Ведущая организация - ООО Сименс Технологии Газовых Турбин.
Защита состоится л 06 декабря 2012 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д.222.001.01 при ОАО Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт (ОАО ВТИ) по адресу: 115280, г. Москва, ул. Автозаводская, 14.
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ОАО ВТИ.
Автореферат разослан л____ _______ 2012 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук Березинец Павел Андреевич
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы Повышение эффективности отечественной энергетики неразрывно связано с совершенствованием технологий выработки электрической и тепловой энергии. Наиболее экономичны сегодня работающие на природном газе парогазовые установки (ПГУ), в которых тепло отработавших в газотурбинной установке (ГТУ) газов используется для выработки пара направляемого в паровую турбину. Исследованные в работе ГТУ имеют КПД от 30 до 37%, а КПД ПГУ достигает с ними 50%. Также, на этих поставленных в Россию ГТУ (в том числе первые заводские образцы) впервые применены, ранее экспериментально не исследованные в России, методы регулирования электрической нагрузки и параметров выхлопных газов за турбиной. Использовались новые системы автоматического управления технологическим процессом (АСУТП ГТУ и ПГУ).
На газотурбинных ТЭЦ тепло отработавших в ГТУ газов просто передается сетевой воде в водогрейном котле-утилизаторе (ВКУ).
Анализ циклов ГТУ и влияния различных факторов на их совершенство выполнен достаточно полно в литературе по газовым турбинам. Меньше исследованы переменные режимы ГТУ, особенно характеристики для зарубежных ГТУ поставляемых в Россию с 1998г. и широко распространившихся в последние годы модификаций, а также алгоритмы их регулирования.
Вместе с тем на электростанции РФ, поступают ГТУ у которых, часто отсутствуют данные по переменным режимам. Даже там, где они есть, расчеты переменных режимов ГТУ нуждаются в экспериментальном уточнении.
Цель работы Исследование переменных режимов современных энергетических ГТУ, определение зависимостей параметров и показателей ГТУ от наружных условий, электрической нагрузки, (расхода топлива) и разработка комплекса характеристик для планирования и контроля показателей ГТУ, при утилизации тепла отработавших газов в ВКУ, в паровых котлах-утилизаторах (КУ) ПГУ или в энергетических паровых котлах со сжиганием дополнительного топлива.
Научная новизна:
1. Впервые экспериментально исследованы переменные режимы работы различных типов современных ГТУ в схемах с выработкой электроэнергии и тепла и усановлены характерные для них закономерности.
2. Разработаны для различных типов зарубежных и отечественной ГТУ методы расчета и построения диаграмм режимов по опытным данным.
3. Доработаны методики экспериментальных исследований ГТУ.
Эксперименты проводились:
на одновальных ГТУ V-94.2 с регулируемым входным направляющим аппаратом компрессора (ВНА) и паровыми котлами-утилизаторами (КУ) в блоке бинарной ПГУ-450Т на СевероЦЗападной ТЭЦ (г. Санкт-Петербург) и ПГУ195 на Дзержинской ТЭЦ (г. Дзержинск, Нижегородская область);
на одновальных ГТУ ГТЭ-110 ОАО НПО Сатурн с регулируемым ВНА, работающих с паровыми котлами-утилизаторами в блоке №1 бинарной ПГУ-325 на ТЭС Ивановские ПГУ (г. Комсомольск);
на одновальной ГТУ V-64.3А с регулируемым ВНА, работающей со сбросом газов в паровой энергетический котёл, на Тюменской ТЭЦ-1 (г. Тюмень);
на двухвальных ГТУ GT-10C со свободной силовой турбиной работающих в двух блоках бинарных ПГУ-39 на Сочинской ТЭС (г. Сочи);
на трехвальной ГТУ GТ-35 со свободной силовой турбиной и выдачей тепла в сеть через ВКУ, эксплуатирующейся на ГТУ-ТЭЦ (г. Электросталь).
Достоверность полученных данных обоснована: использованием специальных точных приборов, тщательной оценкой погрешностей измерений и расчётов, большим количеством экспериментальных данных.
Практическая ценность и реализация в промышленности Результаты исследований использованы при освоении новых энергоблоков ПГУ и ГТУ-ТЭЦ и для совершенствования режимов работы и повышения показателей ГТУ при эксплуатации. Полученные характеристики и режимные зависимости использовались при проектировании и наладке ГТУ, ПГУ и ГТУТЭЦ.
Автор защищает:
- методику проведения экспериментальных исследований переменных режимов современных энергетических ГТУ, расчета и построения диаграмм режимов, учитывающих ограничения по объему исходных данных, числу режимов испытаний, количеству и местам измерений;
- результаты исследований современных одновальных энергетических ГТУ с новым методом регулирования ВНА и многовальных ГТУ со свободной силовой турбиной в схемах с использованием тепла отработавших газов (при различных наружных и рабочих условиях);
- разработанные методы и формы представления зависимостей электрической и тепловой мощности ГТУ и её КПД от характерной и контролируемой температуры газов в турбине и наружных условий (температуры наружного воздуха);
- использование полученных характеристик для планирования работы и контроля состояния ГТУ и ПГУ.
Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях:
1. XLIX, LII, LIII, LIV, LV научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин Российская Академия Наук (РАН), комиссия РАН по газовым турбинам и другие; 2002, 2005, 2006, 2007, 2008 г.г.
2. Всероссийский конкурс в области энергетики и смежных наук Новая генерация, Российская Академия Наук и РАО ЕЭС РОССИИ; 2004г. Работа отмечена Премией Новая Генерация 2004.
3. Всероссийская конференция по итогам Конкурса молодых специалистов организаций НПК ОАО РАО ЕЭС РОССИИ; 2005г. Лауреат Конкурса.
4. XIV Всероссийский конкурс ТЭК-2005.; 2005г. Лауреат Конкурса. Работа отмечена - Благодарность Министра Минпромэнерго России.
ичный вклад автора Все методические разработки, проведение экспериментальных и расчетных исследований, результаты которых приведены в данной работе, выполнены непосредственно автором.
Публикации По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ в журналах рекомендованных Всероссийской Аттестационной Комиссией (ВАК) и 10 тезисов докладов опубликовано в материалах всероссийских конференций.
Объём и структура работы Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и библиографического списка из 57 наименований; содержит 126 машинописные страницы основного текста, 74 рисунков и 18 таблицы.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении, обоснована актуальность темы и рассмотрены цели, научная новизна и практическая ценность диссертационной работы.
Для планирования работы и контроля состояния ГТУ в процессе эксплуатации необходимо определять нормативные значения их электрической и тепловой мощности (энтальпии отработавших в турбине газов) и КПД при различных режимах и наружных условиях. Для этого необходимо установить зависимости, описывающие режимы работы ГТУ и теплообменных аппаратов и представить их в виде диаграмм режимов.
В первой главе, рассмотрены схемы и конструктивные особенности исследованных ГТУ (рис.1(а-д)) и постановлены задачи исследования.
Приведены расчетные показатели ГТУ при номинальной (100%) базовой нагрузке, при работе на природном газе, для чистой проточной части компрессора и газовой турбины вскоре после начала эксплуатации. Эти показатели:
мощность на клеммах электрического генератора и КПД ГТУ, представленные в таблице 1, приведены к стандартным условиям ИСО-2314: наружной температуре 15 ОС, относительной влажности наружного воздуха 60%, барометрическому давлению 101,3 кПа, без потерь (равны нулю) давления на входе и выходе ГТУ и частоте сети 50 Гц.
КНД и КВД - компрессор низкого и высокого давления, КС - камера сгорания, ТВД и ТНД - турбина высокого и низкого давления, СТ - силовая турбина, ЭГ - электрогенератор Рис.1 (а). Принципиальная схема GT-КЦ компрессор, КС - камера сгорания, КТ КС1 и КС2Ц выносные камеры сгорания - компрессорная турбина, СТ - силовая (левая) и 2 (правая) турбина, ВО - воздухоохладитель, ЭГ - Рис.1(в). Принципиальная схема V-94.электрогенератор Рис.1(б). Принципиальная схема GT-10С Рис.1(г). Принципиальная схема V-64.3A Рис.1(д). Принципиальная схема ГТЭ-1Таблица Расчётные показатели ГТУ на номинальной нагрузке Параметры и показатели Тип ГТУ GT-35 GT-10C V-64.3A ГТЭ-110 V-94. Расчётные значения Мощность NЭЛ, МВт 15,7 28,5 63,7 114,5 153,КПД ГТУ ЭЛ, % 29,8 35,0 35,0 35,5 33,Температура за турбиной t2Т, ОС 381 550 575 517 5Температура перед турбиной t1Т (ИСО 23- ~850 ~1140 ~1180 ~1135 ~1014), ОС Расход воздуха G1К, кг/с 97 94 175 367 5Степень сжатия в компрессоре, К 12,2 18,0 16,2 14,7 11,Концентрация NOX, мг/м3 50 50 50 - КПД ПГУ ПГУ, % 51 - ~51 Коэффициент использования тепла топли- 85 - - - - ва ГТУ-ТЭЦ ТТ, % В таблице 2 приведены сведения о конструкции этих ГТУ: число ступеней турбомашин, камер сгорания, массогабаритные показатели.
Таблица Конструктивные особенности ГТУ Особенности Тип ГТУ конструкции GT-35 GT-10C V64.3A ГТЭ-110 V94.Число валов 3 2 1 1 Номинальная частота вращения 3000 6500 5400 3000 30(силовой турбины), об/мин Число ступеней 10+8 11 17 15 компрессора Число ступеней турбины 1+2+3 2+2 4 4 Тип камеры сгорания Блочно- Кольце- Кольце- Блочно- Две выкольцевая вая вая кольцевая носные Число пламенных труб 7 - - 20 Размеры, м:
длина 14,1 12,8 11,0 9,5 14,ширина 4,0 4,0 4,0 6,5 12,высота 3,7 4,7 4,8 7,0 8,Масса турбоблока, т 80 77 110 60 2Во второй главе определены показатели ГТУ в составе ГТУ-ТЭЦ с ВКУ или в составе ПГУ.
Чтобы определять эти показатели при различных режимах эксплуатации и наружных условиях и применять их для анализа работы конкретной ГТУ с комбинированной выработкой электрической энергии и тепла, необходимо иметь режимные зависимости, подтвержденные экспериментально.
Диаграммы режимов и режимные зависимости устанавливают зависимость электрической мощности и энтальпии (или температуры и расхода газов) за турбиной и других показателей ГТУ от расхода топлива (тепла) в камеру сгорания и характерной температуры газов в турбине, которая контролируется при эксплуатации, и температуры наружного воздуха. На показатели ГТУ влияют также другие наружные и рабочие условия: атмосферное давление, частота вращения силового вала ГТУ и влажность наружного воздуха. Их влияние, при реальных пределах их изменения, относительно невелико и учитывается, при необходимости, с помощью поправок.
Наиболее важными показателями ГТУ, при разработке диаграмм режимов (режимных характеристик) являются электрическая мощность, расход тепла в КС и КПД ГТУ, расход и температура газов за турбиной (иногда энтальпия отработавших в турбине газов).
Для ГТУ-ТЭЦ, определяется количество тепла, которое может быть выработано в ВКУ в единицу времени.
Исследованные в работе мощные одновальные ГТУ в составе ПГУ эксплуатируются в режиме поддержания постоянной (заданной) температуры газов за турбиной при нагрузках выше 50% от номинальной. Это осуществляется за счёт регулирования проходных сечений (угла установки) ВНА, изменяющего массовый расход воздуха на входе в компрессор и соответственно расход газов через турбину. Одновременно регулируется подача топлива в камеру сгорания.
Условиями ограничения нагружения ГТУ являются механическая прочность, и достижение расчётного значения температуры газов перед турбиной, которая связана с прямо измеряемой и контролируется по характерной температуре газов, чаще всего по температуре за турбиной.
Методика расчёта параметров и показателей ГТУ по результатам испытаний для каждой рассматриваемой ГТУ учитывает особенности систем измерений и различия в схемах и конструкции ГТУ. Иногда в расчетах принимались обоснованные допущения.
При проведении гарантийных испытаний, как правило, применялись дополнительные приборы с повышенной точностью измерения параметров.
В связи с невозможностью прямого измерения, расход воздуха на входе в компрессор и температура газов на входе в турбину определялись по балансу тепла без учёта расхода и уменьшения работы на сжатие воздуха, отбираемого из промежуточных ступеней и после компрессора в систему охлаждения турбины и подшипников [Стандарт ИСО 23-14].
Массовый расход циклового воздуха:
Р ВТ QНКС ВТ hTКС ВТ h2Т NЭЛ NЭЛ NМЕХ G1К (кг/с) (1) h2T h1К где: Вт - замеренный расход топлива (кг/с); QНР - низшая теплота сгорания топлива (кДж/кг); NЭЛ - замеренная электрическая нагрузка (МВт); h1К - удельная энтальпия воздуха на входе в компрессор ГТУ (кДж/кг); h2Т - удельная энтальпия газа на выходе из турбины (силовой) (кДж/кг); hТ - удельная энтальпия топлива поступающего в КС (кДж/кг); NЭЛ - электрические потери (МВт); NМЕХ - механические потери (МВт); КС - КПД камеры сгорания.
Удельная энтальпия газов на входе в турбину:
h2Т G1К ВТ NiТ h1T (кДж/кг) (2) G1К ВТ По удельной энтальпии газов перед турбиной (h1Т), коэффициенту состава ( ) и молекулярному весу ( ) газов, определялась их температура перед турбиной. Режимные параметры турбомашин определялись по обычным формулам, в относительной - при разных значениях расчетных параметров соответствующих ГТУ - форме. Приведенные обороты компрессора:
n / t1К 273,3/nРАСЧ / 288,3 ИЗМ ИЗМ n (3) Приведенный расход воздуха через компрессор:
G T1ИЗМ / Р1К ИЗМ РАСЧ РАСЧ РАСЧ GК /G1К Т1К / Р1К (4) 1К К Приведенный расход газов до турбины:
ИЗМ РАСЧ РАСЧ РАСЧ GT G1Т T1Т / Р1Т /G1T Т1Т / Р1Т (5) где расход газов на входе в турбину: G1Т=G1К+ВТ (6) Приведенные расходы, КПД компрессора и турбины, недожог в камере сгорания и другие внутренние показатели рассчитываются для подтверждения точности и достоверности результатов испытаний и внешних показателей, а также для использования в расчетах диаграмм режимов.
В третьей главе рассмотрены методики проведения эксперимента, оценены погрешности измерений и определения параметров и показателей для каждой ГТУ (табл.3).
При регулярной эксплуатации параметры измеряются штатной системой измерений ГТУ. Однако для достоверного определения параметров и показателей ГТУ этого не всегда достаточно и устанавливаются дополнительные высокоточные измерительные устройства. По результатам выполненных с их помощью измерений, проверяется и корректируется работа отдельных штатных измерительных устройств и систем измерений.
Таблица Погрешности измерений и определения показателей ГТУ Тип и место установки ГТУ Расчетные параметры и показатели GT-35 GT-10C V-64.3A ГТЭ-110 V-94.Температура наружного воздуха, tНВ,ОС 0,3 0,2 0,3 0,3 0,Барометрическое давление, Ba 0,25% 0,1% 0,25% 0,25% 0,1% Влажность наружного воздуха, W <4% <4% <4% <4% <4% Разрежение на входе в ГТУ, Р1К, Па 10 10 10 10 Избыточное давление за ГТУ, Р2Т, Па 10 20 40 10 Мощность ГТУ, NЭЛ 0,22% 0,22% 0,54% 0,54% 0,22% Расход топлива, ВТ 1,3% 0,5% 1,0% 1,0% 0,55% Низшая теплота сгорания топлива, QНР, 50 50 50 50 кДж/кг КПД ГТУ, ГТУ 1,6% 0,8% 1,6% 1,6% 0,9% Температура газов за турбиной, t2Т 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% Расход газов на выходе из турбины, G2Т 2,9% 1,8% 2,5% 2,5% 1,9% Дополнительные высокоточные измерительные устройства обычно используются при проведении приемочных испытаний для оценки соответствия фактически полученных показателей и гарантированных поставщиками ГТУ.
Четвертая глава посвящена определению номинальных показателей исследованных ГТУ и их характеристик при переменных режимах, а также характеристик их компрессоров, турбин и камер сгорания.
4.1. Условия проведения и результаты испытаний одновальных ГТУ В качестве примера на рис.2 и 3 представлены типовые зависимости, параметров и показателей одновальной ГТУ V-94.2 С-З ТЭЦ от нагрузки, при температуре наружного воздуха -2 ОС. Такие же зависимости были построены в интервале температур наружного воздуха от -25 до +30 ОС для трех V-94.2, одной V-64.3A, двух ГТЭ-110 и для двух GT-10C и были использованы при разработке диаграмм режимов.
1400 81200 t1Т,ОС ГТУ, Р2К, кПа, G2Т, t2Т,ОС % t2К, ОС кг/с QКС, МВт 1200 71000 aВНА, % t1Т 1000 6800 Р2К ГТУ 800 5600 G2Т t2Т 600 4400 QКС 400 3200 t2К ВНА 200 20 0 40 80 120 160 20 40 80 120 160 2NЭЛ, МВт NЭЛ, МВт Пунктирной линией - ГТУ №12, Пунктирной линией - ГТУ №12, сплошной линией - ГТУ №11 сплошной линией - ГТУ №Рисунок 2. Зависимость КПД ГТУ (ГТУ), Рисунок 3. Зависимость расхода газов за расхода тепла в КС (QКС) и температур турбиной (G2T), давления (P2K) и темперагазов перед (t1T) и за турбиной (t2T) от туры (t2K) воздуха за компрессором от электрической нагрузки ГТУ V-94.2 №11 и электрической нагрузки ГТУ V-94.2 №11 и 12 С-З ТЭЦ 12 С-З ТЭЦ В области высоких нагрузок от 5060 до 100%, когда в регулировании ГТУ V-94.2, V-64.3A и ГТЭ-110 участвует ВНА, снижение мощности сопровождается уменьшением расхода газов за турбиной примерно на 25% (до расчетного закрытия ВНА), при постоянной (или мало меняющейся) температуре газов за турбиной. Температура газов перед турбиной при этом снижается на 110130оС. При нагрузках ниже 60% от номинальной расход газов мало изменяется, и разгружение сопровождается быстрым снижением температуры газов на входе и выходе из турбины.
На холостом ходу температура газов перед турбиной V-94.2 составляет Т1ТХХ=420480оС (Т1ТХХ/Т1ТНОМ=0,530,56); за турбиной Т2ТХХ=230250оС (Т2ТХХ/Т2ТНОМ=0,620,65); расход газов за турбиной G2ТХХ=375410кг/с (G2ТХХ/G2ТНОМ0,75); расход тепла в камеру сгорания QКСХХ90МВт (QКСХХ/QКС100% =0,20).
По результатам испытаний компрессоров ГТУ V-94.2 при различных наружных условиях, были определены значения их КПД и производительности при расчётном положении ВНА, в зависимости от приведенной частоты вращения ( nK ). При увеличении nK с 0,97 до 1,04 приведенный расход компрессора увеличивается с 0,95 до 1,05, а КПД снижается с 88 до 86 %. Полное закрытие ВНА снижает производительность компрессора (GK ) на ~25% (до GK 0,при nK 1) и его КПД на ~4% (до К85%).
Значения КПД турбины в зависимости от среднего по проточной части параметра u/СO показаны на рис. 4. Пропускная способность турбин практически постоянна на всех режимах: GT 1,0.
1T, % 0,5 0,6 0,7 0,8 0,Параметр u/Со Рисунок 4. Зависимость КПД турбины от параметра u/CО На рис.5 (а и б) приведены аналогичные зависимости параметров и показателей ГТУ V-64.3А от электрической нагрузки, при температуре воздуха +16ОС.
В области высоких нагрузок, в регулировании ГТУ участвует ВНА, и снижение мощности до 53% от номинальной сопровождается уменьшением расхода газов на ~30% при постоянной или мало меняющейся температуре газов за турбиной. Вследствие уменьшения степени расширения в турбине, пропорциональной расходу газов, температура перед турбиной снижается на ~110оС.
200 1200 t1Т (OC), G1К EК ГТУ, t2Т(OС), (кг/с), % QКС aВНА t1Т (МВт) (%) 1000 160 G1К 800 120 ГТУ Ек 600 t2Т 80 400 Qкс 40 200 ВНА 0 0 0 0 20 40 60 80 0 20 40 60 Nэл, МВт Nэл, МВт Рисунок 5(а). Зависимость КПД ГТУ Рисунок 5(б). Зависимость расхода воздуха (ГТУ), расхода тепла в КС (QКС) и темпе- на входе в компрессор (G1К), степени сжаратур газов перед (t1T) и за турбиной (t2T) тия в компрессоре (К) и положения ВНА от электрической нагрузки V-64.3A при (ВНА) от электрической нагрузки V-64.3A, tНВ=+16ОС tНВ=+16ОС В области малых нагрузок температуры на входе и выходе из турбины снижаются при мало меняющемся расходе газов.
При температуре наружного воздуха tНВ=+15оС и полностью открытом ВНА, КПД компрессора К87,3%, а его производительность GK 1,015. При полностью закрытом ВНА производительность компрессора снижается на ~30% (до GK 0,70, а КПД на ~5,3% (до К 82%).
При нагрузках близких к номинальным, КПД турбины равен Т 87%, а ее относительный приведенный расход GT 1,0. Пропускная способность турбин практически постоянна на всех режимах.
Кроме рассмотренных выше (рис.2-5) зависимостей, на установке ГТЭ110 для исследования совместных режимов работы ГТУ и КУ были проведены специальные испытания, при которых (рис.6) средняя температура газов за турбиной задавалась регулированием положения ВНА (расхода воздуха в цикле) О равной 490, 500, 510 и 517 С. При каждой из этих температур электрическая нагрузка ГТУ изменялась от 75 до примерно 109 МВт.
340 63-Qкс, t2Т=517 C 4-Qкс, t2Т=510 C QKC, t2Т, 5-Qкс, t2Т=500C O МВт 7-Qкс, t2T=490C C 300 1- t2t 62- t2t QKC 6- t2t 8- t2T 260 Линейный (2- t2t) 5Линейный (1- t2t) t 2T Линейный (8- t2T) Линейный (6- t2t) Линейный (7-Qкс, t2T=490C) 220 5Линейный (3-Qкс, t2Т=517 C) 180 45 aВНА, ГТУ, ГТУ град % -5 -15 -25 ВНА NЭЛ, МВт -35 60 70 80 90 100 110 1Рисунок 6. Зависимость показателей ГТЭ-110 от электрической нагрузки при t2Т=var Зависимости КПД и производительности компрессора ГТЭ-110 от положения ВНА показаны на рис.7.
1hК, % -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 1,4 aВНА, град Рис.8 а) Зависимость КПД компре G1К 1,1,0,0,0,-35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 aВНА, град Рисунок 7. Зависимость КПД компрессора (К) и приведенного расхода воздуха на входе в компрессор (G1КПР) от положения ВНА компрессора От полностью открытого до закрытого положения ВНА снижение КПД компрессора составило ~7,5%, относительного приведенного расхода воздуха ~30%.
Регулирование ВНА стабилизирует режимы работы камеры сгорания (рис.8). Номинальной нагрузке ГТЭ-110 соответствует коэффициент избытка воздуха 3. Если снижение нагрузки происходит при постоянном расходе воздуха, он увеличивается до ~ 5 при нагрузке ~ 60 МВт, а на холостом ходу до ~ 11. Закрытие ВНА позволяет сохранить до нагрузки ~ 60 МВт, близкие к номинальным значения tКС и , и обеспечить условия, необходимые для малоэмиссионного сжигания топлива.
a вна=0град вна=-20град вна=-30град вна=-35град NЭЛ, МВт Рис.10 Зависимость коэфф 0 20 40 60 80 100 120 1Рисунок 8. Зависимость коэффициента избытка воздуха в камере сгорания от электрической нагрузки при различных положениях ВНА компрессора ГТЭ110 №4.2. Условия проведения и результаты испытаний многовальных ГТУ Для кинематической схемы многовальной ГТУ GT-35 характерно значительное уменьшение расхода газов и меньшее, по сравнению с одновальной ГТУ, снижение температуры газов перед турбиной высокого давления, при снижении нагрузки до холостого хода: G1ТВДХХ/G1ТВДНОМ0,6, Т1ТВДХХ/Т1ТВДНОМ0,50,55. Это улучшает показатели ГТУ при частичных нагрузках: в GT-35 расход тепла в камеру сгорания на холостом ходу составляет ~20% его расхода при полной нагрузке, а удельный расход тепла увеличивается при 50%-ной нагрузке всего на 10-11% (qT50% / qT100% = 0,895). КПД компрессоров (КНД и КВД) составляют на режиме 100% электрической нагрузки КНД=88,6% и КВД=82,9% при частоте вращения nНД =5609 об/мин, nВД =70об/мин и приведенных nНД =1,06 и nВД =1,03.
Степень сжатия, приведенный расход воздуха и КПД компрессоров изменяются в зависимости от числа оборотов валов низкого (nНД) и высокого давления (nВД). Максимальные значения КПД компрессоров наблюдаются при частотах вращения равных 0,850,90 от номинальных. При дальнейшем повышении частоты вращения и чисел Маха, КПД компрессоров несколько снижается. Общий КПД компрессоров низкого и высокого давления (КНД+КВД) при 100% электрической нагрузке составляет 84,3 %, степень сжатия К=13,1, температура воздуха за КВД 336 ОС. С уменьшением нагрузки и оборотов КПД возрастает до максимального 87,2% при 50% нагрузке ( nНД =0,87, nВД =0,98).
Схема измерений, не предусматривала замера температуры и давления газа до и за ТВД, поэтому можно определить только общий КПД турбин высокого и низкого давления (ТВД+ТНД). КПД силовой турбины определенный из выражения: CT=NЭЛ/NSCT при 100% нагрузке составил 84,2 %. Для построения диаграммы режимов построена близкая к линейной зависимость относительного крутящего момента турбины (М=NCT/nCT) от частоты её вращения (рис.9).
Его относительное значение возрастает до М 2 при отсутствии вращения (nCT=0) и уменьшается до нуля при (u/CO)=22,3. Эта зависимость использована для экстраполяции значений крутящего момента и КПД в зависимости от u/CO.
Рис.20 З 100 2,5 Nэл 400 G2ст ст, G2СТ Qсв М t2СТ % QСВ, t2ст (кг/с), МВт 80 2 t2СТ, (оС) 300 СТ 60 1,QСВ М 200 40 G2СТ 100 20 0,0 0 0 0,5 1 1,5 2 2,0 5 10 15 NЭЛ, МВт Параметр u/Co Рисунок 9. Экстраполяция зависимости Рисунок 10. Зависимость расхода газов в крутящего момента (М) и КПД силовой ВКУ, тепла сетевой воды, температуры за турбины (СТ) GT-35 от параметра u/Co СТ от электрической мощности GT-Результаты испытаний газо-водяного теплообменника. Утилизация тепла отработавших в ГТУ GT-35 газов происходит в водогрейном котле-утилизаторе (ВКУ), где во втором контуре тепло передается сетевой воде. Зависимость количества тепла переданного сетевой воде от нагрузки ГТУ представлена на рис.10.
Коэффициент использования тепла топлива на режиме полной электрической нагрузки составил ТТ=84,2%, при этом сетевой воде передано QСВ=29,МВт (МДж/с) тепла при максимальной разности температур в ВКУ =303 ОС.
Изменения основных параметров и показателей двухвальных GT-10C ст.№1 и 2 при работе на природном газе в зависимости от электрической нагрузки были определены по результатам испытаний при различных наружных условиях. С ростом нагрузки от холостого хода параметры ГТУ монотонно растут, кроме температуры газов за силовой турбиной, которая сначала снижается и минимальна при NЭЛ10МВт. При дальнейшем повышении нагрузки закрывается антипомпажный клапан №2, через который сбрасывается воздух высокого давления, и температура газов за силовой турбиной увеличивается. При 50% нагрузке и работе на природном газе, относительный расход тепла в камеру сгорания (КС) составляет QКС50%/QКС100%0,61, относительный КПД ГТУ50%/ГТУ100%0,825, относительный расход тепла на холостом ходу в КС QКСХХ/QКС100% 0,31.
Максимальные значения КПД компрессоров 85,586% наблюдаются при 0,93 Турбина GT-10C состоит из 4 ступеней - двухступенчатой турбины компрессора и двухступенчатой свободной силовой турбины, вращающихся с разной частотой. Компрессор и его турбина (лгенератор газа) - с переменной, силовая турбина - с постоянной. При степени расширения Т=1416,5 общий КПД обеих турбин составлял 8787,5%. С увеличением относительного значения параметра (u/CO) с 1,0 до 1,4 КПД турбин снижается с 87,5 до 67%, а относительный приведенный расход составляет GТ const 1,0, при степенях расширения 5 100 120 ГТУ G2CTПР QКСПР, NЭЛПР (%) (кг/с) МВт МВт 110 80 ГТУ 100 QКС 60 90 G2СТ 80 40 70 NЭЛ 20 60 0 50 430 470 510 5430 470 510 5О О t2СТпр, С t2СТпр, С Рисунок 11. Зависимость расхода тепла в Рисунок 12. Зависимость расхода газов за КС (QКСПР) и электрической нагрузки силовой турбиной (G2CTПР) и КПД ГТУ (NЭЛПР) от температуры газов за силовой (ГТУ) от температуры газов за силовой турбиной (t2CTПР) ГТУ№1 GT-10C турбиной (t2CTПР) ГТУ№1 GT-10C Для разработки диаграммы режимов по результатам испытаний были построены специальные зависимости параметров и показателей, приведенных к стандартным внешним условиям; они представлены на рис.11-12. В таблице 4 суммированы значения параметров и показателей исследовавшихся ГТУ, на номинальном режиме приведенные к стандартным наружным условиям. Значение потерь давления на выходе из ГТУ, дано в сечении за диффузором ГТУ, где давление избыточное. Расчет параметров t1Т, G1К, G2Т и tКС выполнялся по стандарту ИСО-23 14. Таблица 4 позволяет сделать некоторые общие выводы. Повышение начальной температуры газов, сопровождающееся общим совершенствованием ГТУ, существенно повысило удельную работу (NЭЛ/G1К) и КПД ГТУ (рис.13). По сравнению с GT-35, установкой хорошей для своего времени, с экономичными турбомашинами и высоким КПД, удельная работа современных ГТУ увеличилась вдвое. Это означает соответствующее снижение расхода рабочей среды (воздуха, продуктов сгорания) при той же мощности, уменьшение размеров и массы собственно ГТУ, воздуховодов, аппаратов и строительных конструкций. Заметно - с 30 до 35% для многовальных и с 34,0 до 36,6% в одновальных ГТУ растет также КПД ГТУ. На фоне зарубежных (немецких и шведских) аналогов ГТУ хорошие показатели продемонстрировала ГТЭ-110 российского производства. Таблица Значения параметров и показателей исследовавшихся ГТУ Наименование параметра и показателя GT-35 GT-10C V-64.3A ГТЭ-110 V-94.Температура на входе в ГТУ tНВ, ОС +15 +15 +15 +15 +Мощность ГТУ NЭЛ, МВт 15,7 30,0 63,2 115 1Расход тепла в КС QКС, МВт 52,7 85,7 172,7 323,9 452,КПД ГТУ ЭЛ, % 29,8 35,0 36,6 35,5 34,Удельный расход теплоты топлива qT, 12080 10285 9836 10141 105кДж/кВтч Температура газов за турбиной t2Т,ОС 385 550 575 517 5Температура газов до турбины t1Т, ОС ~850 ~1130 ~1170 ~1135 ~10Расход воздуха G1К, кг/с 90 92 174 362 5Расход газов за ГТУ G2Т, кг/с 92 95 178 368 5Степень сжатия в компрессоре, ЕК 13 17 16 14,5 Удельная работа NЭЛ/G1К, кДж/кг 170 325 355 317,7 3КПД компрессора (ов) К, % 84 86 87,3 87,6 88,КПД турбины (силовой) Т, % 84,3 87,3 87 89,2 88,Подогрев в КС tКС, ОС 500 710 780 740 7Потери давления на входе Р1К, кПа 0,5 0,6 1,0 0,99 0,Потери давления на выходе Р2Т, кПа 1,2 2,5 5,0 1,26 2,Концентрация NOX, мг/м3 50 50 50 >50 В ГТУ с выделенным компрессорным валом расход газов снижается моНОМ нотонно. У GT-10С при NЭЛ <0,3NЭЛ открывается антипомпажный клапан, перепускающий воздух на вход в компрессор. Это приводит к ускоренному уменьшению расхода и некоторому повышению температуры газов за турбиной, а расход тепла в камеру сгорания к холостому ходу увеличивается. В одновальных ГТУ регулирование угла установки лопаток ВНА (разворот примерно на 30-35 градусов на закрытие) позволяет уменьшать производительность компрессора на 27-30%, при этом КПД компрессоров снижается на 68% (рис.14). 500 40 1,2 1,NЭЛ/G1К, ГТУ, КПР GКПР кДж/кг % 1,0 1,400 K 0,8 GK 300 20 0,6 0,1- GT-0,4 0,2- GT-10C 200 3- V-64.3A 0,2 0,4- V-94.1- V-64.3A 2- V-94.5- ГТЭ-13- ГТЭ-1100 0 0,0 4- V-64.3A 0,6- GT-5- V-94.800 900 1000 1100 1200 1300 0 20 40 60 80 16- ГТЭ-17- GT-10C aВНА, % t1Т, ОС 8- V-64.3A 1- GT-35; 2 - GT-10C; 3 ЦV64.3A; 4 - V 1 ЦV64.3A; 2 - V 94.2; 3 - ГТЭ-19- V-94.94.2; 5 - ГТЭ-1Рисунок 13. Изменение удельной работы и Рисунок 14. Изменение показателей ком10- ГТЭ1КПД энергетических ГТУ по мере их со- прессоров одновальных ГТУ при регуливершенствования ровании ВНА Пятая глава посвящена разработке и построению диаграмм режимов ГТУ с комбинированным производством электроэнергии и тепла. Для разработки диаграммы режимов одновальных ГТУ (V-94.2, V-64.3A, ГТЭ-110) зависимости параметров и показателей от нагрузки показанные на рис.2 и 3, были построены при различных наружных условиях. Эти зависимости были экстраполированы на условия полного открытия и закрытия ВНА. Полученные точки использовались для построения зависимостей основных параметров и показателей ГТУ от температуры наружного воздуха (tНВ) при полностью открытом (рис. 15) и полностью закрытом (рис. 16) ВНА. Для построения этих зависимостей опытные данные приводятся к одному постоянному, обычно расчетному для конкретной площадки значению барометрического давления. Поправками на изменение частоты вращения (сети), относительной влажности воздуха и теплоты сгорания топлива, которые при реальных пределах их измерений мало влияют на показатели ГТУ, можно пренебречь. При tНВ~ -8оС достигается максимально допустимое при работе в базовом режиме значение электрической нагрузки: 173 МВт. При дальнейшем понижении температуры, ВНА прикрывается, для сохранения этого значения мощности. 600 5600 6NЭЛ,МВт NЭЛ, МВт t2T t2T G2T, G2T, O t2T,OС t2T, С кг/с кг/с QКС,МВт QКС, МВт aВНА,% 500 600 500 5QKC 400 560 400 4QKC G2T 300 520 300 4G2T 200 480 200 4NЭЛ NЭЛ 100 440 100 3ВНА 0 400 0 3-30 -20 -10 0 10 20 30 -30 -20 -10 0 10 20 tНВ,ОС tНВ,OС Рисунок 15. Зависимость электрической Рисунок 16. Зависимость электрической нагрузки (NЭЛ), температуры газов за тур- нагрузки (NЭЛ), температуры газов за турбиной (t2T), тепла подведенного в КС биной (t2T), тепла подведенного в КС (QKC), положения ВНА компрессора (В- (QKC) и расхода газов за турбиной (G2T) ) и расхода газов за турбиной (G2T) ГТУ№12 С-З ТЭЦ при закрытом ВНА от НА ГТУ№12 С-З ТЭЦ от температуры наруж- температуры наружного воздуха ного воздуха Зависимости КПД ГТУ и расхода топлива от нагрузки приведены на рис.17. Расход тепла в камеру сгорания от режима холостого хода до номинальной нагрузки увеличивается по зависимости близкой к линейной. 40 8ГТУ, QКС, % МВт 30 6ГТУ 20 4QКС 10 20 0 40 80 120 160 2NЭЛ, МВт Рисунок 17. Зависимость расхода тепла в камеру сгорания и КПД ГТУ от электрической нагрузки V-94.2 (Дзержинская ТЭЦ) Для практических целей можно считать, что с точностью до погрешностей измерений она не зависит от наружной температуры. КПД ГТУ также монотонно увеличивается с ростом нагрузки. Параметры и показатели ГТУ С-З ТЭЦ и Дзержинской ТЭЦ в зависимости от температуры наружного воздуха: диаграмма режимов в виде t2T=(NЭЛ, tНВ), а режимная зависимость G2Т=(NЭЛ, tНВ) представлены на рис.18-19. В качестве характеризующего режим параметра, выбрана средняя температура газов за турбиной. В ПГУ или при комбинированной выработке электрической энергии тепла на ГТУ-ТЭЦ важным показателем является энтальпия (произведение массового расхода и удельной энтальпии) газов за турбиной (на входе в ВКУ или КУ). Связь между режимом работы ГТУ и энтальпией газов за турбиной можно найти, воспользовавшись зависимостью: G2Т = f (NЭЛ, tНВ ), построенной по результатам испытаний на рис.19. Вместе с диаграммой рис.18 она позволяет определить значения G2Т и t2Т, и рассчитать по ним количество тепла, поступающее в КУ и его тепловую производительность или выработку технологического пара с прогнозируемыми параметрами. 550 5G2Т, О t2Т, С aвна = 100% кг/с 55aВНА = 100% 554aвна = 0% 4tНВ= -40ОС -30ОС 4tНВ=-40ОС -20ОС 4-30ОС -10ОС 40ОС -20ОС 410ОС -10ОС 20ОС 40ОС 30ОС 440ОС 4NЭЛmax = 173 МВт aВНА = 0% NЭЛmax=173 МВт 43tНВ=10ОС 20ОС 3330ОС 40ОС 333360 80 100 120 140 160 160 80 100 120 140 160 1NЭЛ, МВт NЭЛ, МВт Рисунок 18. Зависимость температуры га- Рисунок 19. Зависимость расхода газов за зов за турбиной от электрической мощно- турбиной от электрической мощности ГТУ сти ГТУ V-94.2 при различных температу- V-94.2 при различных температурах рах наружного воздуха наружного воздуха Аналогичные рис.17, 18 и 19 диаграммы были рассчитаны и построены также для других одновальных ГТУ: ГТЭ-110 и V-64.3A. Их вид и некоторые особенности испытаний и обработки их результатов рассмотрены в диссертации. Диаграммы режимов и режимные характеристики многовальных ГТУ. Равновесие валов КНД-ТНД и КВД-ТВД, генерирующих горячие газы для силовой турбины GT-35 (рис. 1(а)), определяется балансом мощностей, механически связанных турбомашин, а характеристики генератора газа могут быть представлены с помощью методов газодинамического подобия в виде приведенных величин. В качестве параметра, для GT-35 целесообразно выбрать температуру газов перед силовой турбиной t2ТНД (t1СТ). Эта температура прямо измеряется и зависит только от параметров и состояния генератора газа. Значения физической изоэнтропической мощности силовой турбины NSТ вычисляются по формуле: 273 tНВ (7) Ва ПР NST NST 1,013 273 15 При использовании силовой турбины для привода электрического генератора, вращающегося с постоянной частотой, её КПД не остается постоянным при постоянных значениях приведенной температуры, и его изменения необходимо учитывать при определении электрической мощности. Это делается по кривой зависимости СТ=f(u /CO) полученной на основе опытных данных, рис.9. Вид диаграммы режимов, построенной в форме: NЭЛ f tНВt1CTar приведен на рис.20. Значения КПД ГТУ и расхода тепла в КС определяются в зависимости от приведенной мощности, а затем пересчитываются на значения мощности при требуемой наружной температуре. При этих пересчетах влияние изменения КПД силовой турбины на ее мощность невелико и им можно пренебречь. 0,NЭЛ, МВт Ограничение по t2СТ=385 оС 4 QВКУ, МВт/ОС Ограничение по NЭЛ 20 0,t1ВК t2ТНД=500оС 450оС 0,400оС t2ТНД=350оС t2ТНД=300оС 0,5 70 80 90 100 1G1ВКУ, кг/с -40 -30 -20 -10 0 10 20 tНВ, оС Рисунок 21. Удельная теплопроизводительРисунок 20. Диаграмма режимов GT-35 ность ВКУ (ГВП) GT-Для определения тепловой мощности ГТУ используется зависимость удельной теплопроизводительности ВКУ (QВКУ ) от расхода протекающих через него газов рис.21. QСВ QВКУ (8) где: =t2СТ - t1ВК - максимальная разность температур в аппарате (t2СТ - температура газов на выходе из силовой турбины/на входе во второй контур - газо-водяного подогревателя ВКУ, t1ВК - температура воды во внутреннем контуре газо-водяного подогревателя (ГВП) ВКУ на входе в него), QСВ - количество тепла переданного сетевой воде. Температура воды циркулирующей в замкнутом промежуточном контуре ГВП, на входе в ВКУ находится на уровне t1ВК 60 ОС. Также как и для трехвальной GT-35 характеристики генератора газа двухвальной GT-10С (рис.1(б)) целесообразно представлять в приведенных величинах, хотя применительно к ГТУ GT-10C это не вполне строго из-за регулирования 3-х первых рядов направляющих лопаток на входе в компрессор. Регулирование производится для согласования работы ступеней компрессора при изменении частоты его вращения на различных режимах работы ГТУ. Определение расхода тепла в КС и КПД ГТУ производится прямо по их зависимостям от электрической нагрузки, которые, мало изменяются от температуры наружного воздуха. Погрешности, возникающие при этом для крайних значений наружной температуры, не превышают 1,5%. В качестве параметра характеризующего режим для GT-10С выбрана температура газов за силовой турбиной t2СТ. Эта температура измеряется непосредственно при работе ГТУ и зависит только от нагрузки и состояния ГТУ. Зависимости приведенных параметров и показателей ГТУ от приведенной температуры газов на выходе из силовой турбины (t2СТПР) полученные при испытаниях, показаны на рис.11 и 12. При построении диаграммы для нескольких значений t2CT=400, 450, 500, 550 С определены значения приведенной температуры газов при разных температурах наружного воздуха в интервале от -20 до 40С по формуле: (400.....550 273)2пр t2СТ 273 (9) tНВ 273 Для этих значений температур t2СТПР (см. рис.11) определены соответствующие им значения приведенной мощности (NЭЛПР) и физические значения мощности по формуле: Ва 273 tНВ пр NЭЛ NЭЛ (10) 101,3 2Точно так же, используя рис.12, находим сначала приведенное, а затем физическое значение расхода газов на выходе из турбины Ва 2пр G2Т G2Т (11) 101,3 273 tНВ Диаграммы режимов для определения электрической мощности ГТУ: NЭЛ f tНВt2CTar и расхода газов за турбиной G2CT f tНВt2CTar, ГТУ №1 при работе на природном газе представлены на рис.22 (а и б). Зависимости расхода газов за турбиной от температуры наружного воздуха и температуры газов за турбиной используются для определения производительности и параметров пара после КУ, необходимых для разработки режимных характеристик блока ПГУ. Аналогичные зависимости, мало отличающиеся от приведенных на рис.22 были построены для работы на жидком топливе. 40 1NЭЛ, G2СТ, МВт кг/с Ограничение по Nэл Ограничение по Nэл 1t2СТ=550ОС t2СТ=550ОС 25 t2СТ=500ОС t2СТ=450ОС t2СТ=400ОС 500ОС 450ОС t2СТ=400ОС 10 -20 -10 0 10 20 30 40 -20 -10 0 10 20 30 о о tнв., С tн.в., С Рисунок 22 (а). Диаграмма режимов GT- Рисунок 22 (б). Расход отработавших в си10C ст.№11 (природный газ) ловой турбине газов в зависимости от температуры наружного воздуха при разной температуре газов за СТ ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Для организации эксплуатации энергетических ГТУ, важнейшие показатели которых: электрическая и тепловая мощность и КПД изменяются в широких пределах при изменениях наружной температуры, необходимы диаграммы режимов, связывающие значения параметров и показателей. 2. Диаграммы режимов целесообразно представлять в виде зависимостей: Электрической и тепловой мощности от наружной температуры и характерной температуры газов в турбине, по которой осуществляется автоматическое регулирование и ограничение нагрузки ГТУ, Тепла, подведенного с топливом в камеру сгорания ГТУ (QКС) или электрического КПД ГТУ (ЭЛ) от электрической нагрузки (их зависимости мало изменяются в зависимости от наружных условий). Влияние мало изменяющихся или слабо действующих факторов: барометрического давления, влажности воздуха, частоты сети целесообразно учитывать с помощью поправок. 3. Диаграммы режимов рассчитываются по результатам испытаний конкретных ГТУ с использованием термогазодинамических соотношений, описывающих режимы работы элементов ГТУ. При обработке результатов испытаний, расчетах и представлении диаграмм режимов ГТУ с выделенным компрессорным валом (валами) целесообразно использовать методы газодинамического подобия. 4. При проведении испытаний новых ГТУ использовались штатные системы измерений, с помощью которых осуществляется контроль режимов и показателей ГТУ в эксплуатации. На исследованных ГТУ эти системы обеспечивали необходимую стабильность, точность и достоверность исходных данных. Погрешности диаграмм режимов при этом составляют: по электрической мощности 1,5%; по КПД 2,5%; по тепловой мощности 3 3,5%. Для контроля достоверности и повышения точности определения параметров и показателей элементов ГТУ, использовавшихся в расчетных моделях, устанавливались при необходимости дополнительные более точные приборы. 5. Исследованные в работе новые образцы одновальных ГТУ в области малых - до 50 60% нагрузок работают без регулирования проходных сечений компрессора с расчетным закрытием его входного направляющего аппарата (ВНА) при примерно постоянном расходе воздуха и пониженных температурах газов. При более высоких нагрузках регулирование ГТУ осуществляется новым методом, с открытием ВНА компрессора при сравнительно мало меняющихся температурах отработавших в турбине газов, обеспечивающих в ПГУ выработку пара приемлемых параметров. При полностью открытом ВНА компрессора мощность ГТУ монотонно увеличивается до максимально допустимого поставщиками уровня при снижении температуры наружного воздуха примерно до минус 5 - 10ОС. При более низкой наружной температуре мощность ГТУ поддерживается постоянной путем прикрытия ВНА компрессора при мало меняющихся температурах газов за турбиной. 6. В ГТУ с выделенным компрессорным валом температура газов на рабочих режимах при изменении нагрузки и наружной температуры изменяются монотонно. В трёхвальной ГТУ с двухкаскадным компрессором, выполненном без регулирования входных направляющих аппаратов, обработка и представление результатов испытаний и расчётов вплоть до располагаемой мощности силовой турбины могут быть проведены в приведенных параметрах. В двухвальной ГТУ GT10C с высокой степенью сжатия в компрессоре регулирование его первых трех направляющих аппаратов используется для согласования работы ступеней при различных частотах вращения. Вследствие этого использование газодинамического подобия, здесь хотя и целесообразно, но не вполне строго. По теме диссертации опубликованы следующие работы: 1. Малахов С.В., Ольховский Г.Г., Гутник М.Н. и др. Результаты гарантийных испытаний газотурбинной установки (ГТУ) GT-35 фирмы ABB (ALSTOM) с газо-водяным теплофикационным теплообменником (ГВТО) на ГТУ-ТЭЦ (филиал ГРЭС-3) АО МОСЭНЕРГО// Теплоэнергетика.-2001.- №5.- C.31-39. 2. Малахов С.В., Ольховский Г.Г. Диаграмма режимов газотурбинной установки с газо-водяным теплообменником// Теплоэнергетика.-2002.-№4.C.61-65. 3. Ольховский Г.Г., Малахов С.В., Трушечкин В.П., Агеев А.В. Диаграмма режимов ГТУ V-94.2 Северо-западной ТЭЦ// Электрические станции.2003.- №11. - C.2-6. 4. Малахов С.В., Ольховский Г.Г., Трушечкин В.П., Хомиченко В.Н. Тепловые характеристики газотурбинных установок V-94.2, работающих в составе ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ// Электрические станции.-2004.- №5. - C.9-16. 5. Агеев А.В., Малахов С.В., Гутник М.Н., и др. Исследование тепловых характеристик газотурбинной установки ГТЭ-110// Теплоэнергетика.2004.- №11. - C.2-8. 6. Радин Ю.А., Давыдов А.В., Малахов С.В. Опытное определение технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС// Электрические станции.-2006.- №6. - C.13-19. 7. Ольховский Г.Г., Агеев А.В., Малахов С.В., Нагорный С.Д., Трушечкин В.П., Туз Н.Е. Испытание энергетических ГТУ на российских электростанциях// Электрические станции.-2006.- №6. - C.36-42. 8. Малахов С.В., Ольховский Г.Г., Голубничий В.А. Испытание газотурбинных установок ГТ-10С (SGT 700) на Сочинской ТЭС// Теплоэнергетика.-2006.- №12. - C.2-10. 9. Малахов С.В., Ольховский Г.Г., Брызгалов В.А. Результаты гарантийных испытаний газотурбинной установки V-64.3A на Тюменской ТЭЦ-1// Теплоэнергетика.-2006.- №12. - C.33-35. 10. Малахов С.В., Ольховский Г.Г. Диаграмма режимов газотурбинной установки GТ-10С (SGT 700) фирмы Siemens// Электрические станции.-2008.№2. - C.13-16. 11. Костюк Р.И., Малахов С.В. Тепловые испытания ГТУ типа V94.№11 и 12 в составе ПГУ-450 Т на Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга.- C.20-25.: Тезисы докладов XLIX научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - Российская академия наук (отделение энергетики, машиностроения, механики и процессов управления), комиссия РАН по газовым турбинам, РАО ЕЭС России, ОАО ВТИ. - М.: ВТИ, 2002.-10-12 сентября.- 72с. 12. Малахов С.В., Агеев А.В., Туз Н.Е. Разработка методики и экспериментальное исследование теплового процесса новых энергетических газотурбинных установок: Тезисы докладов // Всероссийский конкурс в области энергетики и смежных наук Новая генерация, Российская академия наук и РАО ЕЭС РОССИИ - М.: РАО ЕЭС РОССИИ, 2004. 13. Малахов С.В., Агеев А. В., Туз Н.Е. Освоение в эксплуатации и испытания энергетических газотурбинных установок.-С.42-48: Тезисы докладов // Всероссийская конференция по итогам Конкурса молодых специалистов организаций НПК ОАО РАО ЕЭС РОССИИ.- с.Дивноморское, Краснодарский край, 2005. -189с. 14. Радин Ю.А., Малахов С.В., Давыдов А.В., Завгородний А.В., Голубничий В.А. Итоги освоения головных энергоблоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. - C.59-67.: Тезисы докладов LII научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО Самарский научно-технический комплекс им.Н.Д.Кузнецова. - г.Самара: ОАО Самарский НТК им.Н.Д.Кузнецова, 2005г. 4-6 октября. - 87с. 15. Малахов С.В., Агеев А.В., Туз Н.Е. Освоение в эксплуатации и испытания энергетических газотурбинных установок.-С.18-25: Тезисы докладов // XIV Всероссийский конкурс молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса в 2005 г. ТЭК-2005, Министерство промышленности и энергетики РФ и др. - М.: Министерство промышленности и энергетики РФ, декабрь 2005.-206с. 16. Малахов С.В., Ольховский Г.Г. Испытания газотурбинных установок GT-10C (SGT 700) фирмы Siemens на Сочинской ТЭС. - C.42-47.: Тезисы докладов LIII научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - Российская академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО ВТИ, ФГУП ММПП Салют.- М.: ФГУП ММПП Салют, 2006.-13-14 сентября.152с. 17. Малахов С.В., Ольховский Г.Г. Результаты гарантийных испытаний установки (ГТУ) V-64.3A на Тюменской ТЭЦ-1. - C.47-50.: Тезисы докладов LIII научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - Российская академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО ВТИ, ФГУП ММПП Салют.- М.: ФГУП ММПП Салют, 2006.-13-14 сентября.-152с. 18. Малахов С.В., Крутицкий И.В. Первые результаты освоения ПГУ325 на Ивановской ГРЭС. - C.10-13.: Тезисы докладов LIV научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО ВТИ, ОАО НПО ЦКТИ, ОАО Силовые машины. - г. Санкт-Петербург: ОАО НПО ЦКТИ, 2007г. 26-27 июня. - 112с. 19. Малахов С.В. Результаты тепловых испытаний ГТЭ-110 №3 и 4 в составе ПГУ-325 на ОАО Ивановские ПГУ. - C.7-10.: Тезисы докладов LV научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО ВТИ, ОАО НПО Сатурн. - г.Рыбинск: ОАО НПО Сатурн, 2008г. 8-10 сентября. - 98с. 20. Крутицкий И.В., Малахов С.В., Перфильев А.Н., Фролов М.С. Результаты режимной наладки на тепломеханическом оборудовании энергоблока ПГУ-325 ст.№1 филиала ОАО Интер РАО ЕЭС - Ивановские ПГУ. - C.1518.: Тезисы докладов LV научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. - Российская Академия наук, Комиссия РАН по газовым турбинам, Ассоциация газотурбинных технологий для энергетики и промышленности, ОАО ВТИ, ОАО НПО Сатурн. - г.Рыбинск: ОАО НПО Сатурн, 2008г. 8-сентября. - 98с.
Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по техническим специальностям