Модернизация существующей тепловой схемы на Череповецкой государственной районной электрической станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Постановка задачи

1.2 Состояние и перспективные направления развития единой энергетической системы

1.3 Анализ исследований по выбору оптимальных схем и параметров ПГУ

1.4 Краткая характеристика исследуемого объекта

1.5 Оборудование ПГУ

1.6 Характеристика, назначение комплексной воздухоочистительной установки

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГТУ

2.1 Расчет ГТУ при нормальных условиях

2.2 Расчет ГТУ при повышенной температуре

2.3 Расчет холодильной мощности

2.4 Влияние климатических условий на режимы работы ГТУ

3. ИССЛЕДОВАНИЕ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ И НАГРЕВА ВОЗДУХА В ПОВЕРХНОСТНЫХ ТЕПЛООБМЕННИКАХ КВОУ

3.1 Расчет охлаждения и нагрева сухого воздуха

3.2 Расчет охлаждения насыщенного влагой воздуха

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ



ВВЕДЕНИЕ

Жизнь современного человека невозможна без применения электроэнергии. Для производства электрической энергии используются природные ресурсы. К таким типам ресурсов принадлежит энергия органических топлив (нефти, природного газа, торфа и углей). В зависимости от используемых ресурсов различают основные виды электростанций: тепловые, где используются энергия горения органических топлив, гидравлические, работающие за счет энергии рек и атомные, использующие атомную энергию. Наибольшее распространение получили тепловые электростанции (ТЭС). Они вырабатывают 80% всей электроэнергии, производимой на территории России.

Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными и парогазовыми энергетическими установками тепловых электростанций. В последние годы были усовершенствованы методы расчета тепловых схем и элементов ГТУ и ПГУ с применением математического моделирования и компьютерной техники [1].

В отличие от паросиловых установок ГТУ и ПГУ очень зависят от изменения параметров наружного воздуха, что подтверждается анализом их энергетических показателей. В настоящее время все больше внимания уделяется улучшению систем охлаждения элементов этих установок, а также воздуха перед ГТУ. Таким образом, модернизация тепловой схемы ПГУ, является на данный момент актуальной задачей.

Предметом исследования является анализ влияния параметров наружного воздуха на энергетические характеристики установки.

Объектом исследования в настоящей диссертационной работе является парогазовая установка с мощностью 420 МВт (ПГУ-420) на Череповецкой ГРЭС.

Цель диссертационной работы - модернизация существующей тепловой схемы на Череповецкой ГРЭС.

Задачи исследования:

1. Выполнить расчет снижения мощности простой ГТУ от повышения температуры наружного воздуха.

2. Разработать проект системы охлаждения воздуха перед ГТУ, а также подобрать холодильное оборудование.

3. Рассчитать процесс охлаждения и нагрева воздуха в поверхностных теплообменниках комплексного воздухоочистительного устройства.

4. Оценить экономический эффект применяемого проекта.

Разработанные мероприятия позволят минимизировать влияние параметров наружного воздуха на энергетические характеристики ПГУ, а значить увеличить надежность, экономичность и маневренность установки.



1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Постановка задачи

Первая глава диссертации посвящена современному состоянию исследуемой проблемы, а именно обзору и анализу оптимальных схем, параметров ПГУ и перспективных методов улучшения систем охлаждения воздуха перед ГТУ.

Выделено три основных направления исследования:

1) анализ состояния единой энергетической системы;

2) обзор результатов научных исследований по модернизации тепловых схем и параметров ПГУ;

3) краткая характеристика исследуемого объекта с указанием технических характеристик оборудования.

1.2 Состояние и перспективные направления развития единой энергетической системы

Таблица 1.1 - Мощность электростанций ЕЭС России

Электростанции	Установленная мощность, МВт	Доля установленной мощности, %
1	2	3
ЕЭС России, всего	242 774,12	100
В том числе: ТЭС (тепловые)	163 421,59	67,31
ГЭС (гидравлические)	48 455,85	19,96
АЭС (атомные)	30 213,10	12,44
ВЭС (ветровые)	134,36	0,06
СЭС (солнечные)	549,22	0,23

Установленная мощность электростанций Единой энергетической системы (ЕЭС) России на конец отчетного периода (01.04.2018 г.) составила 242 774,12 МВт.

Мощность электростанций по видам генерации приведена в таблице 1.1.

Структура установленной мощности тепловых электростанций ЕЭС России на 01.04.2018 г. По типам генерирующего оборудования представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Распределение установленной мощности ТЭС по типам оборудования

В марте 2018 года производство электроэнергии электростанциями ЕЭС России составило 98 532,39 млн. кВт•ч. Основную нагрузку по обеспечению спроса на электроэнергию несли тепловые электростанции (ТЭС), выработка которых составила 60 104,51 млн. кВт•ч [2].

В утверждённой схеме и Программе развития единой энергетической системы России на 2018-2024 годы определены приоритеты развития энергетического сектора страны [3]. Целью программы является создание эффективного энергетического сектора страны с целью стабильного увеличения экономики. В этом документе предусматривается замена выработавшего свой ресурс паротурбинного оборудования на новые парогазовые установки (ПГУ) на основе современных и мощных ГТУ.

Существует необходимость строительства ПГУ ТЭЦ, вследствие того, что многие потребители отказываются от централизованного теплоснабжения и переходят на строительство собственных котельных. Это вызвано неоправданно высокой стоимостью электроэнергии и тепла на многих ТЭЦ, оснащенных устаревшим оборудованием, и ненадежностью тепловых сетей [4]. Поэтому мощность вводимых в эксплуатацию блоков ПГУ ТЭЦ к 2020 году возрастет. Повышение начальной температуры газа перед турбиной до 1300°С и выше, привело к тому, что наиболее перспективными стали схемы ПГУ с котлом-утилизатором.

В таблице 1.2 приведены энергетические характеристики некоторых типов ГТУ отечественного и зарубежного производства:

Таблица 1.2 - Технические данные отечественных и зарубежных ГТУ при температуре наружного воздуха 15°С

Показатель	Тип газотурбинной установки (фирма-изготовитель)
	PG 6111 FA («General Electric»)	SGT5-4000F («Siemens»)	ГТД-110 («НПО «Сатурн»)	M701F4 («Mitsubishi)	GT26 («Alstom»)
Электрическая мощность, МВт	77,42	288,0	114,5	303,9	285,0
Электрический КПД, %	35,57	39,5	36,0	38,88	38,2
Степень повышения давления воздуха в компрессоре	15,8	18,2	14,7	18,0	19,2
Температура ухо-дящих газов, °С	600,6	577,0	517,0	602,0	640,0
Расход уходящих газов, кг/с	211,0	692,0	362,0	714,4	561,6
Расход топлива, кг/с (теплотворная способность топлива, кДж/кг)	4,42 (49 251)	15,00 (50 056)	6,27 ( 50 056)	15,8	13,7 (50 012)

В таблице 1.3 приведены характеристики некоторых ПГУ на базе ГТУ, указанных в таблице 1.2.



Таблица 1.3 - Характеристики некоторых конденсационных и теплофикационных ПГУ

Показатель	Тип ПГУ
	ПГУ-110	ПГУ-285	ПГУ-325	ПГУ-410	ПГУ-800
1	2	3	4	5	6
Тип ПГУ	теплофикационная	конденсационная	конденсационная	теплофикационная	конденсационная
Марка ГТУ	PG 6111 FA	V.94.2A	ГТЭ-110	M701F4	5GT54000F
Электрическая мощность ПГУ, МВт	110,0	284,8	301,0	416,5	771,2
Тепловая мощность ПГУ, Гкал/ч	77,5	-	-	220,0	-
Абсолютный электрический КПД	0,5011	0,5355	0,5030	0,5266	0,5560
Удельный расход топлива на отпущен-ную электрическую энергию, г/кВт*ч	204,26	218,1	-	203,0	221,3
Тип КУ	двух давлений, горизонтальный, без дожигания	трех давлений, горизонтальный, без дожигания	двух давлений, горизонтальный, без дожигания	трех давлений, горизонтальный, без дожигания	трех давлений, вертикальный, без дожигания
Тип ПТУ	Т-25/33-7,6/0,12	К-90-9	К-110-6,5	Т-113/145-12,4	К-220-12,8
Параметры пара ВД перед турбиной:
Давление, МПа	7,62	9,0	6,6	12,35	16,0
Температура, °С	531,0	530,0	481,8	557,5	540,0
Параметры пара СД перед турбиной:
Давление, МПа	-	2,83	-	2,95	2,75
Температура, °С	-	533,0	-	553,0	540,0
Параметры пара НД перед турбиной:
Давление, МПа	0,63	0,32	0,60	0,48	0,25
Температура, °С	216,4	234,0	233,0	248,1	-

1.3 Анализ исследований по выбору оптимальных схем и параметров ПГУ

Применяя международный навык сооружения газовых турбин, в 1944-1945 годах в Центральном котлотурбинном институте имени И.И. Ползунова (ЦКТИ) А.Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении. Позже совместно с А.Э. Гольтманом был выполнен теоретический анализ парогазовых циклов с высоконапорными парогенераторами. На основании этих исследований были выполнены проекты парогазовых установок относительно небольшой мощности, в дальнейшем в ЦКТИ под руководством М.И. Корнеева был проведен комплекс проектных и конструкторских разработок ПГУ мощностью до 200 МВт с высоконапорным парогенератором производительностью 25-420 т/ч.

После 1950 г. были развернуты работы по исследованию комбинированных установок в Ленинградском политехническом институте под руководством профессоров Кириллова И.И. и Зысина В.А [5]. В результате уже в 50-70-е годы ХХ века были найдены теоретические основы создания парогазовых установок. Реализация парогазовых установок в стране началась во второй половине XX века.

Особенностью ПГУ по сравнению с паросиловыми установками является зависимость электрического КПД от температуры наружного воздуха.

Современные ГТУ, работающие в составе ПГУ, спроектированы для работы при нормальных условиях ( t'1= 15°С, р=101,3 кПа, ц=60%). Однако температура наружного воздуха на территории России в течение календарного года изменяется в широких пределах (от +55°С до -45°С) [6].

Пример изменения среднемесячной температуры наружного воздуха для ряда городов России представлен на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 - Среднемесячные температуры наружного воздуха в ряде регионов России: 1-Иваново; 2-Рязань; 3-Москва; 4-Белгород; 5- Сочи;

6-Калининград; 7-Екатеринбур; 8-Санкт-Петербург; 9-Омск

Например, по данным [7], среднегодовая температура наружного воздуха в г. Вологда Вологодской области составляет +2,9 °С, а в г. Бабаево Вологодской области, расположенном рядом с п. Кадуй Вологодской области, где и расположена ГТУ SGT5-4000F в составе парогазовой установки ПГУ-420, составляет +2,7 °С.

Следовательно, эксплуатация ГТУ производится в режимах ниже расчетных (нормальных). Благодаря этому паспортных характеристик ГТУ достичь почти невозможно не только на агрегатах, находящихся в эксплуатации продолжительное время, но и на новых. В связи с этим возникла необходимость расчетов основных характеристик ПГУ на нерасчетных режимах.

На рисунке 1.3 приведено изменение основных характеристик в диапазоне температур наружного воздуха для современной ГТУ.



Рисунок 1.3 - Влияние температуры наружного воздуха на основные характеристики энергетической ГТУ

Влияние температуры наружного воздуха рассматривается в работе ИГЭУ совместно с Филиалом «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»[8]. В данной работе рассматривается изменение максимальной мощности ГТУ-110 в зависимости от температуры наружного воздуха при p=743 мм ртутного столба в течение суток, при этом были использованы эксплуатационные данные, по которым максимальная располагаемая мощность ГТУ=108,1 МВт в раннее время суток. Дальше предполагается увлажнение воздуха до ц=80 %, впрыском обессоленной воды в компрессор, вследствие этого мощность ГТУ увеличилась на 1 МВт в тоже время суток. Максимальный прирост мощности составил 6 МВт по сравнению с эксплуатационными данными. Исходя из этого установлено, что увлажнение воздуха перед компрессором в летнее время позволяет увеличить мощность ГТУ на ?0,9-6% в зависимости от влажности наружного воздуха и электрической мощности ГТУ. В работе установлено, что ПГУ в летний период слабо приспособлены к ведении суточного графика нагрузки, например, в часы пиковой нагрузки располагаемая мощность ГТУ снижается, и наоборот.

Рисунок 1.4 - Принципиальная схема включения АБХМ для охлаждения воздуха, подаваемого к турбокомпрессору ГТУ

Также в работе предлагается применение холодильной машины (чиллера) для охлаждения воздуха до расчетного значения температуры воздуха на входе в компрессор, например, абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины (АБХМ). Предлагаемая принципиальная схема представлена на рисунке 1.4.

Но авторы работы не представляют никаких расчетных данных подтверждающих охлаждение воздуха.

Энергетическая эффективность ГТУ имеет важное значение для целого ряда стран. Вопросам эффективности ГТУ и ПГУ, работающих в условиях повышенных температур наружного воздуха, посвящено много работ, выполненных в странах зарубежья. Например, в работе Boonnasa S. , Ameri М., Habbo А. рассматривались вопросы охлаждения наружного воздуха на входе в компрессор ГТУ и ПГУ. Исследовались системы охлаждения на основе поверхностных охладителей холодной водой, а также впрыск воды в воздух. Thamir К. I. рассматривает охлаждение с использованием парокомпрессионной и абсорбционной холодильных машин. Изменение мощности ГТУ в зависимости от температуры воздуха на входе в компрессор представлено в работах Ondryas I.S., Wilson D.A., Kawamoto М., и Chiesa P.

Необходимо выделить, что приведенные работы основываются на расчётах технологических схем рассматриваемых установок, при их заранее заданных характеристиках.

В диссертации [9] на соискание ученой степени кандидата наук Альрави Аммар И. Ибрагим исследует тему оптимизации параметров и способов охлаждения наружного воздуха ПГУ и ГТУ для стран с жарким климатом, а именно рассматривается Ирак. В своей работе автор выделяет преимущество парогазовых установок с впрыском пара в камеру сгорания как наиболее перспективных, в связи с тем, что данный способ в меньшей степени зависит от термодинамических параметров цикла ПГУ, чем, например, охлаждение воздуха в холодильных машинах. Но все же максимальный уровень увеличения мощности с помощью холодильных машин составляет-20%, а с помощью систем впрыска 17,7%. Также в работе выделено, срок окупаемости систем охлаждения наружного воздуха впрыском воды существенно ниже, чем охлаждение на основе холодильных машин. Предлагаемая схема охлаждения наружного воздуха ГТУ впрыском воды представлена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 -Схема охлаждения наружного воздуха впрыском воды в ГТУ:

1- система подготовки воды; 2- бак-аккумулятор; 3- насос; 4-система очистки воздуха; 5-система распыления воды; 6-компрессор газовой турбины; 7-камера сгорания; 8-газовая турбина

Также автор проводит конструкторский расчет поверхностного теплообменника смешивающего типа, в котором вода (обычно речная) охлаждает воздух, а также пытается создать его математическую модель. Необходимым условием является наличие водоема, с температурой воды ниже температуры атмосферного воздуха.

Предлагаемая схема включения теплообменника представлена на рисунке 1.6.

При расчёте определяется требуемая площадь поверхности теплообмена, а также учитывается возможность конденсации содержащихся в воздухе водяных паров.

В заключении представлено графическое изображение результатов расчета, по которым автор делает вывод, что среди вариантов для ПГУ наиболее экономически эффективен метод охлаждения воздуха впрыском воды, а для ГТУ система охлаждения с поверхностным теплообменником.

Рисунок 1.6 - Принципиальная схема включения поверхностного теплообменника:

1- водо-воздушный теплообменник; 2- насос; 3- сепаратор для отделения воды от влажного воздуха



1.4 Краткая характеристика исследуемого объекта

Череповецкая ГРЭС ? конденсационная электростанция, которая является одной из крупных станций Северо-Запада России. Она обеспечивает электроэнергией Вологодско-Череповецкий энергоузел. Станция состоит из трех идентичных конденсационных блоков по 210 МВт и одного парогазового энергоблока мощностью 420 МВт (ПГУ-420). Первый энергоблок был введен в эксплуатацию 22 декабря 1976 года. Второй и третий блоки были пущены соответственно в 1977, 1978 годах. В 2014 введен в эксплуатацию блок ПГУ мощностью 420 МВт. В качестве основных видов топлива используются каменный уголь марок ДСШ и ДМСШ: хакасский, интинский, кузнецкий, а также природный газ. В качестве резервного топлива используется мазут.

В состав одного энергоблока входят:

1. Двухкорпусной барабанный котёл Еп 670/I40 (модель ТПЕ-208),ТКЗ. Спроектирован для работы на фрезерном торфе. Котел с естественной циркуляцией, двухкорпусной.

2. Конденсационный турбоагрегат К-210-130-3 (ЛМЗ) мощностью 210 МВт, 540/540°С, с семью нерегулируемыми отборами -- конденсационный с промежуточным перегревом пара, одновальный.

3. Синхронный генератор переменного тока ТГВ--200 ХТГЗ мощностью 210 МВт; 15,75 кВ; с водородным охлаждением, безщёточным тиристорным возбуждением типа БТВ-300.

4. Блочный трансформатор ТДЦ -- 250000/242 ЭТЗ мощностью 250 МВА.

В состав ПГУ-420 входят:

Одновальная силовая установка в составе газовой (мощностью 280 МВт) и паровой (140 МВт) турбин и генератор.

Череповецкая ГРЭС является филиалом ПАО «ОГК-2»(«Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии»), которая является самой крупной российской компанией тепловой генерации установленной мощностью 18,958 ГВт и годовой выручкой около 112 млрд рублей. Основными видами деятельности ПАО «ОГК-2» являются производство и продажа электрической и тепловой энергии.

В состав ОАО «ОГК-2» входят:

?Сургутская ГРЭС-1(Тюменская область) - установленная мощность 3268 МВт;

?Рязанская ГРЭС (Рязанская область) ? 3130 МВт;

?Ставропольская ГРЭС (Ставропольский край) ? 2423 МВт;

?Киришская ГРЭС (Ленинградская область) ? 2595 МВт;

?Троицкая ГРЭС (Челябинская область) ?1400 МВт;

?Новочеркасская ГРЭС (Ростовская область) ? 2258 МВт;

?Красноярская ГРЭС-2 (Красноярский край) ? 1260 МВт;

?Череповецкая ГРЭС (Вологодская область) ?1050 МВт;

?Серовская ГРЭС (Свердловская область) ? 420 МВт и другие.

1.5 Оборудование ПГУ

Тепловая схема ПГУ с КУ

В энергетике создан ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности. Наибольшее распространение получили схемы ПГУ с котлом-утилизатором, тепловая схема которой представлена на рисунке 1.7.

ОК- осевой компрессор; КС- камера сгорания; ГТ- газовая турбина; ЭГ-электрогенератор; ГТУ-газотурбинная установка; КУ-котел-утилизатор; ПТУ-паротурбинная установка; КД-конденсатор; Н-насос; Nэг и Nэп-электрические мощности ГТУ и ПТУ; Qгс-теплота сжигаемого в ГТУ топлива;и1 и и2-недогревы среды



Рисунок 1.7 - Простейшая тепловая схема ПГУ с котлом-утилизатором и цикл Брайтона-Ренкина в T,s-диаграмме:

В них выходные газы ГТУ направляются в котел утилизатор, где большая часть теплоты передается рабочему телу и генерируется перегретый пар, который поступает в паровую турбину. Отработавший пар конденсируется на конденсаторе паровой турбины, и конденсат, с помощью насоса, подается в котел-утилизатор [9]. Ее преимуществом является высокий электрический КПД при работе в конденсационном режиме (55-60%), а также низкие сроки строительства. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок ? в диапазоне 28-42 %.

1.5.2 Краткая характеристика основного оборудования ПГУ

ПГУ -420 на Череповецкой ГРЭС является одновальной установкой, в которой электрогенератор расположен между газотурбинной и паротурбинной установками с самозацепляющейся (расцепной) муфтой. Использование муфты обеспечивает повышенную маневренность.



Рисунок. 1.8-Схема ПГУ-420

Основное оборудование ПГУ-420-двухтопливная газовая турбина Siemens модели SGT5-4000F со вспомогательными системами, паровая турбина конденсаторного типа производителя «Siemens» модели SST5-3000 с конденсатором Scon1000, общий генератор для газовой и паровой турбины SGen5-2000H с системой водородного охлаждения и статического возбуждения, а также котел-утилизатор без дожигания топлива производства ЭМАльянс.

Газовая турбина SGT5-4000F характеризуется значительной производительностью, невысокими энергозатратами, продолжительными промежутками между осмотрами и легкой в обслуживании конструкцией. Оптимизированный поток и охлаждение, увеличивающие КПД газовой турбины до самых высоких уровней, используется с целью экономичного производства энергии в комбинированном цикле.

Технические особенности:

* кольцевая камера сгорания с 24 гибридными горелками;

* керамическая облицовка камеры сгорания;

* 15?ступенчатый осевой компрессор с оптимизированным распределением потока (управляемым диффузионным профилем);

* монокристаллические лопатки турбины с защитным термическим покрытием и пленочным охлаждением;

* расширенные технологии охлаждения;

* дополнительные возможности использования нескольких видов топлива;

* система сжигания с низким уровнем NOx.

Турбина имеет компактное расположение двухцилиндровой конструкции с осевым выхлопом, и используется для комбинированного цикла с применением газовой турбины новейшей технологии. Она имеет отдельный цилиндр высокого давления (H) и комбинированный цилиндр среднего и низкого давления (IL) с однопоточным осевым выхлопом.

Рассчитана на 50 и 60 Гц, и обеспечивает выходную мощность от 90 до 280 МВт.

Таблица 1.4-Технические данные SGT5-4000F

Параметр	Значение
Номинальная мощность, МВт	279
Частота, об/мин	3000
Электрический КПД, %	39.5
Степень сжатия в компрессоре	18.2:1
Расход воздуха в компрессоре, кг/с	650
Расход выхлопных газов, кг/с	670
Температура выхлопных газов, С	577
КПД в комбинированном цикле 2х1, %	58.5

Котел?утилизатор Еп-258/310/35-15,0/3,14/0,44-540/535/263 (П-132) предназначен для получения перегретого пара и подогрева конденсата за счет использования тепла горячих выхлопных газов ГТУ в составе блока ПГУ-420. Котел-утилизатор горизонтального профиля, барабанный, 3-х давлений (высокое, среднее и низкое давление) с естественной циркуляцией в испарительных контурах, с промперегревом.



1.6 Характеристика, назначение комплексной воздухоочистительной установки

Во время работы газовой турбины в компрессор поступает воздух из атмосферы через комплексное воздухоочистительное устройство. Воздух проходит через систему фильтрации и подогрева, затем поступает в компрессор газовой турбины. Подготовка воздуха позволяет защитить проточную часть компрессора от предварительного износа.

В состав комплексного воздухоочистительного устройства входит следующее оборудование:

-короб фильтров с блоками фильтров;

-воздухозаборный отвод с каналом;

-система подогрева воздуха.

Воздух поступает в компрессор, проходя через экран от птиц, съемную сетку против насекомых, подогреватели воздуха, коагулятор, фильтр грубой очистки, фильтр тонкой очистки, глушитель, воздухозаборный угольник, воздухозаборный канал и воздухозаборный раструб компрессора.

Короб фильтров состоит из следующих компонентов:

-навесы;

-экраны для защиты от птиц;

-экран для защиты от насекомых;

-коагулятор Macrogen;

-комбинированные блоки фильтров с фильтром грубой очистки и фильтром тонкой очистки.

Короб фильтров состоит из блоков фильтров, которые образуют три из четырех стен короба. В нижней части короб крепится к воздухозаборному угольнику. Площадки и лестницы обеспечивают удобный доступ ко всем устройствам эксплуатации и обслуживания. Шкафы управления, обеспечивающие контроль воздухозаборного канала, расположены на площадке короба фильтров.

Навесы защищают воздухозаборные отверстия от дождя за счет наличия крыши, состоящей из металлических листов с гофрами в форме трапеции. Несущая конструкция образована рамами коробчатого сечения. Единым конструктивным элементом является фланцевая конструкция, которая крепится с передней стороны воздухозаборного отверстия.

Принципиальная схема комплексного воздухоочистительного устройства представлена на рисунке 1.8 с обозначением основного оборудования.

Рисунок 1.8- Общий вид комплексного воздухоочистительного устройства:

01-18-блоки фильтров; 25- навесы; 29- воздухораспределительная камера;31- воздухозаборный канал - нижняя часть;32-воздухозаборный канал - верхняя часть;

33- шибер воздухозаборника; 34-промежуточный участок; 35 - переходный участок;

36- угольник; 37- глушитель воздухозаборника - 1; 38-раструб воздухозаборника;

40-защита вала; 46-несущая конструкция;49-глушитель - 2; 50-несущая конструкция канала; 60-площадки короба фильтров; 61-площадки и лестницы для заслонки;

71-трубопроводы подогревателя

Экраны для защиты от насекомых изготовлены из сетки и предназначены для дополнительной защиты подогревателей от насекомых и семян растений. Чистку этих экранов можно проводить в любое время при помощи пылесоса.

Рисунок 1.9- Экраны для защиты от насекомых:

1-профиль; 2-экраны для защиты от насекомых; 3-резиновый профиль.

Панель коагулятора уменьшает содержание влаги в воздухе для горения за счет удаления капель воды из потока воздуха. Панель состоит из рам (выполненных из профиля) и коагулирующих кассет Macrogen.

Фильтр-коагулятор улавливает аэрозольные жидкости с образованием капель, которые легко стекают вниз. Эти крупные капли проходят через фильтрующую среду и стекают в отстойник коагулятора. Здесь капли собираются и направляются в промливневую канализацию.

Рисунок 1.10 - Коагулятор:



1-профили; 2-коагулятор Macrogen; А-направление потока воздуха

Каждый комбинированный блок фильтров состоит из рамы и секции фильтров. В состав секции фильтров входит фильтр грубой очистки Novatex PAL-35?G4 и фильтр тонкой очистки TMPC F8 G10N.

Датчик «Vaisala» измеряет влажность и температуру наружного воздуха для расчета точки росы в устройстве управления противообледенительной системой.

Рисунок 1.11 - Датчик точки росы

Он содержит следующие основные компоненты:

-датчик температуры;

-датчик влажности;

-преобразователь.

Для удобства транспортировки и установки воздухозаборный отвод (угольник) и канал выполнены в виде нескольких отдельных секций:

-воздухозаборный угольник;

-кожух глушителя;

-переходный участок;

-промежуточный участок;

-заслонка воздухозаборника;

-воздухозаборный канал (верхняя и нижняя части).

Воздухозаборный угольник крепится болтами к нижней части короба фильтров и кожуху глушителя. Его основное назначение - направлять воздух в глушитель и далее к компрессору газовой турбины.

Конструкция глушителя и кожуха глушителя обеспечивает поддержание уровня шума в определенных пределах. Для этой цели в кожухе глушителя имеется два ряда звукопоглощающих перегородок. Все секции кожуха скреплены между собой болтами и состоят из элементов с двойными стенками и звукоизоляцией.

Основное назначение переходного участка - выполнять функции переходного элемента в соответствии с размерами кожуха заслонки воздухозаборного канала. Последний состоит из элементов с двойными стенками, имеющими звукоизоляцию.

Заслонка воздухозаборника представляет собой отсечное устройство на входе в компрессор, соответствующее полному сечению канала. Если газовая турбина не работает, заслонка воздухозаборника закрыта для предотвращения вентиляции и, соответственно, попадания влаги в компрессор во время простоя системы забора воздуха. Также отсечная заслонка не допускает вращение ротора газовой турбины в следствие самотяги в период простоя энергоблока. Кроме того, на входе компрессора имеются соединительные элементы для подключения осушителя, что позволяет продувать турбину сухим воздухом в периоды простоя. Осушитель включается автоматически во время остановки газовой турбины.

Отсечная заслонка располагается перед компрессором в потоке воздуха канала. Управление приводом заслонки осуществляет система управления газовой турбины. После остановки газовой турбины заслонка 2 часа находится в открытом состоянии, потом закрывается.

Сам кожух имеет двойные стенки со звукоизоляцией на входе и крепится болтами к переходному участку и промежуточному участку.

Основное назначение промежуточного участка - выполнять функции переходного элемента в соответствии с размерами воздухозаборного канала и лопастями заслонки воздухозаборного канала в открытом положении.

Воздухозаборный канал служит для равномерной подачи воздуха для горения в компрессор без турбулентного движения. Для этого он оборудован внутренним воздухозаборным раструбом с защитой вала турбины, а также специальным наружным воздухозаборным конусом и раструбом. Внутри воздухозаборного раструба проходит ведущий вал от турбины к генератору. Воздухозаборный канал оснащен системой очистки лопаток.

Система подогрева ротора, изображенная на рисунке 1.5, служит для поддержания минимальной температуры вала ГТ, когда турбина в режиме вращения на валоповоротном устройстве. Для этого воздух к турбине поступает через модули фильтров воздухозаборника и электрический воздухонагреватель.

Система управления наблюдает за входной температурой воздухозаборника и задает необходимое количество тепла через фазный угол модуляции мощности теплообменников. Для этого до и после электрического воздухонагревателя располагаются датчики температуры.

Рисунок 1.12-Система подогрева ротора:

1- модуль фильтра воздухозаборника; 2,4-промежуточные детали; 3-электрический воздухонагреватель; 5-компенсатор; 6-заслогка воздухозаборника; 7-опорная конструкция; 8-платформа

Система подогрева используется для подогрева, поступающего в газовую турбину воздуха для горения при работе в условиях низкой температуры, а также для защиты фильтров и канала от обледенения при температуре воздуха ниже нуля. Система осуществляет нагрев приточного воздуха в теплообменниках до температуры, превышающей точку росы и температуру обледенения.

В систему подогрева воздуха входит:

-замкнутый контур подогрева воздуха КВОУ;

-греющий контур подогрева воздуха.

В замкнутый контур подогрева воздуха КВОУ входит следующее оборудование:

?теплообменники ПВК подогрева воздуха GWA (18 шт.);

?2 насоса замкнутого контура НЭ NBG 200-150-400/431 Е-F-N GQQE («Grundfos»);

-пластинчатые подогреватели замкнутого контура ПГСК FP 405-135-1- EH («Funke») (2 шт.), нагреваемая сторона-этиленгликоль;

-компенсационный бак БЭК V=1 м3;

-бак приготовления раствора этиленгликоля V=4м3;

?насос НЗЭ заполнения этиленгликолем НЗЭ CR 1-13 B-FGJ-G-E-HQQE («Grundfos»);

-трехходовой клапан BR 340S (HORA).

Теплообменники ПВК подогрева воздуха GWA представляют собой пластинчатые теплообменники, в которых передача тепла от греющей среды (этиленгликоль) к нагреваемой (воздух) производится через стальные гофрированные пластины, которые установлены на раму и сварены в пакет.

Характеристика и рабочие параметры теплообменников КВОУ указаны в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Характеристика теплообменников ПВК

Наименование	Греющая сторона	Нагреваемая сторона
1. Cреда	Этиленгликоль	Воздух
2.Поверхность теплообмена, м2	61,18
3.Расчетная давление, бар	12
4.Максимальная рабочая температура, 0С	95
5.Вес пустого аппарата, кг	535
6.Содержание (вместимость), л	77

Насос замкнутого контура НЭ NBG 200-150-400/431 E-F-N GQQE («Grundfos) предназначен для перекачивания по замкнутому контуру этиленгликолевой смеси.

Таблица 1.5 - Характеристика подогревателей ПГСК

Наименование	Греющая сторона	Нагреваемая сторона
1. Cреда	Сетевая вода	Водно-гликолевая смесь
2. Расчетная температура на входе, 0С	115	-10
3. Расчетная температура на выходе, 0С	70	44,5
4.Расход, т/ч	419,05	456,15
5.Тепловая мощность, МВт	21,93
6.Поверхность теплообмена, м2	61,18
7.Расчетное давление, МПа	1,6
8.Максимальная рабочая температура, 0С	150
9.Вес пустого аппарата, т	1,523
10.Вес заполненного аппарата, т	1,702

Ядром пластинчатого теплообменника является пакет рифленых пластин с проходными отверстиями. Пластины поворачиваются по отношению друг к другу под углом в 1800, формируют, таким образом, каналы, по которым протекают среды. На каждую пластину прикрепляется уплотнение, обеспечивающее надежную герметичность каналов протекания сред, участвующих в теплообмене.

Рисунок 1.13- Пластинчатый теплообменник.



Подогреватели замкнутого контура ПГСК FP 405-135-1- EH представляют собой пластинчатые теплообменники, в которых передача тепла от греющей среды (прямая сетевая вода) к нагреваемой (этиленгликолевая смесь) производится через стальные гофрированные пластины, которые установлены на раму и сварены в пакет. В таблице 1.5 указаны параметры рабочей среды, теплообменников замкнутого контура подогрева этиленгликоля.

В качестве теплоносителя замкнутого контура используется жидкость DOWCAL100(объемная доля 60%) на основе этиленгликоля со специальным составом ингибиторов для защиты от коррозии.

Таблица 1.6 - Характеристики этиленгликоля

Свойство	Значение
Массовая доля этиленгликоля	92%
Массовая доля ингибиторов и воды	8%
Цвет	Бесцветный
Удельный вес при 150 0С	1,115-1,125
Плотность при 20 0С	1,130-1,140 г/см3
Запас щелочности, не менее	10 мл.
рН 50% водного раствора	7,6-8,2
рН 33% водного раствора	7,9-8,4
Температура замерзания, не выше, 40% водный раствор	-230С
Температура вспышки	1200С
Диапазон кипения при 1013 мбар	1700С
Динамическая вязкость при 20 0С	20-25мПа*с
Кинематическая вязкость при 20 0С	15-25мм2/с
Удельная теплоемкость при 20 0С	2,33 кДж/кг*К
Удельная теплопроводность при 20 0С	0,25 Вт/м*К
Температура застывания, приблизительно	-420С

Для подогрева замкнутого контура подогрева воздуха КВОУ используется греющий контур подогрева воздуха. Рабочей средой является сетевая вода. Тепло от сетевой воды через теплообменники передается этиленгликолевой смеси. В греющий контур подогрева воздуха входит следующее оборудование:

?насосы греющего контура подогрева воздуха НС NBG 150-125-200/219 Е-F-A-BAQE («Grundfos») (2шт.);

?подогреватели замкнутого контура подогрева воздуха ПГСК FP 405-135-1- EH (2 шт.), греющая сторона сетевая вода.

Насосы греющего контура подогрева воздуха предназначены для перекачивания сетевой воды греющего контура КВОУ.

Согласно проведенному исследованию выявлено, что при наличии значительных преимуществ ПГУ перед паротурбинными установками (меньше удельная стоимость, высокий КПД ПГУ), существуют и недостатки.

Их главным недостатком является значительная зависимость генерируемой электрической мощности от параметров наружного воздуха. Например, по эксплуатационным данным ПГУ-420: реальная мощность газотурбинной установки при температуре и давлении атмосферного воздуха, равными t = 1,5 C, р = 98,8 кПа, составила NГТУ =283,3 МВт, а мощность всей ПГУ - NПГУ =420 МВт. При температуре и давлении атмосферного воздуха, равными t = 30 C, р = 99,2 кПа мощность ГТУ составила NГТУ =253 МВт, а мощность всей ПГУ - NПГУ =365 МВт. Таким образом, при повышении температуры воздуха от 1,5 до 30 C мощность ГТУ снижается на NГТУ =30,3 МВт, а мощность всей ПГУ снижается на NПГУ =55 МВт, что составляет 13 % от номинальной мощности ПГУ-420. Таким образом, снижение мощности происходит примерно линейно в зависимости от температуры воздуха.

Немало важным недостатком также является необходимость подготовки воздуха (фильтрация), который в дальнейшем используется для сжигания топлива. А также существуют ограничения на использование определенного типа топлива, так как применение угля как основного топлива возможно только в установках с внутрицикловой газификацией угля, что сильно удорожает строительство таких электростанций.

Известным решением проблемы снижения мощности ПГУ является охлаждение атмосферного воздуха перед поступлением его в компрессор ГТУ.

Рассмотрим энергетический эффект охлаждения атмосферного воздуха перед ПГУ-420 с использованием холода в абсорбционных холодильных машинах (АБХМ), работающих на природном газе, паре или горячей воде. Для Череповецкой ГРЭС лучше подходят АБХМ на природном газе, поскольку на ГРЭС нет теплофикационных турбин.



2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГТУ

Данная глава работы состоит из выполнения расчета ГТУ при нормальных условиях и при повышенной температуре воздуха, расчета холодильной мощности, построения графиков с изменением характеристик ГТУ в зависимости от температуры наружного воздуха. Расчет производится по методике, предложенной Рыжковым В.Я [10].

2.1 Расчет ГТУ при нормальных условиях

Наибольшее распространение в современных ГТУ получила система воздушного охлаждения, которая отражена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Расчетная схема простой ГТУ с воздушным охлаждением сопловых и рабочих лопаток.

Схема простой ГТУ с открытым воздушным охлаждением содержит линии подачи охлаждающего воздуха Gв1, Gв2 от компрессора к различным точкам проточной части турбины.

Исходные данные, необходимые для расчёта основных характеристик простой ГТУ с охлаждением газовой турбины:

- электрическая мощность ГТУ Nэ = 279 МВт = 279 000 кВт;

- температура газов перед газовой турбиной tс = 1375 С;

- температура воздуха перед компрессором tа = 15 С;

- степень сжатия в компрессоре ГТУ = 18,2;

- коэффициент аэродинамических потерь = / = 0,96.

- коэффициент использования теплоты в камере сгорания к.с = 0,995;

- механический к.п.д. газовой турбины м = 0,995;

- к.п.д. электрического генератора э.г = 0,985;

- изоэнтропийный к.п.д. компрессора к = 0,88;

- изоэнтропийный к.п.д. газовой турбины т = 0,9;

- характеристики топлива: Кт = 44300 кДж/кг; L0 = 15 кг/кг; hт.п = 0 кДж/кг;

- коэффициент утечек в ГТУ у = 0,003;

- допустимая температура металла ступеней газовой турбины tw = 1150 С;

- число ступеней в газовой турбине - z = 4.

Расчет ГТУ без охлаждения

Рассчитывается процесс сжатия воздуха в компрессоре. Задается величина mв 0,28, и определяется в первом приближении температура воздуха на выходе из компрессора:

По температурам Та и Тb определяются энтальпии воздуха hа и hb, рассчитывается средняя изобарная теплоемкость воздуха в процессе сжатия в компрессоре по формуле

После чего уточняется значение mв:

mв = Rв/срв = 0,287/срв,

mв =0,2772,

а также значения температуры Тb по формуле (2.1) и энтальпии hb[11]:

Определяется коэффициент избытка воздуха в камере сгорания:

где hвозд(Тс) - энтальпия воздуха при температуре Тс, кДж/кг;

hп.с(Тс) - энтальпия чистых продуктов сгорания при температуре Тс, кДж/кг;

hтп - энтальпия топлива (принять энтальпию топлива равной нулю (hтп = 0), кДж/кг.



где tc - температура газов перед турбиной, С;

- средняя теплоемкость воздуха, .

Энтальпия чистых продуктов сгорания hп.с в (2.4), отсчитанная от энтальпии продуктов сгорания при 25 С, равна:

Определяются массовые доли чистых продуктов сгорания и воздуха в газах, выходящих из камеры сгорания:

После чего находится энтальпия газов перед газовой турбиной:



Параметр для газов, расширяющихся в турбине, принимается предварительно равным mг = 0,25.

Рассчитывается температура газов на выходе из турбины при изоэнтропийном расширении:

где Tc = tc + 273,15 К.

Из определения изоэнтропийного КПД турбины:

,

выражается действительная температура газов на выходе из турбины:

где = отношение давлений в газовой турбине;

Находится энтальпия газов hd за газовой турбиной по формуле:

где hвозд(Тd) - энтальпия воздуха при температуре Тd, кДж/кг;

hп.с(Тd) - энтальпия чистых продуктов сгорания при температуре Тd, кДж/кг.

Средняя теплоемкость газа в процессе расширения в газовой турбине:

Уточненное значение mг находится по формуле: mг = Rг/срг, где газовая постоянная равна:

для стандартного углеводородного топлива принимается п.с = 28,66; возд = 28,97;

Зная mг, по формулам (2.11) и (2.12) уточняем значения Тd, hd:

Удельная работа расширения газа в газовой турбине без охлаждения:

Удельная работа на сжатие воздуха в компрессоре:

Отношение расхода воздуха в компрессоре, к расходу газа в турбине:

Удельная полезная работа в ГТУ без охлаждения газовой турбины:



Коэффициент полезной работы ГТУ без охлаждения газовой турбины:

Расход газа через турбину:

где м механический к.п.д. ГТУ, определяемый выражением:

Расход топлива в ГТУ без охлаждения:

Электрический КПД ГТУ без охлаждения:



Результаты расчета схемы простой ГТУ без охлаждения: tb = 425,39 С; = 2,387; hс = 1595,13 кДж/кг; td = 657,2 С; Hт = 897,77 кДж/кг; Hк = 418,44 кДж/кг; H = 489,48 кДж/кг; = 0,545; Gт = 584,03 кг/с; В = 15,87 кг/с; э = 39,68 %.

Расчет ГТУ с охлаждением

С учетом данных расчета ГТУ без охлаждения проводится расчет показателей ГТУ с охлаждением элементов газовой турбины.

Относительный расход воздуха на охлаждение лопаток газовой турбины определяется по эмпирическому выражению:

где Tw - допустимая температура металла лопаток турбины, К,

Определяется величина:

где н = 0,50,7 (принять н 0,6);

z - число ступеней в газовой турбине.



Определяется разница величин:

где Т1 = Тb, К;

, К.

Определяется величина

Удельная работа ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины:

Расход газа на входе в газовую турбину, кг/с:



Расход топлива в камере сгорания ГТУ:

Расход воздуха на входе в камеру сгорания:

Расход воздуха на входе в компрессор:

Расход газов на выходе из газовой турбины, кг/с:

Электрический коэффициент полезного действия ГТУ с охлаждением:



Результаты расчета схемы простой ГТУ с охлаждением: gв = 0,092; = 0,46; Нохл = 468,74 кДж/кг; Gт = 609,87 кг/с; Gк = 593,29 кг/с; Вохл = 16,57 кг/с; Gк = 651,18 кг/с; Gт = 665,97 кг/с; э.охл = 38%.

2.2 Расчет ГТУ при повышенной температуре

Рассчитываются основные характеристики простой ГТУ газовой турбины, при следующих исходных данных:

- температура газов перед газовой турбиной tс = 1375 С;

- температура воздуха перед компрессором tа = 25 С;

- степень сжатия в компрессоре ГТУ = 18,2;

- коэффициент аэродинамических потерь = / = 0,96.

- коэффициент использования теплоты в камере сгорания к.с = 0,995;

- механический к.п.д. газовой турбины м = 0,995;

- к.п.д. электрического генератора э.г = 0,985;

- изоэнтропийный к.п.д. компрессора к = 0,88;

- изоэнтропийный к.п.д. газовой турбины т = 0,9;

- характеристики топлива: Кт = 44300 кДж/кг; L0 = 15 кг/кг; hт.п = 0 кДж/кг;

- коэффициент утечек в ГТУ у = 0,003;

- допустимая температура металла ступеней газовой турбины tw = 1150 С;

- число ступеней в газовой турбине - z = 4.

Расчет ГТУ без охлаждения

Рассчитывается процесс сжатия воздуха в компрессоре по формуле (2.1):

По температурам Та и Тb определяются энтальпии воздуха hа и hb, рассчитывается средняя изобарная теплоемкость воздуха в процессе сжатия в компрессоре по формуле по формуле (2.2):

После чего уточняется значение mв по формуле (2.3):

mв =0,2737,

а также значения температуры Тb по формуле (2.1) и энтальпии hb:

Определяется коэффициент избытка воздуха в камере сгорания по формуле (2.4):



Энтальпия чистых продуктов сгорания hп.с в (2.4), отсчитанная от энтальпии продуктов сгорания при 25С, считается по формуле (2.6):

По формуле (2.7) определяются массовые доли чистых продуктов сгорания и воздуха в газах, выходящих из камеры сгорания:

по формуле (2.8) находится энтальпия газов перед газовой турбиной:

Считается действительная температура газов на выходе из турбины по формуле (2.11):

Находится энтальпия газов hd за газовой турбиной по формуле (2.12):



Средняя теплоемкость газа в процессе расширения в газовой турбине рассчитывается по формуле (2.13):

Считается уточненное значение mг находится по формуле: mг = Rг/срг, где газовая постоянная равна:

Зная mг, по формулам (2.11) и (2.12) уточняем значения Тd, hd:

Удельная работа расширения газа в газовой турбине без охлаждения находится по формуле (2.15):



Удельная работа на сжатие воздуха в компрессоре определяется по формуле (2.16):

По формуле (2.17) находится отношение расхода воздуха в компрессоре, к расходу газа в турбине:

Удельная полезная работа в ГТУ без охлаждения газовой турбины определяется по (2.18):

Рассчитывается коэффициент полезной работы ГТУ без охлаждения газовой турбины по формуле (2.19):

Расход газа через турбину находится по формуле (2.20):

где м механический к.п.д. ГТУ, определяемый выражением:



Рассчитывается расход топлива в ГТУ без охлаждения по формуле (2.22): энергетический мощность тепловой электростанция

Электрический КПД ГТУ без охлаждения находится по формуле (2.23):

Результаты расчета схемы простой ГТУ без охлаждения: tb = 435,9 С; = 2,43; hс = 1593,67 кДж/кг; td = 656,75 С; Hт = 897,41 кДж/кг; Hк = 429,96 кДж/кг; H = 477,65 кДж/кг; = 0,532; Gт = 598,63 кг/с; В = 15,96 кг/с; э = 39,46%.

Расчет ГТУ с охлаждением

С учетом данных расчета ГТУ без охлаждения проводится расчет показателей ГТУ с охлаждением элементов газовой турбины.

Относительный расход воздуха на охлаждение лопаток газовой турбины определяется по эмпирическому выражению (2.24):

По формуле (2.25) Определяется величина:



Определяется разница величин по выражению (2.26):

Определяется величина по формуле (2.27):

По формуле (2.28) удельная работа ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины равна:

Определяется расход газа на входе в газовую турбину по формуле (2.29):

Расход топлива в камере сгорания ГТУ находится по формуле (2.30):

Рассчитывается расход воздуха на входе в камеру сгорания по формуле (2.31):



Расход воздуха на входе в компрессор находится по формуле (2.32):

Расход газов на выходе из газовой турбины определяется по выражению (2.33):

Электрический коэффициент полезного действия ГТУ с охлаждением считается по формуле (2.34):

Результаты расчета схемы простой ГТУ с охлаждением: gв = 0,092; = 0,48; Нохл = 456,56 кДж/кг; Gт = 626,28 кг/с; Gк = 609,59 кг/с; Вохл = 16,697 кг/с; Gк = 669,04 кг/с; Gт = 683,9 кг/с; э.охл = 37,72%.

Результаты расчета ГТУ при температурах наружного воздуха tа= 0; 5;10;15; 20; 25; 30 С представлены в Приложении 1.

2.3 Расчет холодильной мощности

Холодопроизводительность установки - это количество теплоты, отнимаемое от охлаждаемого объекта в единицу времени с помощью холодильной машины.

Расчет требуемой холодопроизводительности установки для охлаждения воздуха производится по формуле:

Qхол = свGвТ, кВт,

где Gв = 651,18 г/с - расход воздуха;

св 1,005 кДж/(кгК) - теплоемкость воздуха .

Qхол = 1,005651,185=3272,18 кВт.

В градирню от АБХМ нужно будет отводить тепловую мощность:

Q = Qхол + Qт, кВт,

где Qт, кВт - расход теплоты сгорания природного газа.

Расход теплоты сгорания природного газа:

Qт = Qхол • ? =3272,18 кВт.

где ?- тепловой коэффициент.

2.4 Влияние климатических условий на режимы работы ГТУ

Надежная и эффективная работа газотурбинной установки (ГТУ) может быть обеспечена только при условии соблюдения определенных режимов работы. Работа ГТУ существенно зависит от параметров наружного воздуха: температуры, давления и влагосодержания.

Обычно колебания давления наружного воздуха происходят в ограниченных пределах, поэтому они слабо влияют на работу установки. Еще меньше влияет изменение влагосодержания.

Изменение температуры воздуха существенно влияет на основные характеристики ГТУ, в том числе на электрическую мощность и электрический КПД, например, температура воздуха меняет его плотность, а соответственно и массовый расход воздуха, забираемого компрессором [12].

Исходя из этого поставлена задача провести анализ различных способов определения располагаемой мощности газотурбинной установки в зависимости от температуры наружного воздуха tа, С.

На рисунке 2.1 изображено падение электрического коэффициента полезного действия с повышением температуры наружного воздуха.

Рисунок 2.1 - Зависимость электрического КПД зэ, % от температуры наружного воздуха ta,С

Из рисунка 2.1 следует , что при увеличении температуры от 0 С до 30 С, э уменьшается от 38,76% до 37,86%, т.е. на 2,32 %.

На рисунке 2.2 видно , что при увеличении температуры от 0 С до 30 С, Нохл уменьшается от 457 кДж/кг до 419 кДж/кг, т.е. на 8,3%.

На рисунке 2.3 показано падение электрической мощности с повышением температуры наружного воздуха, например, при увеличении температуры от 0 єС до 25є С, Nэ уменьшается от 307885 кВт до 262446 кВт, т.е. на 14,8 %



Рисунок 2.2 - Зависимость удельной работы ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины Hохл, кДж/кг от температуры наружного воздуха ta,С

Рисунок 2.3 - Зависимость электрической мощности Nэ, кВт от температуры наружного воздуха ta,С

Рисунок 2.4 - Относительное изменение электрической мощности от температуры наружного воздуха ta,С



Из рисунка 2.4 видно, что при увеличении температуры наружного воздуха от 15С до 30С относительная электрическая мощность снижается на 9,44 %. А при уменьшении температуры от 15С до 0С относительная электрическая мощность увеличивается на 9,4%.

На рисунке 2.5 показана зависимость массового расхода воздуха, забираемого компрессором ГТУ от температуры наружного воздуха. Из рисунка 2.1 следует , что при увеличении температуры от 0 є С до 25 є С, G...