Модернизация существующей тепловой схемы на Череповецкой государственной районной электрической станции



Рисунок 3.1 - Схема работы ТО в режиме охлаждения воздуха:

Н - насос, перекачивающий теплоноситель (водно-гликолевую смесь); АБХМ - абсорбционно-холодильная машина, где производится охлаждение теплоносителя, нагретого в ТО

Рассмотрим параметры конкретного режима работы ТО в холодное время года, зарегистрированные в АСУ ПГУ-420. Температура воздуха на входе в ТО t1 = 28,6 C, на выходе из ТО t1 = 19,0 C; температура греющего теплоносителя (водно-гликолевой смеси) на входе в ТО t2 = 28,7 C, на выходе из ТО t2 = 4,8 C. Массовый расход воздуха через ТО составил G1 = 744 кг/с.

На основе этих данных по методике [13] рассчитаем характеристики ТО.

Нагрев воздуха в ТО:

t1 = t1 t1 = 9,6 C.

Охлаждение теплоносителя в ТО:



t2 = t2 t2 = 33,5 C.

Средний арифметический температурный напор между теплоносителем и воздухом:

t = t2 t1 = 35,7 C.

где t2 = (t2 + t2)/2, C- средняя температура теплоносителя,

t1 = (t1 + t1)/2, C - средняя температура воздуха.

Тепловой поток, получаемый воздухом:

Q = с1G1t1 = 7180 кВт,

где с1 1 кДж/(кгК) - теплоемкость воздуха.

Коэффициент теплопередачи от теплоносителя к воздуху определяем из уравнения теплопередачи:

k = Q/(Ft) = 182 Вт/(м2К).

Поскольку объемный расход воздуха, забираемый компрессором ГТУ, сохраняется при любых температурах атмосферного воздуха, то скорость движения воздуха, а значит, и коэффициент теплопередачи k будут практически неизменными при любых режимах работы ТО: k = const = 182 Вт/(м2К).

Водяной эквивалент воздуха в данном случае равняется: W1 = Q/t1 = 748 кВт/К; водяной эквивалент теплоносителя W2 = Q/t2 = 214 кВт/К.

Для исследования различных режимов работы ТО в летний период времени, когда силовой воздух будет охлаждаться, а не нагреваться, тепловой поток, передаваемый в ТО, удобно определять с помощью уравнения [1]:

кВт

где t1, t2 температуры воздуха и охлаждающего теплоносителя на входе в ТО;

W1, W2 водяные эквиваленты воздуха и теплоносителя.

В качестве оптимального значения выбираем t2 = 0,1 С, так как она не может быть меньше 0С, потому что влага, содержащаяся в атмосферном воздухе, будет выпадать на поверхностях ТО в виде льда и быстро забьет каналы ТО. При стандартной температуре воздуха t0 = 15 С (T0 = 288 К) расход атмосферного воздуха на ГТУ равен G10 = 656 кг/с, при этом водяной эквивалент воздуха составит W10 = с1 G10 = 656 кВт/К. При другой температуре воздуха t1 на входе в ГТУ водяной эквивалент воздуха при неизменном давлении изменяется согласно уравнению:

W1 = W10 T0 /Т1

где Т1 = t1 +273, К ? температура воздуха на выходе из ТО.

t1 = t1 t1, С,

где t1 = Q/W1 ? величина охлаждения воздуха в ТО,, С.

Чтобы обеспечить неизменную мощность ГТУ (и ПГУ), нужно, чтобы при температуре атмосферного воздуха t1 выше t0 = 15 С за счет его охлаждения в ТО расход воздуха и его водяной эквивалент сохранялись неизменными: W1 = const = 656 кВт/К.

Таким образом, тепловой поток Q, отводимый от воздуха в ТО, зависит от температуры атмосферного воздуха t1, и от водяного эквивалента охлаждающего теплоносителя:

W2 = с2 G2, кВт/К,

где с2, G2 - массовые теплоемкость и расход водно-гликолевой смеси.

По формуле (3.6) проведены вариантные расчеты величины Q при переменных параметрах t1 и W2, и постоянных параметрах W1 = 656 кВт/К, t2 = 0,1 С, k = 182 Вт/(м2К), F = 1101,24 м2. Уменьшение температуры воздуха в ТО определялось по выражению: t1 = Q/W1.

Результаты расчета приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1-Охлаждение воздуха в ТО

t'1, С	t'2, С	k, кВт/(м2К)	F, м2	W1, кВт/К	W2, кВт/К	Q, Вт	дt1, С
1	2	3	4	5	6	7	8
5	0,1	0,182	1101,24	656	200	593,826	0,905
10	0,1	0,182	1101,24	656	200	1199,771	1,829
15	0,1	0,182	1101,24	656	200	1805,716	2,753
20	0,1	0,182	1101,24	656	200	2411,661	3,676
25	0,1	0,182	1101,24	656	200	3017,605	4,600
30	0,1	0,182	1101,24	656	200	3623,55	5,524
35	0,1	0,182	1101,24	656	200	4229,495	6,447
W2=500 кВт/К
5	0,1	0,182	1101,24	656	500	725,7565	1,106
10	0,1	0,182	1101,24	656	500	1466,324	2,235
15	0,1	0,182	1101,24	656	500	2206,892	3,364
Продолжение таблицы 3.1
1	2	3	4	5	6	7	8
20	0,1	0,182	1101,24	656	500	2947,46	4,493
25	0,1	0,182	1101,24	656	500	3688,028	5,622
30	0,1	0,182	1101,24	656	500	4428,596	6,751
35	0,1	0,182	1101,24	656	500	5169,164	7,880
W2=1000 кВт/К
5	0,1	0,182	1101,24	656	1000	783,8024	1,195
10	0,1	0,182	1101,24	656	1000	1583,601	2,414
15	0,1	0,182	1101,24	656	1000	2383,399	3,633
20	0,1	0,182	1101,24	656	1000	3183,197	4,852
25	0,1	0,182	1101,24	656	1000	3982,996	6,072
30	0,1	0,182	1101,24	656	1000	4782,794	7,291
35	0,1	0,182	1101,24	656	1000	5582,593	8,510
F=2202,48 м2, W2=200 кВт/К
5	0,1	0,182	2202,48	656	200	851,1547	1,297
10	0,1	0,182	2202,48	656	200	1719,68	2,621
15	0,1	0,182	2202,48	656	200	2588,205	3,945
20	0,1	0,182	2202,48	656	200	3456,73	5,269
25	0,1	0,182	2202,48	656	200	4325,255	6,593
30	0,1	0,182	2202,48	656	200	5193,781	7,917
35	0,1	0,182	2202,48	656	200	6062,306	9,241
F=2202,48 м2, W2=500 кВт/К
5	0,1	0,182	2202,48	656	500	1151,076	1,755
10	0,1	0,182	2202,48	656	500	2325,644	3,545
15	0,1	0,182	2202,48	656	500	3500,212	5,336
20	0,1	0,182	2202,48	656	500	4674,779	7,126
25	0,1	0,182	2202,48	656	500	5849,347	8,917
30	0,1	0,182	2202,48	656	500	7023,915	10,707
35	0,1	0,182	2202,48	656	500	8198,482	12,498
F=2202,48 м2, W2=1000 кВт/К
5	0,1	0,182	2202,48	656	1000	1304,272	1,988
10	0,1	0,182	2202,48	656	1000	2635,162	4,017
15	0,1	0,182	2202,48	656	1000	3966,051	6,046
20	0,1	0,182	2202,48	656	1000	5296,941	8,075
25	0,1	0,182	2202,48	656	1000	6627,831	10,103
30	0,1	0,182	2202,48	656	1000	7958,72	12,132
35	0,1	0,182	2202,48	656	1000	9289,61	14,161

Дополнительно результаты расчета представлены на рисунке 3.2 и рисунке 3.3



Рисунок 3.2 - Зависимость охлаждения дt1 силового воздуха в ТО от t'1,С, при F=1101,24 м2: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К

Рисунок 3.3 - Зависимость охлаждения дt1 силового воздуха в ТО от t'1, С, при F=2202,48 м2: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К

Из рисунка 3.2 и рисунка 3.3 видно, что величина дt1 охлаждения воздуха в ТО изменяется линейно от температуры атмосферного воздуха t'1 и зависит от водяного эквивалента охлаждающего теплоносителя W2. Например, при температуре наружного воздуха t'1=20 С и водяном эквиваленте W2=200 кВт/К охлаждение воздуха в ТО составит дt1=3,68 С; W2=500 кВт/К? дt1=4,49 С; W2=1000 кВт/К? дt1=4,85 С. Таким образом, повышение водяного эквивалента W2 увеличивает охлаждение воздуха дt1. Дальнейшее увеличение W2 и следовательно G2 увеличивает затраты энергии на перекачку теплоносителя и несущественно влияет на дt1, следовательно это не является целесообразным.

Если площадь ТО увеличить в два раза (F=2202,48 м2), при температуре наружного воздуха t'1=20 С и водяном эквиваленте теплоносителя W2=200 кВт/К охлаждение воздуха в ТО составит дt1=5,27 С; W2=500 кВт/К? дt1=7, 13 С; W2=1000 кВт/К? дt1=8,08 С.

При достаточно большом охлаждении дt1 температура воздуха может понизиться до температуры точки росы, при которой начинается конденсация пара, при этом эффективная теплоемкость воздуха увеличится более, чем в два раза. Соответственно при охлаждении на 1К насыщенного воздуха потребуется отводить больше теплоты, чем при охлаждении сухого воздуха, что энергетически невыгодно. При охлаждении насыщенного влагой воздуха будет выпадать влага в виде капель воды, и чтобы они не попадали в фильтр, нужно установить каплеуловитель, который будет создавать дополнительное аэродинамическое сопротивление.

3.2 Расчет охлаждения насыщенного влагой воздуха

Рассмотрим охлаждение насыщенного влагой воздуха, когда его теплоемкость становится переменной.

По температурам воздуха t'1= 20; 25; 30; 35 С и переменной относительной влажности ц=60;70;80;100% на I-d диаграмме определим температуру точки росы, при которой начнётся конденсация водяного пара, влагосодержание ? d, г/кг сухого воздуха, а также удельную энтальпию -h, кДж/кг сухого воздуха[14].

При влажности исходного воздуха меньше 100 % условно разделим теплообменник на две части: в первой части воздух охлаждается до точки росы с теплоемкостью с = 1 кДж/кг•К, и соответствующим водяным эквивалентом, во второй части воздух охлаждается до температуры ниже точки росы с эффективной теплоёмкостью сэф и другим водяным эквивалентом. Полная площадь поверхности теплообменника F = F1+F2,м2, где F1 - площадь первой части, F2 -площадь второй части теплообменника. Проводим расчет методом последовательных приближений, т.е. сначала полагаем, что в теплообменнике не будет происходить конденсация водяного пара используя при этом полную площадь теплообменника F, м2 и теплоемкость с = 1 кДж/кг•К.

Далее по формуле (3.6) проводим вариантные расчеты величины Q при переменных параметрах наружного воздуха t1 и водяном эквиваленте W2=200;500;1000 кВт/К и постоянных параметрах W1 = 656 кВт/К, t2 = 0,1 С, k = 182 Вт/(м2К), F = 1101,24 м2.

Определяем уменьшение температуры воздуха в ТО: t1 = Q/W1, а также температуру охлажденного воздуха t"1 по выражению:

= t1? t1, С

Полученные величины сравниваем с температурой точки росы, если t"1 < tрос, то нужно уменьшать площадь теплообменника д о тех пор, пока не будет равенство: t"1 = tрос. Полученная площадь и будет F1, а F2 = F ? F1.

Далее по той же методике проводим расчет с площадью теплообменника равной F2. При этом нам необходимо найти эффективную теплоемкость воздуха- Сэф, так как температура воздуха понизиться до температуры точки росы и ниже, а значит начнется конденсация водяного пара:



Используя эффективная теплоемкость и расход атмосферного воздуха на ГТУ G10=656 кг/с, определим, что водяной эквивалент составит:

W1 = сэф G10, кВт/К

Тепловой поток, передаваемый в ТО, определяем с помощью уравнения [1]:

кВт

где tт.росы температура точки росы;

t2 температуры охлаждающего теплоносителя на входе в ТО;

W1 водяной эквивалент воздуха, кВт/К;

W2 водяной эквивалент теплоносителя, кВт/К.

Изменение влагосодержания находим по выражению:

Общий выход конденсата считаем по формуле:

где G1=656 кг/с.

Из рисунка 3.4 следует, что, например, при увеличении водяного эквивалента с W2=200 кВт/К по W2=500 кВт/К и температуре атмосферного воздуха t'1=25 С с ц=80% охлаждение силового воздуха дt1 увеличилось с 4,2 К до 4,46 К, соответсвенно на 5,83 %.

Рисунок 3.4 - Зависимость охлаждения дt1 силового воздуха в ТО от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2 и ц=80%: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К

А из рисунка 3.5 видно, что, при увеличении водяного эквивалента с W2=200 кВт/К по W2=500 кВт/К и температуре атмосферного воздуха t'1=25 С с ц=70% охлаждение силового воздуха дt1 увеличилось с 4,6 К до 5,62 К, соответсвенно на 18,15 %.

Рисунок 3.5 - Зависимость охлаждения дt1 силового воздуха в ТО от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2 и ц=70%: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К



Анализируя рисунок 3.6 можно увидеть, что, при увеличении водяного эквивалента с W2=200 кВт/К по W2=500 кВт/К и температуре атмосферного воздуха t'1=25 С с ц=60% охлаждение силового воздуха дt1 увеличилось с 4,6 К до 5,62 К, соответсвенно на 18,15 %. А также видно, что при ц=60% охлаждение силового воздуха происходит без конденсации водяного пара, находящегося в воздухе.

Рисунок 3.6 - Зависимость охлаждения дt1 силового воздуха в ТО от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2 и ц=60%: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К

Рисунок 3.7 - Зависимость охлаждения дt1 силового воздуха в ТО от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2 и ц=100%: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К

Из рисунка 3.7 следует, что, при увеличении водяного эквивалента с W2=200 кВт/К по W2=500 кВт/К и температуре атмосферного воздуха t'1=25 С с ц=100% охлаждение силового воздуха дt1 увеличилось с 1,31 К до 1,63 К, соответсвенно на 19,63 %. Сопоставляя рисунок 3.6 и рисунок 3.7 можно заметить, что при увеличении относительной влажности с ц=60% по ц=100% с температурой атмосферного воздуха t'1=25 С и W2=500 кВт/К охлаждение силового воздуха дt1 уменьшилось с 5,62 К до 1,63 К, соответсвенно на 71 %.

Исходя из этого можно сделать вывод,что охлаждать силовой воздух следует только до точки росы, дальнейшее охлаждение дает гораздо меньший эффект.

Рисунок 3.8 - Зависимость охлаждения дt1 силового воздуха в ТО от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=2202,48 м2 и W2=500 кВт/К: 1- ц=60 %; 2- ц=70%; 3- ц=80%; 4- ц=100%

Анализируя рисунок 3.8 можно увидеть, что, при увеличении относительной влажности с ц=60% по ц=100% и увеличении площади ТО до F=2202,48 м2 с температурой атмосферного воздуха t'1=25 С и W2=500 кВт/К охлаждение силового воздуха дt1 уменьшилось с 8,62 К до 2,72 К, соответсвенно на 68,45 %. Исходя из этого можно сделать вывод,что увеличение площади ТО на охлаждение силового воздуха сказалось благоприятно, а увеличение относительной влажности энергетически менее выгодно.

Рассматривая рисунок 3.9 можно увидеть, что при увеличении водяного эквивалента с W2=200 кВт/К по W2=500 кВт/К и температуре атмосферного воздуха t'1=25 С с ц=80% выход общего конденсата Gконд увеличился с 0,28 кг/с до 0,42 кг/с, соответсвенно на 33 %. Исходя из этого можно сделать вывод,что увеличение водяного эквивалента негативно сказывается на величину общего выхода конденсата.

Рисунок 3.9 - Зависимость общего выхода конденсата Gконд, кг/с от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2 и ц=80%: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К

Исходя из рисунка 3.10 можно сделать вывод, что при увеличении водяного эквивалента с W2=200 кВт/К по W2=500 кВт/К и температуре атмосферного воздуха t'1=25 С с ц=70% выход общего конденсата Gконд отсутсвует. Но уже при W2=1000 кВт/К конденсация водяного пара начинается.

Сопоставляя рисунок 3.9 и рисунок 3.11 можно сделать вывод, что при увеличении водяного эквивалента увеличении влажности с ц=80% до с ц=100% и водяным эквивалентом W2=200 кВт/К и температуре атмосферного воздуха t'1=25 С выход общего конденсата Gконд увеличился в разу с 0,28 кг/с по 0,92 кг/с, т.е. в более чем в 3 раза.



Рисунок 3.10- Зависимость общего выхода конденсата Gконд, кг/с от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2 и ц=70%: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К

Рисунок 3.11 - Зависимость общего выхода конденсата Gконд, кг/с от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2 и ц=100%: 1- W2=200 кВт/К; 2- W2=500 кВт/К; 3-W2=1000 кВт/К

Из рисунка 3.12 можно увидеть, что увеличение площади F, м2 ТО в два раза, примерно пропорционально увеличивает выход конденсата Gконд. Например, сравним рисунок 3.11 и 3.12, при водяном эквиваленте W2=500 кВт/К и температуре атмосферного воздуха t'1=25 С (рисунок 3.11) выход общего конденсата составит: Gконд=1,15 кг/с, а на рисунке 3.12 с идентичными параметрами Gконд=1,92 кг/с.

Рисунок 3.12 - Зависимость общего выхода конденсата Gконд, кг/с от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=2202,48 м2 и W2=500 кВт/К: 1- ц=60 %; 2- ц=70%; 3- ц=80%; 4- ц=100%

Результаты расчета охлаждения воздуха при влажности ц=80 % и ц=100 % дополнительно представлены в таблице 3.1 и таблице 3.2:

Рисунок 3.13 - Зависимость температуры теплоносителя на выходе из ТО t”2, С от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2: 1- ц=60 % и W2=200 кВт/К; 2- ц=60% и W2=500 кВт/К ; 3- ц=60% и W2=1000 кВт/К 4- ц=100% и W2=200 кВт/К; 5- ц=100% и W2=500 кВт/К; 6- ц=100% и W2=1000 кВт/К

На рисунке 3.13 явно прослеживается, что температура теплоносителя на выходе из ТО t”2,С слабо зависит от влажности наружного воздуха. Например, рассмотрим линию 3 и линию 6, температура теплоносителя на выходе из ТО примерно одинакова. Но очень хорошо прослеживается зависимость t”2, С от водяного эквивалента W2, кВт/К: чем выше водяной эквивалент тем ниже температура теплоносителя на выходе из ТО.

Из рисунка 3.14 можно увидеть, что увеличение влажности наружного воздуха слабо влияет на изменение теплового потока Q, Вт, передаваемого в ТО.

Рисунок 3.14 - Зависимость теплового потока,передаваемогов ТО Q,кВт от температуры атмосферного воздуха t'1, С, при F=1101,24 м2: 1- ц=60 % и W2=200 кВт/К; 2- ц=60% и W2=500 кВт/К ; 3- ц=60% и W2=1000 кВт/К 4- ц=100% и W2=200 кВт/К; 5- ц=100% и W2=500 кВт/К 6- ц=100% и W2=1000 кВт/К

Таблица 3.1-Охлаждение воздуха в поверхностных ТО КВОУ при ц=80 %

t'1, С	?,%	t точки росы	d, г/кг	h, кДж/кг	сэф, кДж/кг•К	t'2, С	k ,кВт/(м2К)	F1, м2	W1, кВт/К	W2 кВт/К,	Q,Вт	дt1, К	t"1, С	-	-	-
10	80	6,7	6,08	25,39	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
15	80	11,6	8,48	36,52	1	0,1	0,182	1101,24	656	200	1805,72	2,75	12,25	-	-	-
20	80	16,4	11,68	49,76	1	0,1	0,182	1101,24	656	200	2411,66	3,68	16,32	-	-	-
25	80	21,3	15,93	65,71	1	0,1	0,182	781	656	200	2418,08	3,69	21,31	-	-	-
30	80	26,2	21,53	85,19	1	0,1	0,182	628	656	200	2489,30	3,79	26,21	-	-	-
35	80	31	28,86	109,22	1	0,1	0,182	549	656	200	2629,91	4,01	30,99	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
t'1, С	?,%	t точки росы	d, г/кг	h, кДж/кг	сэф,кДж/кг•К	t'2, С	k, кВт/(м2К)	F2, м2	W1, кВт/К	W2, кВт/К	Q,Вт	дt1, К	t"1, С	?d		?дt, С
10	80	6,7	6,08	25,39	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
15	80	11,6	8,48	36,52	1	0,1	0,182	-	-	-	-	-	-	-	-	2,75
20	80	16,4	11,68	49,76	1	0,1	0,182	-	-	-	-	-	-	-	-	3,68
25	80	21,3	15,93	65,71	3,19	0,1	0,182	320,24	2093,43	200	1065,525	0,51	20,79	0,43	0,28	4,20
30	80	26,2	21,53	85,19	3,90	0,1	0,182	473,24	2555,51	200	1824,402	0,71	25,49	0,80	0,52	4,51
35	80	31	28,86	109,22	4,81	0,1	0,182	552,24	3152,74	200	2450,809	0,78	30,22	1,14	0,75	4,79

Таблица 3.2-Охлаждение воздуха в поверхностных ТО КВОУ при ц=100 %

t'1, С	?,%	d, г/кг	h, кДж/кг	сэф, кДж/кг•К	t'2, С	k ,кВт/(м2К)	F, м2	W1, кВт/К	W2 кВт/К,	Q,Вт	дt1, К	?d		t"1, С
10	100	7,624	29,264	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
15	100	10,634	41,973	2,5418	0,1	0,182	1101,24	1667,421	200	1912,894	1,15	0,69	0,45	13,85
20	100	14,67	57,34	3,0734	0,1	0,182	1101,24	2016,15	200	2571,931	1,28	1,03	0,68	18,72
25	100	20,042	76,18	3,768	0,1	0,182	1101,24	2471,808	200	3237,272	1,31	1,41	0,92	23,69
30	100	27,146	99,543	4,6726	0,1	0,182	1101,24	3065,226	200	3907,219	1,27	1,81	1,19	28,73
35	100	36,502	128,808	5,853	0,1	0,182	1101,24	3839,568	200	4580,291	1,19	2,23	1,46	33,81

3.3 Подбор оборудования для СОВ

Рисунок 3.15 - Схема работы абсорбционного цикла охлаждения

Подбор АБХМ

Абсорбционный бромистолитиевый чиллер (АБХМ) ? промышленная абсорбционная холодильная машина, предназначением которой является отвод теплоты от воды. Применение АБХМ возможно лишь при наличии тепловой энергии, например, бросового тепла производственных процессов. АБХМ состоит из четырех основных аппаратов: испаритель, абсорбер, генератор и конденсатор. Вспомогательное оборудование: насос абсорбената (раствор LiBr), и насос хладагента (воды). Для осуществления абсорбционного цикла необходимо отводить теплоту абсорбции и конденсации в окружающую среду с помощью градирни.

Подбор АБХМ выполняется исходя из расчетной холодильной мощности, из выражения (2.31) Qхол =3272,18 кВт. Устанавливаем двухступенчатый высокоэффективный абсорбционный чиллер на паре Lessar LUC-SWH900. Технические характеристики АБХМ приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические характеристики АБХМ LUC-SWH900

Параметр	Значение
Холодопроизводительность, кВт	3465
Расход охлажденной воды, м3/ч	544
Расход охлаждающей воды, м3/ч	900
Температура на входе/выходе охлажденной воды, С	12/7
Температура на входе/выходе охлаждающей воды, С	32/37,2
Расход пара, кг/ч	3510
Длина, ширина, высота, мм	6142/2606/3350
Эксплуатационный вес, т	27,4
Потребляемая мощность, кВт	9,8

Подбор градирни

Градирня ? теплообменный аппарат для охлаждения воды направленным потоком атмосферного воздуха. Основной принцип работы ? разбрызгивание горячей воды и её смешивание с атмосферным воздухом, с последующим стеканием её тонкой пленкой по специальному наполнителю[16].

По принципу действия различают следующие типы градирен:

-мокрые (испарительные);

-закрытые.

Мокрые градирни пользуются большей популярностью из-за их низкой стоимости. Однако монтаж конструкции требует большой площади для их размещения.

Выполняется подбор градирни из расчетной номинальной холодопроизводительности по выражению:

Qград =Qхол +Qт,

Qград= 3465+ 3465 = 6930 кВт.

Предлагается установить две мокрых открытых градирни Baltimore VXT 750 с внутренними радиальными вентиляторами, технические характеристики которой приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Технические характеристики мокрой градирни VXT 750

Параметр	Значение
Номинальная холодопроизводительность, кВт	3675
Температура воды на подачу в градирню, оС	35
Температура воды из градирни, оС	25
Температура мокрого термометра, оС	21
Длина, ширина, высота, мм	7226/3000/4987
Эксплуатационный вес, т	11
Окр. среда - температура воздуха/влажность, оС/%	27/55

3.4 Расчет экономической эффективности

Рассчитывается стоимость оборудования для системы охлаждения воздуха (СОВ) для ПГУ-420 на Череповецкой ГРЭС.

Стоимость АБХМ:

К1 = k1 Qх = 1503465 = 519750 $? 32,2 млн. руб,

где k1 = 150$ /кВт - удельная стоимость отечественной АБХМ на 1 кВт холодопроизводительности;

Qх=3465 кВт - установленная холодопроизводительность АБХМ на Череповецкой ГРЭС.

Стоимость мокрой градирни:

К2 = k2 Qгр = 22,57350 =165375$ ? 10,3 млн. руб,

где k2 = 22,5$/кВт - удельная стоимость мокрой открытой градирни на 1 кВт холодопроизводительности;

Qгр=7350 кВт - установленная холодопроизводительность мокрой градирни на Череповецкой ГРЭС.

Суммарные капиталовложения в систему охлаждения воздуха на Череповецкой ГРЭС, составят:

К = К1 + К2 = 42,5 млн. руб.

Применение системы охлаждения воздуха холодильной мощностью 3465 кВт повышает мощность ПГУ-420 примерно на N = 10000 кВт. Рассчитывается выработка дополнительной электроэнергии за счет работы СОВ на Череповецкой ГРЭС. Предлагается работа СОВ в летние месяцы. Эксплуатационными затратами (затраты электроэнергии на АБХМ и градирню) и затратами на теплоту предлагается пренебречь, так как благодаря работе СОВ повышается КПД ГТУ и АБХМ использует отработавшие газы, пар.

Количество электроэнергии, полученной благодаря работе СОВ за четыре месяца (с середины мая по середину сентября), составит:

Э = n730N = 4720110000 = 28,8 млн. кВтч, (3.20)

где n = 4 - число летних месяцев;

720 - число часов в месяце;

= 1 - коэффициент загрузки СОВ.

При стоимости отпуска электроэнергии с = 2 руб/ кВтч дополнительная прибыль составит:

П = Э с =28,82 = 57,6 млн. руб.

Поскольку прибыль, полученная за счет увеличения выработки электроэнергии (П = 57,6 млн. руб) превышает капитальные вложения в систему охлаждения воздуха (К = 42,5 млн. руб), то срок окупаемости системы охлаждения воздуха на Череповецкой ГРЭС составит менее четырех месяцев. Срок службы АБХМ и градирни составляет не менее 20 лет, то в оставшиеся годы (летние месяцы) система охлаждения воздуха будет приносить чистую прибыль.

Таким образом, предлагаемая система охлаждения воздуха для ПГУ-420 на Череповецкой ГРЭС является экономически эффективной с небольшим сроком окупаемости.

На основе проведенных расчетов можно сделать следующие выводы:

1. При достаточно большом охлаждении t1 температура воздуха может понизиться до температуры точки росы, при которой начнется конденсация водяного пара, содержащегося в воздухе, при этом, за счет выделения теплоты конденсации эффективная теплоемкость воздуха увеличится более, чем в два раза, то есть при охлаждении на 1 К насыщенного влагой воздуха потребуется отводить в два с лишним раза больше теплоты, чем при охлаждении сухого воздуха, что энергетически гораздо менее выгодно. Кроме того, при охлаждении насыщенного воздуха будет выпадать влага в виде капель воды, и чтобы они не уносились из ТО и не попадали в фильтр, на выходе из ТО нужно установить каплеуловитель, который будет создавать дополнительное аэродинамическое сопротивление.

Таким образом, охлаждать силовой воздух следует только до точки росы, поскольку дальнейшее его охлаждение даст гораздо меньший эффект.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Проведен анализ состояния и перспективных направлений развития единой энергетической системы. В ходе анализа было определено, что перспективным направлением развития энергетики являются газотурбинные и парогазовые энергетическими установки, из-за относительно высокого КПД по сравнению с паротурбинными установками. КПД парогазовых установок на данный момент уже достигают 60%.Но в тоже время в отличие от паросиловых установок ГТУ и ПГУ очень зависят от изменения параметров наружного воздуха.

2.Проведен краткий обзор существующего оборудования на Череповецкой ГРЭС. Выявлены преимущества и недостатки оборудования.

3.Проведен расчет тепловой схемы ГТУ Siemens SGT5-4000F при различных температурах наружного воздуха. При повышении температуры наружного воздуха, начинается спад электрической мощности ГТУ и падение КПД, при понижении температуры наружного воздуха, эти характеристики ГТУ начинают стремительно расти. Для охлаждения воздуха на Череповецкой ГРЭС предлагается использовать АБХМ совместно с открытой градирней и ТО, установленные в системе воздухозабора КВОУ.

4.Рассчитана холодильная мощность для охлаждения воздуха: холодильная мощность АБХМ Qхол =3272,18 кВт, градирни Qгр=7350 кВт. В результате расчета подобрано оборудование для системы охлаждения воздуха: двухступенчатый высокоэффективный абсорбционный чиллер на паре Lessar LUC-SWH900 с номинальной холодопроизводительностью 3465 кВт и мокрые открытые градирни Baltimore VXT 750 с номинальной холодопроизводительностью 3675 кВт ( 2 шт.).

4. Разработана методика расчета процесса охлаждения и нагрева воздуха в поверхностных теплообменниках комплексного воздухоочистительного устройства. В результате установлено, что при охлаждении воздуха на 5 оС повышение мощности ПГУ-420 составит примерно 10 МВт, при этом необходимая холодильная мощность АБХМ равняется 3,3 МВт. Но охлаждать силовой воздух следует только до точки росы, поскольку дальнейшее его охлаждение даст гораздо меньший эффект.

5. Рассчитан экономический эффект от системы охлаждения воздуха: предлагаемая система охлаждения воздуха для ПГУ-420 на Череповецкой ГРЭС является экономически эффективной с небольшим сроком окупаемости и ежегодным экономическим эффектом более 50 млн. руб., срок окупаемости - менее 4 летних месяцев.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С.В. Цанева - Москва: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с., ил.

2. Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018 ? 2024 годы: приказ Минэнерго России от 28.02.18 № 121. // КонсультантПлюс: справ.-правовая система / Компания «КонсультантПлюс».

3. Ольховский, Г.Г. Применение ГТУ и ПГУ на электростанциях/Г.Г. Ольховский//Профессиональный журнал (Энергорынок). - 2004. - №5(6).-52-56 с.

4. Зысин В.А. Комбинированные ПГУ и циклы / В.А. Зысин.-Москва: ГЭИ, 1962. - 187 с.

5. ГОСТ 29328-92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия. - Введ. 01.01.1993. - Москва: ИПК «Издательство стандартов», 2004. - 16 с.

6. СП 131.13330.2012. Свод правил. Строительная климатология: актуализированная редакция СНиП 23-01-99: утв. Минрегионом РФ 30.06.2012 № 275. - Введ. 01.01.2013. - Москва: ФГУП ЦПП, 2012.-109 с.

7. Рабенко, В.С. Об особенностях эксплуатации энергоблоков ПГУ в климатических условиях регионов России/ В.С. Рабенко, И.В. Будаков, В.М. Неуймин // Энергосбережение и водоподготовка 2010 №6 (68), 9-14 с.

8. Альрави Аммар И. Ибрагим. Оптимизация параметров ПГУ и систем охлаждения наружного воздуха ПГУ и ГТУ для территорий с жарким климатом: дис. канд. техн. наук: 05.14.01 / Альрави А.И. Ибрагим. - Иркутск, 2012. - 159 с.

9. Стерман, Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для вузов. - 3-е изд., перераб. / Л.С. Стерман. - Москва: Издательство МЭИ, 2004. - 424 с., ил.

10. Гиршфельд, В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для учащихся техникумов / Гиршфельд, Г.Н. Морозов. - Москва: Энергия, 1973. -196 с.

11. Анкудинова, М. С. Выбор рациональных схем теплофикационных ПГУ с учетом надежности котла-утилизатора: дис. канд. техн. наук: 05.14.01 / М. С. Анкудинова. - Саратов, 2015. - 182 с.

12. Исаченко В.Л. Теплопередача: учебник для вузов / Исаченко В.Л., Осипова В.А., Сукомел А.С. - Москва: Энергоиздат, 1981. - 417 с.

13. Юрманов Б. Н. Кондиционирование воздуха общественных зданий: учеб. пособие / Б.Н. Юрманов, Ю.В. Иванова - Санкт-Петербург: СПбГАСУ, 2009. - 123 с.

14. Сакун И.А. Холодильные машины: учеб. пособие / И.А. Сакун.? Ленинград: Машиностроение, 1985.?504 с.

15. Гладков В.А. Вентиляторные градирни / В.А. Гладков, Ю.И. Арефьев, B.C. Пономаренко. - Москва: Стройиздат, 1976. - 216 с.



ПРИЛОЖЕНИЕ

Расчет влияния температуры наружного воздуха на энергетические характеристики ГТУ

Таблица П1.1 - Расчет энергетических характеристик ГТУ

Nэ кВт	tc	ta	е	л	з к.с.	зм	з э.г.	з к	зт	Кт	Lo	h т.п.	бу	tw	z
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
279000	1375	0	18,2	0,96	0,995	0,995	0,985	0,88	0,9	44300	15	0	0,003	1150	4
279000	1375	5	18,2	0,96	0,995	0,995	0,985	0,88	0,9	44300	15	0	0,003	1150	4
279000	1375	10	18,2	0,96	0,995	0,995	0,985	0,88	0,9	44300	15	0	0,003	1150	4
279000	1375	15	18,2	0,96	0,995	0,995	0,985	0,88	0,9	44300	15	0	0,003	1150	4
279000	1375	20	18,2	0,96	0,995	0,995	0,985	0,88	0,9	44300	15	0	0,003	1150	4
279000	1375	25	18,2	0,96	0,995	0,995	0,985	0,88	0,9	44300	15	0	0,003	1150	4
279000	1375	30	18,2	0,96	0,995	0,995	0,985	0,88	0,9	44300	15	0	0,003	1150	4
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
mв	Та	Тb	Cp(ta)	ha	Cp(tb)	hb	Cpв	m в уточн	Тb уточн	Ср(tb) уточн	h b уточн	Cp(tc) возд	hвозд	Cp(tc) п.с.	h п.с.
0,28	273,15	662,173	1,003	-25,080	1,027	374,455	1,027	0,279	661,055	1,027	373,269	1,122	1518,083	1,252	1695,280
0,28	278,15	674,294	1,003	-20,066	1,028	387,376	1,029	0,279	672,317	1,028	385,264	1,122	1518,083	1,252	1695,280
0,28	283,15	686,415	1,003	-15,050	1,031	400,831	1,031	0,278	682,835	1,030	396,978	1,122	1518,083	1,252	1695,280
0,28	288,15	698,536	1,003	-10,030	1,034	414,882	1,035	0,277	692,542	1,034	408,413	1,122	1518,083	1,252	1695,280
0,28	293,15	710,657	1,004	-5,004	1,039	429,700	1,041	0,276	701,235	1,038	419,354	1,122	1518,083	1,252	1695,280
0,28	298,15	722,778	1,005	0,038	1,046	445,231	1,048	0,274	709,042	1,044	430,000	1,122	1518,083	1,252	1695,280
0,28	303,15	734,899	1,006	5,095	1,054	461,578	1,057	0,271	715,879	1,051	440,193	1,122	1518,083	1,252	1695,280
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
б	g п.с.	gвозд	hc	mг	Тd	Cp(td) возд	h возд (td)	Cp(td) п.с.	h п.с. (td)	hd	Cрг	м п.с.	м возд	Rг	m г уточн
2,313	0,448	0,552	1597,498	0,250	890,342	1,051	623,686	1,153	684,573	650,974	1,249	28,660	28,970	0,288	0,231
2,338	0,444	0,556	1596,689	0,250	890,342	1,051	623,686	1,153	684,573	650,696	1,248	28,660	28,970	0,288	0,231
2,362	0,439	0,561	1595,899	0,250	890,342	1,051	623,686	1,153	684,573	650,424	1,248	28,660	28,970	0,288	0,231
2,387	0,435	0,565	1595,127	0,250	890,342	1,051	623,686	1,153	684,573	650,159	1,247	28,660	28,970	0,288	0,231
2,410	0,431	0,569	1594,387	0,250	890,342	1,051	623,686	1,153	684,573	649,905	1,246	28,660	28,970	0,288	0,231
2,434	0,427	0,573	1593,668	0,250	890,342	1,051	623,686	1,153	684,573	649,658	1,246	28,660	28,970	0,288	0,231
Продолжение таблицы П1.1.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
2,457	0,423	0,577	1592,978	0,250	890,342	1,051	623,686

Подобные документы

• Модернизация существующей тепловой схемы на Череповецкой ГРЭС

  Общее описание Череповецкой ГРЭС, основное оборудование электростанции. Расчет газотурбинной установки при нормальных условиях и при повышенной температуре. Подбор оборудования для системы охлаждения воздуха. Проект автоматизации газотурбинной установки.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 20.03.2017
  

• Современное состояние и тенденции развития электроэнергетики России

  Значение электроэнергетики в экономике Российской Федерации, ее предмет и направления развития, основные проблемы и перспективы. Общая характеристика самых крупных тепловых и атомных, гидравлических электростанций, единой энергосистемы стран СНГ.
  
  контрольная работа [24,3 K], добавлен 01.03.2011
  

• Проектирование конденсационной электрической станции мощностью 1200 Мвт

  Выбор главной схемы электрических соединений тепловой конденсационной электростанции. Расчет установленной мощности электрооборудования. Выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор напряжения, схема синхронных турбогенераторов.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 19.12.2014
  

• Расчёт системы водоснабжения тепловых электростанций

  Источники водоснабжения ТЭЦ. Анализ показателей качества исходной воды, метод и схемы ее подготовки. Расчет производительности водоподготовительных установок. Водно-химический режим тепловых электростанций. Описание системы технического водоснабжения ТЭС.
  
  курсовая работа [202,6 K], добавлен 11.04.2012
  

• Разработка принципиальной тепловой схемы блока теплоэлектростанции

  Обоснование строительства электрической станции и выбор основного оборудования. Величины тепловых нагрузок. Выбор оборудования, расчет годового расхода топлива на ТЭЦ. Схема котлов. Расчет теплогенерирующей установки. Водоподготовительная установка.
  
  дипломная работа [756,2 K], добавлен 01.10.2016
  

• Разработка схемы и расчет режима районной электрической сети

  Этапы разработки схемы и расчёт режима районной электрической сети. Особенности выбора номинальных напряжений линий электропередач и подстанций. Способы проверки выбранных сечений по условиям короны. Основное назначение трансформаторной станции.
  
  курсовая работа [858,8 K], добавлен 12.03.2013
  

• Строительство новой районной электрической станции установленной мощностью 2500 МВт

  Выбор типов генераторов и проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов, источников питания системы собственных нужд, схем распределительных устройств, токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания на шинах, выводах генератора.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 27.01.2016
  

• Проект энергоблока АЭС электрической мощностью 480 МВт, тепловой мощностью 110 МВт

  Построение процесса расширения пара в турбине в h-S диаграмме. Составление сводной таблицы параметров пара и воды. Составление материальных и тепловых балансов всех элементов схемы. Расчет показателей тепловой экономичности атомной электрической станции.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 08.11.2015
  

• Внедрение районной электрической сети

  Разработка электрической схемы электроснабжения пяти пунктов потребления электроэнергии от электростанции, которая входит в состав энергетической системы. Технико-экономическое обоснование выбранной схемы электроснабжения и ее расчет при разных режимах.
  
  курсовая работа [785,0 K], добавлен 17.07.2014
  

• Тепловой расчёт ЦВД паровой турбины

  Значение тепловых электростанций. Определение расходов пара ступеней турбины, располагаемых теплоперепадов и параметров работы турбины. Расчет регулируемой и нерегулируемой ступеней и их теплоперепадов, действительной электрической мощности турбины.
  
  курсовая работа [515,7 K], добавлен 14.08.2012
  

• Топливоподача газомазутной тепловой электрической станции: схемы и оборудование

  Рассмотрение особенностей выбора типа золоулавливающих установок тепловой электрической станции. Характеристика инерционных золоуловителей, способы использования электрофильтров. Знакомство с принципом работы мокрого золоуловителя с коагулятором Вентури.
  
  реферат [1,7 M], добавлен 07.07.2014
  

• Тепловые станции, КЭС и ТЭЦ

  Общая характеристика, работа и основные узлы теплоэлектростанции. Виды тепловых паротурбинных электростанций. Схема конденсационной электрической станции. Топливно-экономические показатели работы станций. Расчет себестоимости вырабатываемой энергии.
  
  реферат [165,2 K], добавлен 01.02.2012
  

• Проект атомной электрической станции

  Технико-экономическое обоснование строительства атомной электростанции, расчет показателей эффективности инвестиционного проекта. Характеристика электрических нагрузок района. Параметры тепловой схемы станции. Автоматическое регулирование мощности блока.
  
  дипломная работа [924,9 K], добавлен 16.06.2013
  

• Повышение энергетической эффективности судовой энергетической установки

  Роль судов в транспортном процессе. Технический уровень оборудования судовой энергетической установки, анализ мероприятий, направленных на повышение ее энергетической эффективности. Модернизация основной и вспомогательной энергетических установок.
  
  дипломная работа [3,7 M], добавлен 11.09.2011
  

• Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

  Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.
  
  дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010
  

• Расчет рабочего контура ядерной энергетической установки

  Уравнения материальных и тепловых балансов для теплообменных аппаратов и точек смешения сред в рабочем контуре ядерной энергетической установки. Определение расхода пара на турбину, паропроизводительности парогенератора и мощности ядерного реактора.
  
  контрольная работа [177,6 K], добавлен 18.04.2015
  

• Расчет судовой электрической станции

  Обоснование выбора рода тока и рабочего напряжения электрической станции проекта. Выбор типа, числа и мощности генераторных агрегатов. Выбор устройств автоматизации проектируемой электрической станции. Разработка схемы распределения электроэнергии.
  
  курсовая работа [4,9 M], добавлен 17.02.2015
  

• Моделирование тепловой схемы ПГУ

  Краткое описание, принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки. Моделирование котла-утилизатора и паровой конденсационной турбины К-55-90. Расчет тепловой схемы комбинированной энергетической установки.
  
  курсовая работа [900,4 K], добавлен 10.10.2013
  

• Расчет тепловой схемы газотурбинной установки ГТН–16

  Расчет тепловой схемы, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей ГТН–16. Определение расчётных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа.
  
  контрольная работа [1,5 M], добавлен 07.02.2016
  

• Расчет тепловых затрат на коммунально-бытовые нужды

  Характеристика тепловой нагрузки. Определение расчётной температуры воздуха, расходов теплоты. Гидравлический расчёт тепловой сети. Расчет тепловой изоляции. Расчет и выбор оборудования теплового пункта для одного из зданий. Экономия тепловой энергии.
  
  курсовая работа [134,1 K], добавлен 01.02.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам