Использование вторичных энергоресурсов газотурбинной установки для отопления зданий и сооружений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема:

Использование вторичных энергоресурсов газотурбинной установки для отопления зданий и сооружений промплощадки компрессорной станции



Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Основные понятия о КС

1.2 Состав рассматриваемой компрессорной станции

1.3 Принцип работы КС, оборудованной полнонапорными нагнетателями

1.4 Описание газотурбинной установки

1.4.1 Конструкция

1.4.2 Принцип действия ГТУ

1.4.3 Характеристики ГТУ ГПА Ц-16

1.5 Техническое обслуживание ГПА

1.6 Межрегламентный осмотр двигателя

1.7 Пуск и остановка ГПА

2.Аналитическая часть

2.1 Краткий анализ работы газотурбинной установки

2.2 Описание системы теплоснабжения КС

2.2.1 Анализ работы системы отопления компрессорной станции

2.2.2 Предложения по реконструкции системы отопления КС

3. Расчетная часть

3.1 Описание системы утилизации тепла

3.2 Утилизационный теплообменник

3.2.1 Цель расчета теплообменника

3.2.2 Технические данные

3.2.3 Устройство и работа теплообменника

3.3 Размещение и монтаж

3.4 Принцип работы

3.5 Техническое обслуживание

3.6 Расчет теплообменника

3.6.1 Исходные данные для теплового расчета

3.6.2 Тепловой расчет

3.6.3 Аэродинамический расчет

3.6.4 Гидравлический расчет

3.6.5 Расчет эжектора

3.6.6 Результат расчета теплообменника по заданным параметрам

3.6.7 Сравнение параметров работы теплообменника и котельной

4. Экономическая эффективность

4.1. Определение капитальных затрат на сооружение утилизационных установок

4.2 Определение годовых расходов по эксплуатации утилизационных установок

4.3 Экономическая эффективность

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1. Опасные и вредные производственные факторы, возникающие при эксплуатации газоперекачивающего агрегата

5.2. Пути уменьшения воздействия опасных производственных факторов

5.3. Меры безопасности при эксплуатации установки утилизации тепла

5.4 Экологическая опасность ГПА

5.5 Разработка мер, повышающих экологическую безопасность проектируемого поводу ГПА

5.6 Расчет выбросов вредных веществ отопительными котлами КС

Заключение

Список использованной литературы



Перечень условных обозначений и принятых сокращений

П/У - Пылеуловитель

КС - компрессорная станция

МГ - магистральный газопровод

АВО - аппараты воздушного охлаждения

ЭКМ - электроконтактный манометр

УОГ - установка одоризации газа

САУЖ - система автоматического удаления жидкости

ГВС - газовоздушная смесь

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика

ГТУ - газотурбинная установка

ЦБН - центробежный нагнетатель

КВД - компрессор высокого давления

КНД - компрессор низкого давления

ТВД - турбина высокого давления

ТНД - турбина низкого давления

УУТ - установка утилизации тепла

ВВ - вредные выбросы



Введение

Развитие газовой промышленности неразрывно связано с необходимостью создания нового оборудования для транспорта газа по магистральным газопроводам, а так же внедрения энергосберегающих и более экологичных технологий.

Значительная часть запасов природного газа находится в отдельных районах Севера и Северо-Западной Сибири с суровыми климатическими условиями, слабо развитой дорожной сетью и развитием индустриальной базы строительства. Освоения новых агрегатов требует от эксплуатационного персонала дальнейшего повышения уровня научно-технических знаний и технической эксплуатации.

Одним из основных направлений развития ГПА является увеличение единичной мощности и КПД приводных газотурбинных установок (ГТУ),и использование вторичных энергоресурсов. Тенденция увеличения мощности ГПА определяется в основном постоянным ростом количества транспортируемой газа. Максимальная единичная мощность эксплуатируемых на компрессорных станциях (КС) ГПА отечественного производства достигла в наше время 25 МВт.

При использовании агрегатов повышенной мощности уменьшаются не только капитальные, но и энергетические затраты на транспорт газа. Согласно прогнозам, суммарная мощность ГПА мощностью 16 и 25 МВт может составить более 30% от суммарной мощности парка ГПА. Соответственно вырастут средняя мощность ГТУ и средневзвешенный (по мощности) номинальный КПД газотурбинного парка.

На КС осуществляют основные технологические процессы по подготовке газа к транспорту и очистку от пыли и отделения конденсата, сжатия и перемещения газа, его охлаждения. Кроме основного оборудования (пылеуловителей, ГПА и газоохладителей) в состав КС входят вспомогательные системы и установки, обеспечивают водо-, масло- и энергоснабжения.

По типу привода компрессоров (нагнетателей) можно выделить следующие ГПА:

- Газотурбинные - с приводом центробежных нагнетателей от стационарных ГТУ или конвертируемых транспортных (авиационных и судебных) газотурбинных двигателей (ГТД);

- Электроприводные (ЕГПА) - с приводом центробежных нагнетателей от электродвигателей;

- Поршневые (газомотокомпрессора), в которых поршневой компрессор выполнен заодно с газовым двигателем.

Преимущественное распространение получили первые два типа привода. Но в связи с тем, что центр добычи газа переместился в труднодоступные районы, основным типом привода нагнетателей ГПА в настоящее время является газотурбинный. На его долю приходится более 80% установленной мощности, на электропривод 15%, другие - поршневой привод.

Технические требования к газотурбинным ГПА, которые определяют основные эксплуатационные свойства агрегата:

- Показатели назначения (мощность, КПД, производительность, отношение давлений) в рабочем диапазоне эксплуатационных режимов, их стабильность при долгой эксплуатации;

- Нужны показатели надежности;

- Степень приспособления к взаимодействию с окружающей средой (защита рабочих органов от эрозии, обледенение, коррозии, шумовые характеристики, эмиссия выхлопных газов);

- Степень автоматизации ГПА;

- Требования к смазочного масла и его удельный расход;

- Наличие автономности электроснабжения;

- Приспособление к современным методам техобслуживания и ремонта.

Согласно ГОСТ - 17140-79 параметрический ряд газотурбинных приводов для ГПА в наше время включает в себя ГТУ мощностью 4; 6,3; 10; 16; 25 МВт. Разработан также параметрический ряд нагнетателей для линейных КС (ГОСТ 23690-79), которые соответствуют вышеуказанным мощностям. Причем для агрегатов с N = 16 МВт предусматриваются только полнонапорные нагнетатели.

Реализация параметрических рядов нагнетателей и ГТУ позволила сократить примерно в 1.7 раза необходимость в дорогой запорно-регулирующей арматуре, упростить схему обвязки ГПА и уменьшить примерно в 1.8 раза ее стоимость, снизить примерно на 1/3 трудозатраты на строительство КС, повысить загрузку и эффективность использования ГПА.



1. Общая часть

Объектом исследования в данной работе является компрессорная станция магистрального газопровода, оснащенная газотурбинными установками (ГТУ), которые используются в качестве привода центробежных нагнетателей (ЦБН).

Целью данной работы является: на основе аналитических данных работы основного оборудования компрессорной станции (газотурбинных установок) рассчитать котел-утилизатор, который мог бы использовать энергию отработанных газов для нагрева воды в системе теплоснабжения КС.

1.1 Основные понятия о КС

Компрессорные станции (КС) представляют площадочный комплекс сооружений, сосостоящий из определенного числа и типа функциональных блоков, предназначенных для выполнения основных и вспомогательных процессов.

Модель функционирования КС показана на рис. 1. Основное назначение КС -- сжатие газа -- реализуется на установках элемента 1 (газотурбинная установка, центробежный нагнетатель) и в функциональном блоке Т, включающем компрессорный цех.

Для работы элементов 1 в блоке Т имеются энергетические установки (газовые турбины, электродвигатель, дизель -- элемент 2), а кроме того, в нем имеются устройства охлаждения двигателей и смазочного масла (элемент 3), устройства подготовки газа к дальнему транспорту (очистка, осушка, одоризация) -- элемент 4.

Эти устройства управляются с помощью средств автоматики (А1, А2, АЗ, А4), относящихся к функциональному блоку автоматического управления АУ.

В состав КС входит также блок ремонта Р со складом материалов, запасных частей.

Для нормальной работы обслуживающего персонала на КС имеется функциональный блок Ж жизнеобеспечения (жилье, объекты культурно-бытового назначения). Для выполнения вспомогательных технологических функций необходимы функциональные блоки ИТ и РЖ, включающие элементы энергоснабжения, освещения, вентиляции помещений и площадок, водо- и теплоснабжения, пожаротушения, канализации, связи, обеспечения топливом двигателей функциональных блоков Т и Ж, обеспечения горюче-смазочными материалами и т. д. Все функциональные блоки выполняются в виде зданий и сооружений, блоков-боксов.

Основная тенденция компоновки отдельных сооружений КС -- создание сборно-блочных, компактных, собираемых в заводских условиях (включая и технологическое оборудование) блочных элементов.?

Рис 1 Модель функционирования КС

Общий вид одной из КС показан на рис. 2

Рис 2 Общий вид КС

1.2 Состав рассматриваемой компрессорной станции

Компрессорная станция состоит из следующих элементов:

Основное оборудование

- блок очистки газа;

- блок подготовки топливного, пускового и газа на собственные нужды КС;

- блок компримирования природного газа (ГТУ, ЦБН);

- блок охлаждения компримированного газа (АВО)

Вспомогательное оборудование

- турбогенераторы, которые служат для производства электрической энергии в случае отключения внешних источников питания;

- котельная, служит для производства тепловой энергии в отопительный сезон. В качестве топлива котельная использует природный газ.

1.3 Принцип работы КС, оборудованной полнонапорными нагнетателями

При нормальной работе КС (рис 3) кран 20 всегда закрыт и при открытых кранах 7 и 8 с одной стороны давление всасывания, а с другой стороны давление нагнетания. При открытом кране 20 газ проходит по газопроводу, минуя КС. При этом краны 7, 8 и краны 7р, 8р обводных линий должны быть закрыты.

Транспортируемых газ из МГ через кран 7 и входной распределительный коллектор поступает в пылеуловители V, где осуществляется его очистка от механических примесей достигает 97-98%.

Очищенный технологический газ из выходного коллектора пылеуловителей через кран 1 поступает на вход нагнетателя и после сжатия в нагнетатели через обратный клапан и открытый кран 2 направляется в распределительный коллектор аппаратов воздушного охлаждения (АВО). В секциях АПО газ охлаждается до нужной температуры и затем через выходной сборный коллектор, обратный клапан и открытый кран 8 поступает в МГ.

Кран 19 и 21 при нормальной работе всегда открыты и предназначены для отключения КС в аварийных ситуациях. Краны сброса на свечу 13а и 17 закрыты.

Для запуска ГПА, выхода на режим загрузки в трассу и остановки ГПА используется рециркуляционный контур - через кран 6 и пылеуловители, минуя газоохоохладители. При работе одного из ГПА в режиме рециркуляционного контура, а второго ГПА в режиме загрузки в трассу краны 7 и 8 открыты, а кран 20 закрыт. В этом случае часть газа после АПО может быть подана в этот же рециркуляционный контур через кран 36 или обводной кран 6р.

Перед пуском ГПА в работу через открытые краны 4 и 5 в течение 15-20 с проводится продувка контура нагнетателя (краны 1 и 2 в это время закрыты). Пуск осуществляется при давлении газа в контуре, равном входном давлении на КС. В этом случае, чтобы повысить давление газа в контуре нагнетателя закрывают кран 5. При достижении на кране 1 перепада давления 0,2 ... 0,3 МПа открывают краны 1 и 2.

Технологическая обвязка газотурбинного ГПА обеспечивает подачу газа в ГТД. На КС два коллектора низкого давления предназначены для подачи пускового и топливного газа. Пусковой газ поступает в турбостартер ГТД через кран 11 и фильтр.

Топливный газ поступает в камеру сгорания ГТД при его работе по линии топливного газа через кран 12 и фильтры. Эти трубопроводы оборудованы также кранами 9 и 10. Назначенными соответственно для сброса пускового газа в атмосферу после запуска ГТД и топливного газа при любой остановке ГПА.



Рис 3 Технологическая схема КС

1.4 Описание газотурбинной установки

1.4.1 Конструкция

ГТУ предназначена для использования в составе ГПА для привода центробежного нагнетателя природного газа КС. В качестве топлива для двигателя используется природный газ.

Двигатель - турбовальный, со свободной турбиной (СТ).

Конструктивно-силовая установка выполнена из двух частей:

-Двигателей (газогенератора)

Свободной турбины, с выходного вала которой снимается крутящий момент на привод нагнетателя.

Технические данные:

Мощность - 16МВт.

Тип двигателя - одноконтурный, газотурбинный, двухвальный, со свободной силовой турбиной.

Тип топлива - природный газ (очищенный).

Основные узлы двигателя.

Передняя опора

- Входной направляющий аппарат (ВНА)

- Средняя опора

- Компрессор низкого давления (осевой, шестиступенчатый)

- Компрессор высокого давления (осевой, шестиступенчатый)

- Блок камеры сгорания (КС)

- Турбина высокого давления (одноступенчатая)

- Турбина низкого давления (одноступенчатая)

- Задняя опора

- Свободная турбина (трехступенчатая, осевая)

- Опора свободной турбины.

КНД - сжатия и подача воздуха в КВД. Состоит из входного устройства, переднего корпуса, корпуса КНД, передней и задней опор ротора.

Входное устройство - медленное подвода воздуха. Состоит из наружного и внутреннего обтекателей коробчатой конструкции, сварной.

Ротор КНД - барабанно-дисковый, 6 дисков, передняя и задняя опоры.

Материал лопаток - ЭИ-437Б.

Корпус КНД - часть силовой схемы двигателя.

КВТ - предназначен для конечного сжатия воздуха и подачи в камеру сгорания. Состоит из: переходник, корпус КВД с спрямляющим аппаратом, ротора КВД, передней и задней опоры и задней крышки. Шестиступенчатый. Материал лопаток - ЭИ-437Б.

Камера сгорания - служит для подвода к рабочему телу (воздуха), поступающего из компрессора, тепла за счет сгорания природного газа в ней. КЗ - прямоточная, трубчато-кольцевая с горизонтальным разъемом. Количество форсунок - 10 штук. Жарова труба - основной узел КС. Жаростойкий материал, аргонно-дуговая сварка.

ТВД - служит для вращение КВД, осевая, реактивная, одноступенчатая. Состоит: СА, ротор, опорный венец. Материал лопаток - ЖС-6К.

Ротор ТВД - на переднем конце имеется шлицы для соединения с КВД, на диске - полочки с покрытием для лабиринтных уплотнений.

ТНТ - осевая, реактивная, одноступенчатая. Передний конец вала ТНТ внутренними шлицами соединен с валом КНТ. Материал лопаток - ЭИ-671. Вал соединен с диском радиальными штифтами, которые обеспечивают тепловое расширение при обеспечении центровки.

Свободная (силовая) турбина - приводит во вращение нагнетатель. Силовая, реактивная, двухступенчатая. Передняя опора - роликовый подшипник, задняя - роликовый и шариковый. Материал лопаток - ЖС6 КП



Рис 4 Продольный разрез газотурбинной установки

1.4.2 Принцип действия ГТУ

В газотурбинных установках -- ГТУ многоступенчатый компрессор сжимает атмосферный воздух, и подает его под высоким давлением в камеру сгорания. В камеру сгорания газотурбинных установок -- ГТУ подается и определенное количество топлива. При столкновении на высокой скорости топливо и воздух воспламеняются. Топливовоздушная смесь сгорает, выделяя большое количество энергии. Затем, энергия газообразных продуктов сгорания преобразуется в механическую работу за счёт вращения струями раскаленного газа лопаток турбины.

Некоторая часть полученной энергии расходуется на сжатие воздуха в компрессоре. Остальная часть работы передаётся на промежуточный вал центробежного нагнетателя, который служит для сжатия транспортируемого природного газа. Работа, потребляемая этим агрегатом, является полезной работой ГТУ. Отработавшие газы направляются в выхлопную шахту и отводятся в атмосферу.

В комплексе газотурбинная установка и нагнетатель называется газоперекачивающий агрегат ГПА.

1.4.3 Характеристики ГТУ ГПА Ц-16

Эффективная мощность агрегата Nе кВт 16000

Давление атмосферного воздуха Р1 Па 101300

Температура атмосферного воздуха Тв 0С 15

Температура продуктов сгорания перед турбиной Тг 0С 794

Гидравлическое сопротивление по тракту 2,03

Частота вращения турбокомпрессора об/мин 5244/6874

Частота вращения силовой турбины nст об/мин 5300

Удельная теплоемкость воздуха в компрессоре срк кДж/кг.К 1,01

Удельная теплоемкость продуктов сгорания в турбине срт кДж/кг.К 1,22 Удельная теплоемкость воздуха перед камерой сгорания срв кДж/кг.К 1,05 Удельная теплоемкость продуктов сгорания в камере

сгорания сркс кДж/кг.К 1,10

Эффективный КПД - 27%

Расход воздуха через компрессор - 102 кг/с

Степень сжатия компрессора - 9,7

Коэффициент расхода СТ 0,975

Показатель адиабаты для воздуха kв 1,4

Показатель адиабаты для продуктов сгорания kг 1,33

Температурный коэффициент при расчете располагаемой мощности - 2,8

Характеристики представлены в [13]

1.5 Техническое обслуживание ГПА

Система технического обслуживания обеспечивает работоспособность оборудования и возобновления его основных технических характеристик. Техническое обслуживание - это комплекс работ для поддержки работоспособности оборудования между ремонтами. В объем технического обслуживания входят эксплуатационное обслуживание и мелкий ремонт оборудования.

Основными целями технического обслуживания являются предупреждения повышенного износа деталей агрегата, сохранения технических характеристик в установленных пределах, обеспечение безотказной работы ГПА в межремонтный срок.

Для ГПА установлена следующая периодичность остановки оборудования для технического обслуживания: через 2000, 6000 и 12000 часов работы. При этом объем технического обслуживания при следующей остановке содержит в себе работы, выполненные во время предыдущих остановок на техническое обслуживание.

После окончания 2000 часов работы необходимо:

1) проверить состояние крепления и контровки всех болтовых, фланцевых, шаро-нипельных соединений, при необходимости подтащить их.

2) осмотреть ПОП, пакеты шумоглушителя, камеру всасывания, патрубок промежуточного отсека, проверить надежность соединений и контровки, выявленные дефекты устранить.

3) осмотреть выхлопную шахту, диффузор, смесительную камеру, летом, проверить надежность соединений.

4) сделать внешний обзор масштабов и пусковых насосов, осмотреть и при необходимости заменить фильтры системы смазывания и уплотнение, и сборные фильтры насосов, сделать ревизию маслопроводов, запорной арматуры маслосистемы и системы обогрева.

5) сделать ревизию приводного механизма основных насосов смазывания и уплотнения.

6) осмотреть опорно-упорный подшипник и проверить осевой зазор между упорным гребнем и колодкой упорного подшипника, осмотреть опорный подшипник и уплотнение.

7) сделать ревизию торсионного вала и проверить центрирование двигателя с нагнетателем.

8) осмотреть вентиляторы маслоохладителей, проверить герметичность маслоохладителей

9) проверить исправность системы пожаротушения.

10) промыть маслобак и заменить масло в системе смазывания двигателя.

11) проверить плотность прилегания байпасного клапана ПОП к уплотняющей прокладке и при необходимости сделать его регулирование.

1.6 Межрегламентный осмотр двигателя

Межрегламентный обзор двигателя осуществляется после первого испытания двигателя и после вынужденной остановки ГПА. Перед выполнением межрегламентного обзора во время остановки двигателя убедиться в отсутствии постороннего шума и проверить время выбега ротора НТ. Время выбега замерять из nвд = 1000 об/мин и оно должно быть не менее 90 сек.

При обзоре двигателя основное внимание обратить на чистоту входного канала, на отсутствие забоин, вмятин, эрозионных износов лопаток ВНА и лопаток компрессора НТ(в пределах видимости).

Обзор на отсутствие посторонних предметов перед воздухозаборником и все работы во входном канале позволяется проводить только в мягкой обуви и в спецодежде без внешних пуговиц.

Осмотреть топливные, воздушные и масляные коммуникации и убедиться в отсутствии повреждений и нарушении контровок.

Осмотреть крепление трубопроводов, агрегатов, стыков и узлов подвески двигателя, состояние кабеля, штепсельных разъемов, крепления рамы двигателя к фундаменту. Обратить внимание на целостность всех видов контровки. Снять, осмотреть и промыть основной маслофильтр двигателя. Проверить уровень масла в маслобаку.

1.7 Пуск и остановка ГПА

Перед первым пуском ГПА необходимо проверить качество подготовительных работ. Для этого необходимо ознакомиться с актами о проведении следующих работ: центрирование нагнетателя с трубопроводами технологической обвязки, экзамену сопротивления изоляции электрооборудования агрегата, измерения сопротивления заземления, гидроиспытаний импульсных трубопроводов, опресовки системы пускового, топливного, импульсного газа, проверки и налаживания систем управления агрегатом. Кроме того, стоит ознакомиться с сертификатами на масло, применяемое в системах двигателя и нагнетателя.

Ответственный за пуск должен убедиться, что проведены все подготовленные работы и выполнены все условия, предусмотренные "Инструкцией по эксплуатации ГПА", инструкциями по эксплуатации АСУ ГПА и приводного двигателя.

При полной готовности к пуску на устройстве представления информации(ППІ) установки включается сигнал "Готовый к пуску".

Холодное прокручивание(ХП). Перед каждым пуском агрегата с целью проверки готовности к пуску двигателя и других механизмов устройств агрегата проводится ХП, что осуществляется из операторной агрегату. Для проведения ХП на пульте необходимо установить режим работы ГПА "Холодное прокручивание". При выполнении предпусковых условий и включении индикации "Готов к пуску" нажать кнопку "Пуск". ХП двигателя осуществляется автоматически по алгоритму системы автоматического управления ГПА. Длительность ХП(длительность работы стартера) 100 с. По окончании ХП(загорается табло "Остановка") необходимо определить время выбега роторов НТ и ВТ.

Пуск ГПА. Пуск агрегата осуществляется после проверки выполнения предпусковых условий, ХП и полной остановки роторов двигателя. Перед пуском необходимо переключатель выбора режима работы на пульте управления установить в положение "кольцо" или "магистраль", а после включения индикации "Готов к пуску" нажать на кнопку "Пуск". Пуск двигателя осуществляется по алгоритму системы автоматического управления ГПА. Последовательность выполнения операций контролируется автоматически.

Нормальная остановка агрегата производится только после окончания пуска при роботе ГПА на режиме "Кольцо" или "Магистраль" нажатием на кнопку "Нормальной остановки". Остановка производится автоматически в соответствии с алгоритмом системы автоматического управления.

Аварийная остановка агрегата служит для защиты оборудования агрегата при нарушении технологических параметров, невыполнении команд, несоответствия положения исполнительных механизмов, а также при угрозе безопасности обслуживающего персонала. Аварийная остановка ГПА происходит автоматически в соответствии с алгоритмом САК при срабатывании защит или нажатии на кнопку "Аварийная остановка".

Аварийная остановка ГПА осуществляется вручную, в следующих случаях: появление постороннего шума в одном из узлов агрегата, угроза безопасности обслуживающего персонала или поломка агрегата; отклонение параметров от допустимых значений и несрабатывания защиты, воспаления масла или газа у маслопроводах агрегата, прорывы газа в контейнер нагнетателя.



2. Аналитическая часть

газотурбинный установка компрессорный теплообменник

Природный газ занимает значительную долю в энергобалансе потребления топливно-энергетических ресурсов нашей страны. По показателю энергоемкости продукции Россия занимает лидирующие позиции среди развитых стран мира. Так как запас полезных ископаемых - понятие исчерпаемое, это заставляет задуматься над вопросами энергосбережения и без которого невозможно сейчас представить динамичное развитие экономики любой индустриально развитой прогрессивной страны. Таким образом, вопрос использования вторичных энергоресурсов, в настоящее время становится очень актуальным.

Компрессорная станция - это производственная единица, способная работать в автономном режиме.

Для обеспечения электроэнергией на КС имеются турбогенераторы, использующие в виде топлива природный газ и вырабатывающие необходимое количество электрической энергии.

Для обогрева турбокомпрессорного цеха и вспомогательных помещений в осенне-зимний период на КС предусмотрена система теплоснабжения, которая включает в себя отопительную котельную и станционную теплосеть. В качестве топлива отопительные котлы используют природный газ.

2.1 Краткий анализ работы газотурбинной установки

Работа газотурбинных установок описывается термодинамическим циклом Брайтона. Цикл Брайтона/Джоуля -- термодинамический цикл, описывающий рабочие процессы газотурбинного, турбореактивного и прямоточного воздушно-реактивного двигателей внутреннего сгорания, а также газотурбинных двигателей внешнего сгорания с замкнутым контуром газообразного (однофазного) рабочего тела.

Цикл Брайтона - это прямой газовый изобарный цикл полного расширения, состоящий из двух адиабатных и двух изобарных процессов:

Рис 5 Цикл Брайтона - прямой газовый изобарный цикл полного расширения

где ac - адиабатное сжатие в диффузоре и компрессоре двигателя;

cz - изобарный подвод теплоты q1 (в камеру сгорания);

zb - адиабатное расширение продуктов сгорания на турбине;

ba - изобарный охлаждение выпускных газов в окружающей среде.

Как видно из графиков часть энергии в виде выхлопных газов выбрасывается в окружающую среду, где и происходит их охлаждение.

В нашем случае при эксплуатации газотурбинной установки

ГТУ ГПА Ц-16 в соответствии с ее техническими характеристиками температура рабочего тела газов на турбине составляет - 7940С. То есть рабочее тело, выполнив свою основную функцию (вращение колеса нагнетателя природного газа) отводит некоторое количество энергии эквивалентное температуре 7940С в атмосферу.

То есть, полеченная тепловую энергию, которая образуется вследствие работы газотурбинного двигателя и есть неотъемлемой частью технологического процесса работы агрегата, никак не используется.

Одним из способов применения вторичных энергоресурсов является использование тепла выхлопных газов ГТУ.

Это можно осуществить, смонтировав на ГТУ установку утилизации тепла.

То есть, тепловую энергию уходящих газов перенаправляют на подогрев воды, в котле-утилизаторе на УУТ, которая в последствии можно использовать для отопления зданий и сооружений, как компрессорной станции, так и посторонних потребителей, расположенных в близи КС.

Для определения мощности УУТ необходимо знать какое количество тепла и какому потребителю нужно предоставить.

2.2 Описание системы теплоснабжения КС

Система теплоснабжения КС представляет собой закрытую двухтрубную систему (рис 6) с максимальной температурой теплоносителя (воды) на подающем трубопроводе +950 С и обратном +750 С. Отбор воды из системы категорически запрещено!

Котельная предназначена для производства тепловой энергии с теплоносителем -горячая вода (рис 7).

Котельная оборудована:

- Три котла "ВК-22" стальные водогрейные, с тепловой мощностью 1 Гкал / ч. Каждый из них - это трехходовой отопительный котел низкого давления, с многослойными конвективными поверхностями нагрева, газовой горелкой ГГС - БМ - 1,4, предназначен для нагрева воды в закрытой системе отопления. Поддержание заданного температурного графика осуществляется в автоматическом режиме с помощью котельных регуляторов Котбус - 1, а также регулятора котлового контура Riello, путем выключения - включения ступеней работы горелки по сигналу датчиков температуры, установленных на котле и на магистрали (с учетом температуры наружного воздуха). Природный газ, для работы котлов подается с газораспределительного пункта (ГРП) с давлением 4 кПа.

- Сетевые насосы (2 шт.) Фирмы "Gruhdfos" (H = 390 м3 / ч. РДВ = 11,0кВт) обеспечивают циркуляцию сетевой воды.

- Циркуляционные насосы (2 шт.) Фирмы "Gruhdfos" (H = 82 м3 / ч. РДВ = 2,2кВт) обеспечивают поддержание заданной температуры в обратном трубопроводе.

- Установка водоподготовки фирмы "Enting Water Conditions inc." Обеспечивают подпитку теплосети мягкой водой. Сырая вода из водопровода, через счетчик, подается в натрий - катионитовых фильтров и после прохождения через него смягченная вода поступает в накопительный бак емкостью 500 л., из которого насосом подпитки, при необходимости, подается в обратный трубопровод теплосети.

- Счетчик тепловой энергии "УТ - 97".

- Общий щит управления и сигнализации.

- Охранной и пожарной сигнализацией типа "ОРИОН - 2".

- Сигнализатор обнаружения газа в помещении.

Система безопасности, которой оборудован котел "ВК - 22" прекращает подачу топлива на горелку при:

- Повышенные Мах температуры воды в котле (+950 С).

- Падение давления воздуха перед горелкой ниже 0,5 кПа.

- Отсутствие электроэнергии.

- Уменьшение избыточного давления ниже 2,8 кПа.

- Превышение давления в топке котла выше 800 Па.

- Превышение давления на выходе из котла 50 Па.

Рис 6 Технологическая схема теплосети КС



Рис 7 Технологическая схема котельной КС

Описание схемы котельной:

1- котел стальной водогрейный " ВК-22";

2 -насос сетевой;

3 - насос циркуляционный;

4 - установка смягчения воды;

5 - бак для регенерации;

6 - грязевик;

7 - счетчик тепла;

8 - насос подпиточный;

9 - подпиточный бак;

10 - мембрана расширительная;

11 - счетчик холодной воды;

12 - фильтр механический;

13 - трехходовой клапан;

14 - привод смесительного клапана;

15 - клапан;

16-18,24 - задвижка;

19-23,31 - кран шаровой;

25 - воздуховод автоматический;

26 - дымоход;

27-30,32 - клапан обратный;

33 - подающий трубопровод теплосети;

34 - обратный трубопровод теплосети;

35 - трубопровод подпитки;

36 - канализационный трубопровод;

37 - водопровод подпитки;

38 - пожарный водопровод;

39,40 - пожарный кран.

2.2.1 Анализ работы системы отопления компрессорной станции

Работа системы отопления КС предусматривает сжигания природного газа в котлах (для нагрева воды).

Ниже приведен температурный график работы системы теплоснабжения компрессорной станции от отопительных котлов в зависимости от температуры окружающей среды.



Таблица 1. Параметры работы котельной КС (температурный график)

Температура наружного воздуха,0 С	Температура сетевой воды в системе отопления КС
	Температура воды на входе в котёл,0 С	Температура воды на выходе из котла,0 С
-25	62	76
-22	61	74
-9	59	70
-8	59	70
-1	53	64
1	51	60

В таблице 2 представлены данные по расходу газа отопительной котельной при таком режиме работы

Таблица 2

Наименование оборудования	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год	Среднегодовой расход, м3/год
Котлы ВК-22	220313	201976	228526	249097	224978

В графической форме эти данные представлены на (рис 8)

Рис 8 График расхода газа котельной КС



Как видно из таблицы 2 и графика (рис 8) потребление газа в качестве топлива для водогрейных котлов котельной компрессорной станции с каждым годом увеличивается. Это связано с устареванием оборудования (со временем КПД отопительных агрегатов понижается), а так же коррозионным износом элементов теплосети (ухудшается пропускная способность трубопроводов, снижается теплоотдача тепловых регистров и радиаторов).

Учитывая постоянный рост цен на топливно-энергетические ресурсы, в частности и на природный газ, эти расходы предприятия будут ежегодно увеличиваться.

Вторым и немаловажным аспектом является то, что при сжигании природного газа в топках, отопительные котлы выбрасывают продукты сгорания в атмосферу, т. е. являются источниками загрязнения окружающей среды.

Например, среднегодовые выбросы в год составляет: NOx - 0,497 т / год, CO - 0,695 т / год, СО2 - 555,607 т / год.

2.2.2 Предложения по реконструкции системы отопления КС

Итак, при работе котельной компрессорной станции мы имеем:

- среднегодовой расход газа в размере 224978 м3 в год;

- выбросы в окружающую среду в размере 557,4 тонн в год

Для решения этих проблем в данной работе предлагается произвести реконструкцию системы отопления КС путем внедрения установки утилизации тепла для собственных нужд, т. е. использовать утилизированное тепло выхлопных газов ГТУ, как альтернативу штатной системе теплоснабжения КС. Что приведет к существенному снижению затрат природного газа на собственные нужды и улучшит состояние воздушного бассейна.



Таблица 3. Выбросы вредных веществ из дымовой трубы котельной

Номер источника выброса	Наименование источника выброса	Параметры источника выброса	Код загрязняющего вещества	Наименование загрязняющего вещества	Максимальная массовая концентрация загрязняющего вещества, мг/м3	Мощность выброса
		высота, м	Диаметр выходного отверстиям
							т/год
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Дим тр. котельной	20	0,8	6000/ 337	Оксид углерода	238,96	0,695
				7000/ 11812	Диоксид углерода	38158	555,607
				4000	соединения азота	383,146	0,522
				4001/ 301	Диоксид азота	381,44	0,497
				4002/ 11815	оксид азота	1,706	0,025
				11000	Неметановые легкие органические соединения	3,412	0,05



3. Расчетная часть

При расчете утилизатора тепла выхлопных газов за исходные данные необходимо взять реальную температуру газов на выходе из ГТУ и реальный объем воды в теплосети КС.

При этом расчетное количество утилизированной теплоты должно обеспечить нагрев теплоносителя в теплосети КС до температуры, предусмотренной тепловым графиком КС, т.е. температура теплоносителя в подающем трубопроводе должна быть не меньше минимально допустимой и приблизительно соответствовать реальным значениям работы теплосети без утилизатора, представленным в таблице 2.

3.1 Описание системы утилизации тепла

Система утилизации тепла предназначена для теплоснабжения объектов компрессорной станции, а также сторонних потребителей.

При этом необходимо учитывать, что КС является нестабильным поставщиком тепла, так как режим работы станции зависит от режима работы всего газопровода и колебаться в больших пределах, вплоть до остановки на длительный период.

Если использовать утилизированное тепло на собственные нужды, водоподпитка, водоподготовка и циркуляционные насосы станций, используется от собственной станции.

Количество теплоты и параметры теплоносителя в зависимости от режима работы КС и теплопотребителей регулируются с помощью средств автоматики и диспетчеризации.

При утилизации тепла отходящих газов ГТА предусматривается установление на агрегатах доутилиазационных теплообменников

Теплообменники состоят из модулей и оборудованы системой автоматического регулирования хронометров теплоносителя по температурному графику.

Теплообменники устанавливаются по центру потока выхлопных газов, по самостоятельным опорных патрубках, что дает возможность сдвигать теплообменник из трубы для ремонта в межотопительный сезон.

Тепловая мощность теплоутилизатора при расчетной температуре окружающей среды -21 ° С, параметрах теплоносителя 150-70 ° С и эффективной мощности ГПА составляет 11-12 Гкал / ч.

Трубная обвязка утилизаторов - коллекторная. Сборный коллектор из труб прокладывается над укрытиями ГПА, по опорным конструкциям утилизаторов. Трубопроводы системы утилизации тепла закольцована с существующими трубопроводами теплосети КС.

Утилизационный теплообменник монтируется над дымовой трубой агрегата, при этом исключаются любые работы связанные с реконструкцией существующего оборудования, исключая укрытие и дымовую трубу. Целью уменьшения потерь выхлопного тракта при отпирания утилизатора (летнее время), а также для создания плановых ремонтных работ, предусматривается возможность его откатки по пути в сторону от дымовой трубы.

Утилизационный теплообменник устанавливается на раму, имеет четыре ролики. Рама приваривается к корпусу теплообменника. На раме есть две крестовины для ручного передвижения.

С трех сторон для обслуживания предусмотрены площадки обслуживания. Подъем на площадку осуществляется по вертикальной лестнице.

Трубопроводы обвязки утилизаторов выполнены с наклоном в сторону в цеховые коллекторов. Арматура на обвязке утилизаторов установлено таким образом, чтобы ее можно было обслуживать с площадки. Все трубопроводы, кроме дренажного, теплоизолированные, дренажный окрашенный.

3.2 Утилизационный теплообменник

Теплообменник водяной утилизационный с унифицированными модулями тепловой мощностью 2-3 МВт предназначен для использования тепла отходящих газов ГПА. Теплообменник может быть применен для теплоснабжения КС, то есть на собственные нужды.

3.2.1 Цель расчета теплообменника

1. Целью разработки является уменьшение расходов топливного газа, расширение диапазона и плавности регулирования тепловой мощности, теплообменника на собственные нужды КС, в случае невозможности использования всего количества тепла потребителям.

2. Применение теплообменника позволяет с большей эффективностью выполнять использовать тепло выхлопных газов ГТУ, так как теплообменник устанавливается на соответствующем от основного выхлопного тракта канале, не налагает ограничений на работу турбины и работает в условиях, обеспечивающих дополнительный напор и равноценный проход греющего теплоносителя по всему сечению поверхностей нагрева теплообменника.

3. Компоновочный решение установки позволяет предотвратить возможность аварийной остановки газотурбинного нагнетателя ГПА при выходе из строя теплообменника, интенфицировать теплообмен, упростить регулирование, как напора, так и расходы эжектирующих выхлопных газов.

3.2.2 Технические данные

1. Тепловая мощность теплообменника 2,5 МВт

2. Температура води в теплообменнике:

- на входе 70 0С

- на выходе 105 0С

3. Давление воды в теплообменнике 400 кПа

4. Гидравлическое давление 100 кПа

5. Аэродинамическое сопротивление 1300 Па

6. Температура уходящих газов на выходе теплообменника 200 0С

7. Расход отводящих газов 6,25 кг/с

8. Дополнительный напор отходящих газов, в теплообменнике 785 Па

9. Давление циклового воздуха на входе в теплообменник 720 кПа

10. Температура циклового воздуха 280 0С

11. Расходы циклового воздуха 0,305 кг/с

3.2.3 Устройство и работа теплообменника

1. Теплообменник состоит из двух модулей, теплообменные поверхности представляют собой оребренные трубные змеевики, расположенные в коридорной порядке; Блок - шибера, представляющего собой две крестообразно расположены на одном валу; средств - для повышения напора выходящих газов состоит из конфузора, смесителя, диффузора и сопла Лаваля. Модули и шибера смонтированы в каркас. К верхней части диффузора прикреплена труба. Опорная рама предназначена для уменьшения нагрузки на конфузор. В нижней части к каркасу прикреплен раздаточный короб.

Модули присоединены друг к другу последовательно по ходу отходящих газов и по ходу воды.

2. Части отходящих газов ГПА по отводящий от основного выхлопного тракта канала через раздаточный короб поступает в межтрубное пространство модулей, проходя который охлаждается, нагревая воду, проходящую внутри трубных пучков модулей, и с помощью циклового воздуха является рабочей средой в эжекторе и предназначается для повышения напора отходящих газов, через трубу выбрасывается в атмосферу. Вода после насосной установки поступает в трубные пучки модулей, проходя которые нагревается и подается в подающую магистраль тепловой сети для теплопитания компрессорной станции. Для регулирования тепловой мощности теплообменника в нем установлен блок-шибер, с помощью которого часть отходящих газов перепускается мимо модулей через предусмотренный в корпусе байпаса.

3.3. Размещение и монтаж

1.Теплообминник является аппаратом, стационарно установленным на отводящий от основного выхлопного тракта газоперекачивающего агрегата канале

2. Для монтажа необходимо:

1) снять консервацию из узлов теплообменника

2) установить на фундамент каркас 1 и закрепить его на анкерных болтах;

3) вставить в каркас 1 унифицированные модули 2 и блок шибер 3 и закрепить их с помощью болтовых соединений;

4) присоединить к каркасу 1 при помощи болтовых соединений конфузор 4 и опорную раму 5;

5) присоединить к опорной рамы 5 с помощью болтовых соединений смеситель 6;

6) присоединить к смесителю 6 при помощи болтовых соединений диффузор 7

7) присоединить к диффузору 7, с помощью болтовых соединений трубу 8

8) присоединить к каркасу 1 при помощи болтовых соединений раздаточный короб 9;

9) присоединить к фланцам унифицированных модулей трубопроводы отвода и подвода воды;

10) присоединить к раздаточного короба 9, с помощью болтовых соединений газоход подводу отходящих газов;

11) присоединить к вставке 11 трубопровода циклового воздуха.



3.4 Принцип работы

Включение теплообменника необходимо выполнять в следующей последовательности:

1) провести внешний осмотр теплообменника;

2) закрыть дренажи унифицированных модулей, открыть воздушники

3) открыть вентиль на трубопроводе отвода воды

4) открыть вентиль на трубопроводе подвода воды

5) наполнить теплообменник водой и закрыть воздушники

6) проверить плотность фланцевых соединений, устранить их при необходимости

7) установить блок-шибер параллельно ходу отходящих газов через унифицированные модули

8) открыть заслонку на канале подвода отходящих газов

9) открыть вентиль на трубопроводе циклового воздуха

10) через 30-40 мин. после включения перевести теплообменник на автоматический режим работы.

3.5 Техническое обслуживание

1. При эксплуатации теплообменника необходимо выполнять следующие виды технологического обслуживания.

1) профилактический осмотр- каждый день

2) профилактическое обслуживание-проверка герметичности фланцевых соединений, проверка состояния теплоизоляции один раз в месяц

3) проверка герметичности трубных пучков унифицированных модулей один раз в год

2. Для обеспечения работы автоматики рекомендуется выполнять следующие действия

1) проверять правильность работы блоков и исполнительных механизмов по показаниям контрольно измерительных приборов, фиксирующих протекание технологического процесса- каждый день

2) проводить внешний осмотр правильности работы систем и блоков- каждый день

3) выполнять метрологическую проверку блоков и всей системы один раз в три года.

3.6 Расчет теплообменника

Задача расчета

1. Определить тепловую мощность теплообменника.

2. Определить аэродинамическое сопротивление теплообменника по газовому тракту.

3.Определить гидравлическое сопротивление модулей теплообменника

4 Определить геометрические размеры эжектора, что создает дополнительный напор отходящих газов.

Данные для расчета

Конструкционные и геометрические характеристики модуля:

1. размер труб

2. шаг ребер tp = 0,0032 м

3. высота ребер hp=0,009 м

4. толщина ребер др=0,008 м

5. внешний диаметр оребренной трубы Дср=0,046 м

6. размещение труб коридорное

7. поперечный шаг труб S1=0,052 м

8. продольный шаг труб S2=0,062 м

9. число труб nтр=18

10. число труб в змеевике m=6

11. поверхность ребер 1 погонного метра трубы Fp=0.6884 м2

12. поверхность 1 погонного метра трубы,

свободного от ребер Fсв р=0,0659 м2

13. суммарная внешняя поверхность трубы УF=0, 7543 м2

14. коэффициент оребрения

15. живое сечение модуля Fж=0,773 м2

16. Теплоизоляция поверхность труб модуля Fт=127,2 м2

3.6.1 Исходные данные для теплового расчета:

1. температура газа на входе в теплообменник tг=7950С

2. температура води:

- на входе в теплообменник t`в=700С

- на выходе из теплообменник t``г=1050С

3. массовый расход дымовых газов Gг=6,2 кг/с

4. число теплообменных модулей n=2шт

5. подключения модулей по газу и воде последовательное

3.6.2 Тепловой расчет

Температура отходящих газов на выходе из утилизационного теплообменника (определяется методом последовательных приближений)

Средняя температура отходящих газов

Физические свойства отходящих газов при

1) плотность

2) теплоемкость

3) коэффициент теплопроводности

4) коэффициент кинематической вязкости

Номинальная тепловая мощность теплообменника по уравнению теплообмена

где k- коэффициент теплопередачи

- приведенный коэффициент теплоотдачи

- коэффициент использования поверхности нагрева трубного пучка = 0,9

- коэффициент неравномерности теплоотдачи по ребру

Е- коэффициент эффективности оребрения

- коэффициент теплопроводности металла ребра

при

- коэффициент теплоотдачи со стороны дымовых газов

- среднелогарифмический температурный напор

скорость газов в живом сечении модуля 2

Номинальная тепловая мощность теплообменника по уравнению теплового баланса

Схождение значений тепловых мощностей

-

В итоге принимаем номинальную тепловую мощность теплообменника

МВт

3.6.3 Аэродинамический расчет

Потеря напора газов на входе в канал подвода газа к теплообменнику

Па

где - коэффициент сопротивления при входе в канал подвода

при ,

так как вход представляет собой диффузор с площадями начала и конца, соответственно, и

- скорость газов в основном выхлопном тракте

расхода газа через тракт

D - диаметр основного выхлопного тракта

удельный вес газов при

Суммарная потеря напора газов отходящих на участке канала подвода газа к теплообменнику

где - коэффициента сопротивления трения по формуле Блазиуса

Re- число Рейнольдса

коэффициент кинематической вязкости газов при

скорость движения газа в канале подвода

- коэффициент местного сопротивления колена;

коэффициента местного сопротивления отвода при

коэффициент местного сопротивления короба раздачи отходящих газов

Потеря напора отходящих газов в теплообменнике

где - скорость отходящих газов в сечении теплообменника

- плотность отходящих газов

коэффициент сопротивления коридорных пучков

поправочный коэффициент, учитывающий число поперечных рядов в пучке - условный геометрический параметр

эквивалентный диаметр поперечного сечения пучка

Re-число Рейнольдса

Потери напора отходящих газов в канале отвода газа от теплообменника

где разница уровней конца и начала канала отвода

Потеря напора отходящих газов на входе в канал отвода

где коэффициент местного сопротивления внезапного расширения потока при

площадь конфузора,

площадь живого прохода теплообменника

удельный вес газа,

Потеря напора отходящих газов в конфузоре

де- коэффициент местного сопротивления конфузора

при

скорость движения отходящих газов в канале отвода

диаметр трубы канала отвода

Потеря напора отходящих газа при выходе из трубы канала отвода

где коэффициент сопротивления выхода

Суммарная потеря напора в канале газового тракта

Необходим дополнительный напор, создаваемый инжектором

Учитывая возможность неравномерности загрузки агрегата принимаем необходимый напор, создаваемый инжектором

(80 мм.вод.ст.)

3.6.4 Гидравлический расчет

Необходимые расходы воды

где номинальная мощность теплообменника;

кВт

удельная теплоемкость воды при

Падение напора воды в модулях

Падение напора в калачах

де - число калачей;

, коэффициент местного сопротивления входа и выхода калачей

коэффициент сопротивления собственно калачей

скорость воды в калачах

де внутренний диаметр трубки калача

плотность воды при

число труб

Падение напора на прямых участках труб

где число входов и выходов; количество прямых участков труб;

длина прямого участка трубы;

- Приведенный коэффициент трения; плотность воды при

скорость воды в прямых участках труб;

Падение напора воды в теплообменнике

3.6.5 Расчет эжектора

Таблица 4. Справочные данные

1	давление эжектирующей рабочей среды
2	плотностных рабочей среды
3	температура рабочей среды
4	плотность инжектируемой среды
5	температура инжектируемой среды
6	показатель адиабаты
7	допустимый напор, создаваемый эжектором	мм.вод.ст.

Давление отходящих газов перед инжектором

мм.вод.ст.

де абсолютное давление при

падение напора отходящих газов в газовом тракте до теплообменника

падение напора отходящих газов в теплообменнике

Отношение

Конструктивные параметры

- угол раскрытия

коэффициент расхода сопла

Массовая кратность эжекции

Определяем значение коэффициентов и

По полученным значениям коэффициентов по графику находим массовую кратность эжекции

Количество рабочей среды

Скорость рабочей среды в критическом сечении сопла Лаваля

Диаметр критического сечения сопла Лаваля

Принимаем

Диаметр выходного сечения сопла Лаваля

Длина части сопла Лаваля, которая расширяется

где угол раскрытия сопла Лаваля Принимаем

Оптимальное отношение площадки камеры смешения к площади рабочего сопла

;

допустимый напор, создаваемый эжектором.

Диаметр камеры смешения

Конструктивно принимаем

Длина камеры смешения и диффузора

Принимаем

Конечный диаметр диффузора

Конструктивно принимаем

Угол сужения входного конфузора

Расстояние от среза сопла Лаваля до начала камеры смешения

Конструктивно принимаем

Длина входного конфузора

3.6.6 Результат расчета теплообменника по заданным параметрам

- номинальная тепловую мощность теплообменника - 2,25 МВт;

- потеря напора отходящих газов в теплообменнике - 355 Па;

- потери напора отходящих газов в канале отвода газа от

теплообменника - 150 Па;

- потеря напора отходящих газов на входе в канал отвода - 47 Па;

- потеря напора отходящих газов в конфузоре - 15,8 Па;

- потеря напора отходящих газа при выходе из трубы канала отвода - 156 Па

- суммарная потеря напора в канале газового тракта - 1175 Па

- необходимый напор, создаваемый инжектором - 784 Па (80 мм.вод.ст.);

- необходимые расходы воды - 15,3 кг/с;

- падение напора воды в теплообменнике - 47862 Па

3.6.7 Сравнение параметров работы теплообменника и котельной

Таблица 5. Основные параметры работы теплового оборудования

Параметр	Теплообменник	Котельная
Максимальная температура теплоносителя: на входе на выходе	70 0С 105 0С	75 0С 95 0С
Мощность	2,25 МВт	Два параллельно работающих котла: 1Гкал/ч *2= 2 Гкал/ч или 2,33МВт
Расход топливного газа	0	224978 м3 в год
Выбросы в окружающую среду	0	557,4 тонн в год

Как видно из сравнительной таблицы, заменяя отопительные котлы расчетным утилизационным теплообменником мы не теряем ни в тепловой мощности, ни в температуре теплоносителя. Т.е. при использовании утилизированного тепла отработанных газов ГТУ для нагрева теплоносителя в теплосети КС, мы полностью обеспечим теплом все производственные помещения, при этом не нарушая заданный температурный график.