Проектирование аппарата охлаждения воздуха и разработка модернизации существующей тепловой схемы на Киришской ГРЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В России, энергетика - это базовая отрасль экономики, стратегически важная для всего государства в целом. От её состоятельности и эволюции зависят целесообразные темпы роста других отраслей хозяйства, устойчивость их работы и энерговооруженность. Энергетика формирует перспективы для использования иных методов, предоставляет совместно с другими факторами новый уровень жизни населения. На самостоятельности страны от внешних, ввозимых энергоресурсов, также как и на развитом прогрессирующем вооруженном комплексе формируется высокий уровень державы на мировой политической арене.

В индустрии электрическая энергия из тепловой энергии получается методом промежуточного превращения её в механическую работу. Преобразование тепла в электричество с относительно высоким кпд без промежуточного превращения его в механическую работу было бы большим шагом в будущее. В связи с этим отпала бы необходимость в использовании тепловых двигателей на электростанциях, которые обладают низким кпд, чрезвычайно сложны и требуют мастерского обслуживания при эксплуатации. Нынешнее оборудование пока не позволяет создать относительно мощные установки для генерации электричества из тепла. Все установки того же типа могут работать непродолжительное время, или при сверхмалых мощностях, или при низких кпд, или связаны с временными факторами: погодными условиями, временем суток и т.п. При любых условиях они не могут обеспечить достаточную устойчивость в энергоснабжении страны. Следовательно, на теплоэлектростанциях нельзя не использовать тепловые двигатели. Прогрессивное направление развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют характерные конструкции центрального и резервного оборудования, режимы работы и управление.

В энергетике осуществлен ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои характеристики и отличия в технологическом процессе. Выполняется постоянная оптимизация самих схем и совершенствование технических характеристик её узлов, элементов. Основными показателями, характеризующими качество работы энергетической установки, являются её эффективность (или кпд) и надёжность. Важным недостатком ПГУ-800 является снижение ее мощности в летний период. Чтобы это исключить, нужна система охлаждения атмосферного воздуха, включающая в себя АБХМ, градирни, источник теплоты, аппарат охлаждения воздуха. В настоящее время такая система отсутствует.

Целью данной дипломной работы является проектирование аппарата охлаждения воздуха и разработка модернизации существующей тепловой схемы на Киришской ГРЭС. Расчет снижения мощности ГТУ от повышения температуры наружного воздуха и разработка мероприятий по решению этого вопроса. Разработка проекта системы охлаждения воздуха перед ГТУ.

Разработанные и реализуемые мероприятия позволят Киришской ГРЭС минимизировать свои издержки пи уверенно смотреть в будущее.



1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КИРИШСКОЙ ГРЭС

1.1 Характеристика Киришской ГРЭС

энергоблок турбина холодопроизводительность градирня

Киришская ГРЭС - огромнейшая тепловая электростанция Объединенной энергетической системы (ОЭС) Северо-Запада, филиал ОАО «Шестая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» (ОАО «ОГК-6»). Станция совершает поставку электроэнергии широкого спектра напряжений от 0,4 до 330 кВ на оптовый рынок энергии и мощности (ФОРЭМ) своим потребителям. Также, компания обеспечивает тепловой энергией промышленные предприятия Киришского района, предлагает услуги по снабжению обессоленной, химически очищенной и технической воды, кислорода и водорода.

Установленная электрическая мощность Киришской ГРЭС порядка 2100 МВт, в том числе 1800 МВт на КЭС- конденсационная часть и 300 МВт на ТЭЦ (теплофикационная часть. Установленная тепловая мощность станции составляет 1234 Гкал/ч, тепловая мощность отборов турбин 826 Гкал.

ОАО «Киришская ГРЭС» находится на правом берегу реки Волхов, в 60 км от города Чудово, 40 км от города Волхов и 150 км по автостраде от города Санкт - Петербург.

ГРЭС расположена в 3х км от районного центра Ленинградской области города Кириши и железнодорожной станции, в непосредственной близости от Киришского нефтеперерабатывающего завода и других промышленных предприятий Киришского промышленного узла. ГРЭС связана через железнодорожную станцию с городом Санкт - Петербургом. Подъездная автомобильная дорога, протяженностью 40 км, соединяет город Кириши с автомобильной магистралью Москва - Санкт - Петербург.

Географическое расположение ОАО «Киришская ГРЭС», наличие развитых сетей 330 и 110 кВ является благоприятным фактором для выдачи электрической мощности в объединенные электрические системы Северо- Запада от Киришской ГРЭС, соответствующую установленной мощности - 2100 М

1.2 Хронология строительства

Основное оборудование Киришской ГРЭС было введено в эксплуатацию в 1965-1983 годах.

Строительство Киришской ГРЭС началось в 1961 году, для чего 15 мая 1961 года было организовано строительное управление Киришской ГРЭС, а уже 3 июля того же года - дирекция будущей электростанции во главе с первым директором В.И. Басковым.

Выбор площадки для будущей электростанции был неслучаен. Ставилась задача решить проблему дефицита энергетической мощности в Северо-Западном регионе страны и оживить экономику Киришского района Ленинградской области, сильно пострадавшего в годы Великой Отечественной войны. Киришский район Ленинградской области оптимально удовлетворял всем необходимым условиям для возведения ГРЭС и нефтеперерабатывающего комплекса: близость к крупному потребителю -- Санкт-Петербургу, большие водные ресурсы реки Волхов и удобные площадки для промышленного строительства.

Когда в 1963 году первые строители пришли на израненную войной землю, здесь не было ни жилья, ни подъездных путей к строительной площадке будущей электростанции. Всюду виднелись следы минувших боев, земля была начинена невзорвавшимися минами и снарядами.

На комсомольскую стройку, которая была объявлена в Киришах, съехались строители и энергетики со всей страны. Строители электростанции жили в рабочем поселке Лесной. По воспоминаниям первостроителей - это было трудное, но очень интересное время: «Мы строили не электростанцию, мы строили будущее».

В 1965 году состоялся успешный пуск первых энергетических агрегатов теплофикационной части ГРЭС.

В 1971 году была завершена первая очередь строительства ГРЭС. К этому моменту были введены в действие 3 котлоагрегата ТЭЦ и 4 блока КЭС.

Вторая очередь строительства позволила к 1983 году увеличить установленную электрическую мощность Киришской ГРЭС до 2100 МВт.

Ввод в эксплуатацию в 2012 году самой мощной в России парогазовой установки (ПГУ-800) является третьей очередью строительства, установленная электрическая мощность станции возросла до 2600 МВт.Вт.

1.3 Основное оборудование электростанции

Киришская ГРЭС по сути состоит из трех электростанций - теплофикационной (ТЭЦ - теплоэлектроцентраль) и конденсационной (КЭС - конденсационная электростанция), а также станции парогазового цикла (ПГУ-800). Теплофикационная часть (6 котло- и турбоагрегатов), обеспечивающая тепловой и электрической энергией город Кириши и Киришскую промышленную зону, и конденсационная часть (6 энергоблоков), предназначенная для обеспечения нагрузок и системного регулирования в ОЭС Северо-Запада.

Установленная электрическая мощность Киришской ГРЭС составляет 2600 МВт, в том числе 1500 МВт на КЭС (конденсационная часть), 800 МВт на ПГУ (парогазовая установка) и 300 МВт на ТЭЦ (теплофикационная ча Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ):

ТЭЦ ориентирована на поставки энергоресурсов в основном на локальный рынок и предназначена для обеспечения электрической и тепловой энергией Киришскойпромзоны и г.Кириши. На теплофикационной части установлено 6 котлоагрегатов типа ТГМ-84 паропроизводительностью по 420 т/час; 6 турбоагрегатов типа ПТ-50-130/7 (2 ед.), ПТ-60-130/13 (2 ед.), Р-40-130 (2 ед.) с генераторами типа ТВФ-60-2 (3 ед.), ТВФ-63-2 (3 ед.); 2 пиковых водогрейных котла типа КВГМ-100. Параметры острого пара теплофикационного оборудования: давление - 130 кг/см2, температура- 545 оС. Суммарная мощность турбоагрегатов - 300 МВт.

ТЭЦ отпускает тепловую энергию в паре и воде по системе трубопроводов, а электроэнергию по десяти ЛЭП-110 кВ а также линиям 35 и 6 кВ. Энергоснабжение г. Кириши обеспечивается двумя линиями 35 кВ, энергоснабжение ООО «КИНЕФ» обеспечивается от генераторного распределительного устройства на напряжении 6 кВ (ГРУ - 6 кВ) и от открытого распределительного устройства на напряжении 110кВ (ОРУ - 110 кВ). Основными потребителями тепловой энергии являются КИНЕФ (75%) и город Кириши (20%).

Конденсационная электростанция (КЭС):

КЭС Киришской ГРЭС [Машинный зал КЭС] ориентирована на поставки электрической энергии и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется для системного регулирования в ОЭС Северо-Запада. Конденсационная часть Киришской ГРЭС состоит из пяти энергоблоков мощностью 300 МВт каждый. Три из них представляют дубль-блоки (турбины К-300-240 ЛМЗ с котлами ТГМП-114), два - моноблоки (турбины К-300-240 ЛМЗ с котлами ТГМП-324А и ТГМП-324).

На энергоблоках №№ 1,2,4,5 установлены турбопитательные насосы типа СВПТ-340-1000 ЛМЗ, на блоке №3 - ПТН-1150-340-М.

Вода для технических нужд и охлаждения конденсаторов турбин подается по блочной схеме на энергоблоки №№1-4 циркнасосами типа ОП-5-110 КЭ, на энергоблоке № 5 - циркнасосами типа ОП3-110 КЭ. Турбины №№ 1,2,4 имеют основной и пиковый бойлеры. Сетевая вода, нагреваемая в них, используется для отопления всех помещений ГРЭС. Сетевые насосы являются общими для всей системы отопления.

Имеется связь между КЭС и ТЭЦ по мазуту, пару 7 и 13 кгс/см2 и другим потокам.

До 2000 года в котлах сжигался только мазут марки М-100. В августе 2000 года блоки №№3 и 4 были переведены на сжигание газового топлива. 22 марта 2004 года блок №6 переведен на сжигание газового топлива: газификация КЭС завершена.

Конденсационная часть выдает электроэнергию по пяти ЛЭП-330 кВ, а также по ЛЭП-110 кВ через автотрансформаторы, связывающие два открытых распределительных устройства (ОРУ-330 кВ и ОРУ-110 кВ).

Участок водоподготовки

Участок водоподготовки является основным производством КВП, которое методом непрерывного ионного обмена из воды р. Волхов производит глубоко обессоленную воду для подпитки котлоагрегатов станции. Водоподготовительная установка состоит из химводоочистки первой очереди (ХВО-1) производительностью 750 т/ч и химводоочистки второй очереди (ХВО-2), производительностью 1500 т/ч. ХВО-1 была пущена в 1964 году и предназначена для восполнения потерь пара и конденсата теплофикационной и конденсационной частей станции, подпитки теплосети, приготовления химочищенной воды для котлов-утилизаторов НПЗ. ХВО-2, запущенная в 1977 г, предназначена для восполнения потерь пара и конденсата теплофикационной части станции. В октябре 2009 года завершилась реконструкция водоподготовительной установки ХВО-2. ВПУ Киришской ГРЭС - крупнейшая в России водоподготовительная установка глубокого обессоливания воды по противоточной технологии мощностью 1500 т/ч, при этом качество очистки воды значительно превысит российские нормы. Основной функцией является - обеспечение химически очищенной водой завод глубокой переработки нефти ООО «КИНЕФ». Кроме того, реконструкция установки улучшит экологическую обстановку района.



1.4 Описание существующей тепловой схемы

Тепловая схема паротурбинной установки К-300-240 ЛМЗ до модернизации представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Принципиальная тепловая схема турбины К-300-240 ЛМЗ

Свежий пар из котлов ТГМП-114 и ТГМП-324 с давлением 240 ата и температурой 540°С поступает к стопорно-регулирующим клапанам ЦВД. После 12-ой ступени ЦВД пар с давлением 41ата и температурой 300°С при номинальном режиме направляется на промперегрев. После промперегрева с давлением 37ата и температурой 540°С пар подходит к двум паровым коробкам стопорных клапанов ЦСД. Часть среднего давления состоит из 12 ступеней, после которых две трети пара перепускаются в цилиндр низкого давления, а одна треть пара проходит последние пять ступеней части низкого давления ЦСД и отводится в конденсатор.

Конденсат отработавшего в турбине пара, забирается из конденсатора конденсатными насосами первой ступени и подается на блочную обессоливающую установку. Пройдя блочную обессоливающую установку, основной конденсат проходит через охладитель газоохлаждения генератора, где снимает тепло обессоленной воды замкнутого контура охлаждения генератора, и подогреватель сальниковый ПС-115. В ПС-115 основной конденсат нагревается за счетсъема тепла конденсации пара, поступающего в него из концевых уплотнений турбоагрегата, приводной турбины питательного насоса и от штоков клапанов турбины. Конденсат после ПС-115 поступает на всас конденсатных насосов второй ступени и прокачивается ими через подогреватели низкого давления в деаэратор. В ПНД конденсат нагревается за счетсъема тепла конденсации и перегрева пара, отбираемого от отборов турбоагрегата. Конденсат греющего пара, каскадно сливается из ПНД-4 в ПНД-3, в ПНД-2 и насосами подается в линию основного конденсата. Конденсат греющего пара ПНД-1 направляется через гидрозатвор в конденсатор.

Питательная вода из деаэратора подается на всастрехбустерных насосов. Бустерные насосы подают питательную воду на всас питательных насосов. Питательная вода питательным турбонасосом подаётся в котёл через группу подогревателей высокого давления. Подогрев питательной воды в подогревателях высокого давления осуществляется паром, отбираемым из соответствующего отбора турбины К-300-240. Дренажи греющего пара ПВД сливаются каскадно из ПВД-8 в ПВД-7 и в ПВД-6, затем отводятся в деаэратор. Для обеспечения работы ПВД на малых нагрузках предусмотрен отвод дренажа греющего пара ПВД в ПНД-4 и в конденсатор.

Кроме отборов на регенерацию и турбопривод питательного насоса турбина допускает дополнительные отборы на бойлеры, калориферы котла и других потребителей пара.

1.5 Варианты модернизации Киришской ГРЭС

В наше время газотурбинные установки применяются в качестве надстроек к основному энергетическому оборудованию, или по схеме бинарного цикла, при которой ГТУ работает в паре котлом-утилизатором и действующей паровой турбиной.

На электростанциях с весомым остаточным ресурсом энергооборудования, в топливном балансе которых кроме угля и мазута имеется достаточное количество природного газа для ГТУ, разумно применять газотурбинные надстройки к основному оборудованию. Газотурбинные надстройки паротурбинных энергоблоков почти полностью сохраняют компоновки главного корпуса, тепловую схему, предлагают более низкие капитальных вложений по сравнению с бинарными схемами.

Из известных вариантой реализации газотурбинных надстроек следует выделить следующие:

Схема со сбросом уходящих газов газотурбинных установок (ГТУ) в топку энергетического котла

Сбросные схемы ПГУ различны и широко известны. Среди них наибольшее распространение получила схема со сбросом дымовых газов газовой турбины в топку котла. Она не требует котла-утилизатора со своей паровой турбиной. Однако ей характернызначительные недостатки, в частности, необходимость установки комплекта горелок для сбросных газов, отключение котельного воздухоподогревателя при работе котла и газовой турбины. Более серьезный недостаток тривиальной схемы - это необходимость строгой увязки мощностей котла и газовой турбины, которая вносит в топку вместе с дымовыми газами вполне определенное количество кислорода, отличное от того, которое необходимо для сжигания топлива в котле. Не менее серьезный недостаток - простой котла во время реализации надстройки с соответствующим снижением выработки электроэнергии.Такие решения требуют основательной реконструкции котла, установки специальной шахты для размещения газовых подогревателей питательной и сетевой воды и конденсата, применения газоплотных шиберов, поддерживающих автономную работу котла при проведении ремонтных и регламентных работ на ГТУ. Для минимизации аэродинамического сопротивления газового тракта от ГТУ к котлу требуется как можно ближе расположить котел и газовую турбину. Температура уходящих газов за газовой турбиной выше 4000С, что обязывает использовать для газоходов легированную сталь и теплоизоляцию.

Увеличение расхода газов за котлом приводит к замене дымососов. КПД установки колеблется в пределах 44 - 46 %.

Эти и другие обстоятельства вынуждают искать более совершенные схемы

Схема с вытеснением регенерации паровой турбины

Уходящие газы газовой турбины направляются в теплообменники и подогревают питательную воду и конденсат. По экономической эффективности имеет относительно равные показатели со сбросной схемой, и меньшую трудоемкость по объему реконструкции котлоагрегата, так как предполагает установку только байпасных газоводяных подогревателей (ГВП НД и ГВП ВД) без разводки газопроводов от газовой турбины по горелкам и реконструкции котла с наружной установкой, следовательно применение данной схемы ограничено. КПД таких установок 42 - 43 %.

Схема с вытеснением пара энергетического котла (параллельная схема)

Схема представляет собой установку за ГТУ парового котла-утилизатора (КУ) и подачу выработанного пара в паровую турбину или горячую нитку промежуточного перегрева, вытесняя тем самым пар энергетического котла. Данную схему в последнее время все больше применяют за рубежом, когда основным топливом паровых котлов служит уголь. Подобная схема практически полностью сохраняет инфраструктуру ТЭС и главного корпуса, параметры паросиловой части, оборудование и его компоновку, а также характеризуется меньшими затратами средств и времени. Установка дает дополнительную возможность работы по бинарной схеме при отключенном энергетическом котле. По такой схеме модернизированы ТЭЦ в Таиланде и ТЭС «Альтбах Дейцизау-2» (Штутгарт, Германия). При использовании отечественных ГТУ невозможно обеспечить стандартную температуру острого пара. КПД энергоблока составит порядка 43 - 44 %. [1, 14, 15, 16, 17]

Широкое применение как при техническом перевооружении, так и при новом строительстве ТЭЦ и ГРЭС нашли ПГУ выполненные по бинарной схеме.

Энергоблок включает газовую турбину, котел - утилизатор и паровую турбину. Выходные газы энергетической ГТУ поступают в КУ. Генерируемый в КУ пар направляется в паровую турбину, где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине пар направляется в конденсатор, откуда конденсат насосом подается в КУ. Парогазовая установка с котлом-утилизатором - наиболее перспективна и широко распространенна в энергетике ПГУ. Эта схема отличается простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Эти ПГУ - единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме отпускают потребителям электроэнергию с КПД 55 - 60 %.

Эксплуатационные затраты мощной современной ПГУ с КУ вдвое ниже по сравнению с затратами на пылеугольной ТЭС, удельные капиталовложения в эти ПГУ на 30 % ниже, чем в паросиловые установки. Сроки строительства такой ПГУ в намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов.



2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКААПГУ-800

В 2012 году в г. Кириши (Ленинградская область) состоялись торжественные мероприятия, посвященные вводу в эксплуатацию парогазового энергоблока ПГУ-800 Киришской ГРЭС.

Проект ПГУ-800 (парогазовая установка мощностью 800 МВт), реализованный на Киришской ГРЭС, является уникальным и не имеет аналогов в России. Впервые в истории отечественной электроэнергетики проведена масштабная модернизация (а не новое строительство) существующего энергоблока с столь значительным увеличением мощности и коэффициента полезного действия. Он был осуществлен за счет модернизации энергоблока №6 (ввод в эксплуатацию - 1975 год) путем надстройки к существующей паровой турбине мощностью 300 МВт двух самых современных газовых турбин, мощностью по 279 МВт (производства Siemens) с двумя котлами-утилизаторами.

Парогазовая установка состоит из паровой турбины К-245-13,3 мощностью 240 МВт, двух самых современных газовых турбин SGT5-4000F - каждая мощностью по 279 МВт (производства Siemens), с двумя новейшими котлами-утилизаторами П-132.

Основные технологические и инновационные решения, реализованные при проектировании, строительстве, монтаже и эксплуатации нового парогазового энергоблока:

-Энергоблок ПГУ-800 построен по схеме «дубль-блок», т.е. включает в себя две газотурбинные установки (Siemens) с котлами-утилизаторами и одну паровую турбину;

- Разработана новая принципиальная тепловая схема для работы двух новых газотурбинных установок, котлов-утилизаторов и существующей паровой турбиной в составе ПГУ;

- На основе разработанной новой схемы ПГУ определены технические требования к основному и вспомогательному оборудованию;

- ОАО «ЭМАльянс» спроектировало и изготовило 2 новых, в тоже время уникальных, котла-утилизатора. Котлы-утилизаторы - трехконтурные, с промежуточным перегревом, с естественной циркуляцией в испарительных поверхностях. Компоновка котлов-утилизаторов - горизонтальная;

- ОАО «Силовые машины» провело модернизацию (проектирование и изготовление) существующей паровой турбины К-300-240 блока №6 на базе парогазовой технологии, не имеющей аналогов в российской энергетике;

- На вспомогательном оборудовании парогазового энергоблока разработаны и внедрены отечественные технологии автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);

-В результате реализации проекта ПГУ-800 КПД энергоблока №6 увеличился с 38% до 55%, а УРУТ уменьшился с 324 г/кВтч до 221,5 г/кВтч (при работе на номинальном режиме).

Ввод ПГУ-800 Киришской ГРЭС является самым крупным вводом генерирующего оборудования, работающего единым блоком, за последние 30 лет. При этом он стал самым мощным парогазовым энергоблоком в России. С вводом в эксплуатацию ПГУ-800 общая установленная мощность Киришской ГРЭС возросла до порядка 2,6 ГВт (электрическая мощность). Установленная тепловая мощность 1 234 Гкал/ч

2.1 Принципиальная тепловая схема ПГУ

Принципиальная тепловая схема парогазовой установки изображена на рисунке 2.1 (резервная паровая турбина условно не показана). Установка состоит из двух газотурбинных агрегатов, каждый из которых соединен со своим котлом-утилизатором, вырабатывающим пар трех уровней давления: высокого, среднего и низкого, и трехцилиндровой паровой турбины.



Рисунок 2.1 - Принципиальная тепловая схема парогазовой установки

Тепловая схема парогазовой установки ПГУ - 800 выполнена по так называемой схеме «дубль - блока» и включает две газовые турбины со своими котлами - утилизаторами, снабжающими паром одну паровую турбину.

2.2 Варианты компоновки оборудования на ПГУ-800

Как отмечалось в предыдущих разделах, ПГУ - 800 состоит из двух газовых турбин, двух котлов - утилизаторов, пар от которых поступает на существующую паровую турбинуК - 300 - 240.

Главными критериями, определяющими месторасположение нового оборудования, являются:

минимальные длины паропроводов острого пара, «горячего» и «холодного» промперегрева и паропровода на турбопривод питательного насоса паровой турбины;

возможность организации выдачи электрической мощности;

возможность организации строительно-монтажной площадки;

сохранение транспортных коммуникаций и въездов в существующий главный корпус.

При компоновке оборудования были приняты решения, основанные на многолетнем опыте западных фирм в проектировании парогазовых установок. Решающим решением при компоновке двух газовых турбин с двумя котлами-утилизаторами и одной паровой турбиной является расположение в ряд газовых турбин с горизонтальными котлами-утилизаторами и отдельно стоящей паровой турбиной. При этом учитывается компактность (минимальное расстояние между котлами-утилизаторами и паровой турбиной) и, в то же время, удобство обслуживания оборудования.

В данной работе рассматриваются два варианта размещения оборудования на ПГУ- 800.

Первый вариант компоновки главного корпуса.

Газовые турбины и котлы-утилизаторы расположены на месте демонтируемого парового котла энергоблока №6, при этом демонтируются строительные конструкции котельного отделения до 25 оси, регенеративный воздухоподогреватель, наружная установка тягодутьевого оборудования и газоходы к дымовой трубе.

Достоинством такой установки оборудования являются относительно короткие связи по пару между котлами-утилизаторами и паровой турбиной К-300-240

Недостатками такой схемы являются:

более длинные связи по выдаче электрической мощности;

необходимость переноса газопроводов от ГРП к котлам КЭС и ТЭЦ;

значительный объем работ по демонтажу строительных конструкций, технологического оборудования и внутриплощадочных коммуникаций.

Второй вариант компоновки главного корпуса.

Размещение газовых турбин и котлов-утилизаторов за временным торцом между рядами «А» и «Г».

Щит управления энергоблоком ПГУ-800 предполагается разместить в помещении существующего блочного щита управления БЩУ-3. Для обеспечения въезда транспорта в машинный зал со стороны временного торца, здание блока смещается на 17 метров от ряда «А» по направлению к ряду «Б».

Здание блока «врезается» в существующее здание машинного зала до оси «30», где отсутствует технологическое оборудование («мертвая зона» мостового крана).

При таком расположении здания блока обеспечивается свободный въезд транспорта в турбинное отделение, а также упрощается и укорачивается трасса кабельных линий для выдачи электрической мощности, но увеличивается длина паропроводов высокого давления, особенно от второго котла-утилизатора. Это обстоятельство вызовет необходимость повышения начального давления острого пара и ГПП у котлов-утилизаторов.

Возможность трассировки трубопроводов высокого давления (4 трубы большого диаметра) до паровой турбины К-300-200 ст.№5 представляет значительные трудности.

Сложность такого решения заключается в следующем:

необходимо либо дальнейшее повышение давления на котлах-утилизаторах, либо снижение параметров пара перед турбиной;

значительное усложнение трассировки паропроводов с обеспечением компенсации температурных перемещений и нормативных усилий на присоединительные размеры котлов-утилизаторов и паровой турбины.

Оба варианта компоновки представлены в графической части работы и на рисунках 2.2 и 2.3.



Рисунок 2.2 - Первый вариант компоновки главного корпуса

Рисунок 2.3 - Второй вариант компоновки главного корпуса

2.3 Краткое описание энергоблока

По состоянию на 2011 год, парогазовый энергоблок ПГУ-800 Киришской ГРЭС является самым мощным блоком этого типа в Росии. В основу работы блока положен цикл трёх давлений, позволяющий (согласно проекту) достичь электрического КПД 55,5 % (КПД существующего парового цикла 34,8 %).

По проекту проведена надстройка существующей паровой турбины шестого блока Киришской ГРЭС мощностью 300 МВт двумя газовыми турбинами мощностью по 279 МВт каждая с двумя котлами-утилизаторами барабанного типа. На существующей паровой турбине шестого энергоблока проведена реконструкция с учетом её использования в составе парогазовой установки (ПГУ). При работе в составе ПГУ установленная мощность паровой турбины составляет около 300 МВт.

Парогазовая установка состоит из паровой турбины К - 300 - 240 мощностью 300 МВт, двух газовых турбин Siemens V94.3A мощностью 279 МВт каждая с двумя котлами-утилизаторами П-132.

2.4 Описание ГТУ Siemens V94.3A

Для модернизации Киришской ГРЭС на основе ПГУ-800 использовать газотурбинную установку фирмы Siemens типа V94.3A, так как она наиболее подходит к характеристикам, предъявляемым к основному оборудованию ПГУ. Высокая температура газов за газовой турбиной и возможность ее стабилизации в большом диапазоне нагрузок допускает вырабатывать пар необходимых параметров.

Энергетические ГТУ фирмы Siemens, объединяет общая идея производства, имеющая следующие характерные черты:

простая открытая схема ГТУ состоящая из осевого компрессора, КС, ГТ и электрогенератора, устанавливаемого со стороны входа воздуха в компрессор;

дисковый ротор с центральным стяжным болтом и хиртовым зубчатым зацеплением;

два опорных подшипника;

осевой входной диффузор.

Для этих ГТУ предприятие использует апробированный метод авиационного двигателестроения фирмы «Pratt-Whitney». Аэродинамика осевого компрессора усовершенствована вследствие применения 15-ступенчатого компрессора, разработанного на базе авиационных технологий. Со стороны всоса компрессор имеет входной направляющий аппарат. В компрессоре рассчитаны отборы воздуха в разных ступенях давленияс подходящей температурой. Это допускаетпредоставитьтребуемое охлаждение всего лопаточного аппарата газовой турбины.

В ГТУ типового ряда «3А» использовансовременный тип камеры сгорания - кольцевая, более плотная с горизонтальной компоновкой на корпусе установки. По периметру размещены 24 гибридные горелки. Повышение числа горелок и совместное уменьшение их габаритных размеров допускаютпредельно укороченного факела промежуточного смешения в кольцевой КС. Кольцевое распределение горелок создает условия однородного назначения температур на входе в ГТ.

Все регулирующие и рабочие лопатки турбины, кроме длинных рабочих лопаток последней турбинной ступени, охлаждаютсявоздухом. В турбине 4 ступени, значит охлаждаемыми выполнены направляющие лопатки 1, 2, 3, 4 ступеней и рабочие лопатки 1, 2, 3 ступеней, всего 7 ступеней.

Все четыре степени газовой турбины имеют свободно закрепленные лопатки без бандажей и проволочных связей. Вследствие этого обеспечивается оптимальный режим потока без помех от амортизирующих элементов, находящихся в канале

Рабочие лопатки первой и второй ступеней выполнены монокристаллическими а третьей и четвертой - с равноосным литьем. Сопловые лопатки защищены металлокерамикой.

Воздушное охлаждение допускает на 200 є С и более уменьшить температуру лопаток в сравнении с температурой газа, металлокерамическое покрытие позволяет на 30-60 є С снизить температуру металла лопаток, значит температура лопаток находится но уровне 900 єС по сравнению с температурой продуктов сгорания (1315 єС). [1, 9]

В таблице 1 показаны технические характеристики газотурбинной установки.

Таблица 1 - Основные показатели газовой турбины SiemensV94.3A

Наименование показателя	Размерность	Значение
1	2	3
Тип		V94.3А
Фирма - изготовитель		Siemens
Установленная электрическая мощность	МВт	272,7
Частота вращения	об/мин	3000
Степень повышения давления воздуха в компрессоре		17
Расход газов за турбиной	кг/с	682,0
Температура газов за турбиной	єС	579,0
Расход топлива (при Qрн = 8030 ккал/м3 и плотности 0,682 кг/м3)	м3/час	75484
КПД брутто	%	38,6
Выбросы NOXи СО	Ppm	25/10
Уровень шума на расстоянии 1 м от турбины	дБ	85
Бюджетная цена	MEUR	37,6

2.5 Описание котла-утилизатора П-132в составе ПГУ-800

В соотношении с пожеланиями фирмы Siemens для устойчивой работы ГТУ в составе ПГУ берется котел-утилизатор горизонтальной компоновки, барабанного типа, с принудительной циркуляцией, с тремя контурами давления пара.

В горизонтальных котлах - утилизаторах поверхность нагрева состоит из отдельных секций, сгруппированных в пакеты. Каждая секция состоитиз верхних и нижних коллекторов, объединенных оребренными трубами, в шахматном расположении.

В таблице 2 показаны параметры и расходы пара для всех контуров котла - утилизатора нужных для работы паровой турбины К - 300 - 240 входящей вчисло парогазового энергоблока на основе ГТУ SiemensV94.3A.

Таблица 2 - Основные показатели котла- утилизатора П-132 для турбины SiemensV94.3A

Наименование показателя	Размерность	Значение
1	2	3
Параметры свежего пара: -давление -температура	МПа єС	16,22 535
Номинальный расход свежего пара	т/час	225,9
Параметры пара горячего промперегрева (ГПП): -давление -температура	МПа єС	3,477 532
Номинальный расход пара ГПП	т/час	320,7
Параметры пара для турбопривода насоса (ТПН): -давление -температура	МПа єС	1,59 420
Расход пара на ТПН	т/час	13,6
Температура уходящих газов	єС	150

Питательная вода устремляется конденсатными насосами в общий для всех контуров пара экономайзер низкого давления, затем в деаэратор. После деаэратора тремя питательными насосами различных давлений на выходе вода поступает в три экономайзера соответствующих контуров, уровень которых определяется давлением соответствующего контура пара.

Котел- утилизатор трехконтурный. Поверхности нагрева 1 контура: 3 ступени пароперегревателя 1ПП1, 2ПП1, 3ПП1, испаритель И1, 3 ступени экономайзера 1ЭК1, 2ЭК1, 3ЭК1. Поверхности нагрева 2 контура: 2 ступени пароперегревателя промперегрева 1ППРП2, 2ППРП2, 2 ступени пароперегревателя 1ПП2, 2ПП2, испаритель И2, 2 ступени экономайзера 1ЭК2, 2ЭК2. Поверхности нагрева 3 контура: пароперегреватель ПП3, испаритель И3, экономайзер ЭК3. В задней части размещается экономайзер низкого давления ЭНД.

2.6 Краткая характеристика паровой турбины К - 300 - 240

Турбина представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат с тремя выхлопами в один общий конденсатор. Турбина выполнена с сопловым парораспределением. Технологические характеристики турбины приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Технологические характеристики турбины

Номинальность мощность, МВт	300
Число оборотов, рад/с (об/мин)	314 (3000)
Температура острого пара, °С	565
Давление пара за цилиндром высокого давления (ЦВД) при номинальной мощности, МПа (ата)	3,92 (40)
Температура пара за ЦВД, °С	332
Давление пара перед цилиндром среднего давления (ЦСД), МПа (ата)	3,52 (36)
Температура пара перед ЦСД, °С	565
	Давление в конденсаторах при расчетной температуре охлаждающей воды +12 °С, Па* (ата)

3,42·10Размещено на http://www.allbest.ru/

Максимальный расход пара на турбину, т/ч	930

2.7 Выводы по главе

На основании проведенного исследования выявлены преимущества и недостатки ПГУ. Главным недостатком является снижение мощности ПГУ -800 в летний период времени

Преимущества ПГУ:

-парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60 %. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок -- в диапазоне 28-42 %;

-низкая стоимость единицы установленной мощности;

-парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками;

-короткие сроки возведения (9-12 мес.);

-нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом;

-компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии;

-более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками.

Недостатки ПГУ:

-необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива;

-ограничения на типы используемого топлива. Как правило в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного -- дизельное топливо. Применения угля в качестве топлива возможно только в установках с внутрицикловой газификацией угля, что сильно удорожает строительство таких электростанций. Отсюда вытекает необходимость строительства недешевых коммуникаций транспортировки топлива -- трубопроводов;

-сезонные ограничения мощности. Максимальная производительность в зимнее время.

Утвержден состав основного энергетического оборудования: две ГТУ Siemens V94.3A электрической мощностью по 270 - 300 МВт; два котла утилизатора П-132 с соответствующими контурами, снабжающими отпуск пара необходимых параметров на существующую паровую турбину и дополнительное тепломеханическое оборудование; одна существующая реконструируемая паровая турбина К - 300 - 240 с выключенными отборами на регенерацию (за исключением ПНД1 и СП); одна резервная паровая турбина К - 300 - 240 для ПГУ - 800, заменяющая при плановых или аварийных остановках работающую в составе ПГУ паровую турбину.



3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Целью расчетной части является расчет ГТУ при нормальной температуре наружного воздуха, при повышенной температуре воздуха, расчет холодильной мощности, построение графиков с изменением характеристик ГТУ в зависимости от температуры атмосферы. Расчет проводится по методике, предложенной Рыжковым В.Я [7].

3.1 Расчет ГТУ при нормальной температуре наружного воздуха

3.1.1 Расчет ГТУ без охлаждения

Параметры наружного воздуха t0= 10 єС = 283 К, р0 = 0,1013 МПа.

Расчетная схема газотурбинной установки представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Расчетная схема газотурбинной установки

Рассчитать основные характеристики простой ГТУ с охлаждением газовой турбины, приняв следующие исходные данные:

- электрическая мощность одной ГТУ Nэ = 278 МВт = 278000 кВт;

- температура газов перед газовой турбиной tс = 1315С;

- температура воздуха перед компрессором tа = 10С;

- 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 = 1150С;

- число ступеней в газовой турбине - z = 4.

Сначала при тех же исходных данных рассчитывается тепловая схема ГТУ без охлаждения элементов газовой турбины.

1. Рассчитывается процесс сжатия воздуха в компрессоре. Берется величина mв 0,28 и считается в первом приближении температура воздуха на выходе из компрессора по формуле (3.1):

, (3.1)

По температурам Та и Тb рассчитываются энтальпии воздуха hа и hbпо формуле (3.2), кДж/кг, находится средняя изобарная теплоемкость воздуха в процессе сжатия в компрессоре по формуле (3.3)



,

, (3.2)

,

(3.3)

После этого уточняют значение mв по формуле (3.4)

mв = Rв/срв, (3.4)

mв = 0,287/1,04119=0,27829.

А также значения температуры Тb по формуле (3.1) и энтальпии hbпо формуле (3.5) [1]

,(3.5)

,

.

2. Определяется коэффициент избытка воздуха в камере сгорания по формуле (3.6):



,

,

,

,

(3.6)

,

где hвозд(Тс), hп.с(Тс) - энтальпии воздуха и чистых продуктов сгорания при температуре Тс;

hтп - энтальпия топлива (в расчетах принять hтп 0).

Рассчитываются массовые доли чистых продуктов сгорания, воздуха в газах, выходящих из камеры сгорания по формулам (3.7) и (3.8):

, (3.7)

(3.8)

,

.

3. После чего находят энтальпию газов перед газовой турбиной:

, (3.9)

.

4. Определяют параметры процесса расширения газов в газовой турбине без охлаждения, для чего, предварительно задавшись значением mг 0,25, вычисляют температуру газа на выходе из турбины высокого давления по формуле (3.10):

(3.10)

.

где = отношение давлений в газовой турбине.

5. Находят энтальпию газов hd за газовой турбиной по формуле (3.11):

(3.11)

.

где hвозд(Тd), hп.с(Тd) - энтальпии воздуха и чистых продуктов сгорания при температуре Тd.

Рассчитываем энтальпию газов hd за газовой турбиной по формуле(3.11):

,

,

,

.

Средняя теплоемкость газа в процессе расширения в газовой турбине по формуле (3.12):

, (3.12)

.

Уточненное значение mг находят по формуле:

mг = Rг/срг,

гдеRг-газовая постоянная равна по формуле (3.13):

(3.13)

mг = 0,28823/1,23437=0,2335

Зная mг, по формулам (3.11) и (3.12) уточняют значения Тd, hd:

,

,

,

,

,

.

5. Удельная работа расширения газа в газовой турбине без охлаждения находится по формуле (3.14)



, (3.14)

.

6. Удельная работа на сжатие воздуха в компрессоре определяется по формуле (3.15):

(3.15)

.

7. Отношение расхода воздуха в компрессоре, к расходу газа в турбине рассчитывается по формуле(3.16):

, (3.16)

.

8. Удельная работа расширения газа в газовой турбине без охлаждения находится по формуле (3.17):

, (3.17)

9. Коэффициент полезной работы ГТУ без охлаждения газовой турбины рассчитывается по формуле (3.18):

, (3.18) 

10. Расход газа на турбину рассчитывается по формуле (3.19), кг/с:

(3.19)

где м механический к.п.д. ГТУ, определяемый выражением (3.20)

, (3.20)

13. Расход топлива в ГТУ без охлаждения находится по формуле (3.21), кг/с:

, (3.21)

14. Электрический КПД ГТУ без охлаждения:

, (3.22)

Результаты расчета схемы простой ГТУ без охлаждения: tb= 405С; = 2,95; hс = 1357 кДж/кг; td= 581 С; Hт = 753 кДж/кг; Hк = 402 кДж/кг; H = 358 кДж/кг; = 0,476; Gт = 287 кг/с; В = 6,346 кг/с; э = 0,356.

3.1.2 Расчет ГТУ с охлаждением

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

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

(3.23)

где Tw - допустимая температура металла лопаток турбины, К.

2. Определяется величина:

(3.24)

где н = 0,50,7 (принять н 0,6);

z - число ступеней в газовой турбине.

3. Определяется разница величин:

(3.25)

гдеТ1 = Тb, К;



, К.

4. Определяется величина

, (3.26)

5. Удельная работа ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины, кДж/кг:

, (3.27)

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

, (3.28)

7. Расход топлива в камере сгорания ГТУ, кг/с:

, (3.29)

8. Расход воздуха на входе в камеру сгорания, кг/с:



, (3.30)

9. Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с:

, (3.31)

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

, (3.32)

11. Электрический коэффициент полезного действия ГТУ с охлаждением:

, (3.33)

Результаты расчета схемы простой ГТУ с охлаждением: gв = 0,07; = 0,47; Нохл = 443,65 кДж/кг; Gт = 642,17 кг/с; Gк = 625,76 кг/с; Вохл = 16,41 кг/с; Gк = 629,88 кг/с; Gт = 688,92 кг/с; э.охл = 0,38.



3.2 Расчет ГТУ при повышенной температуре

Параметры наружного воздуха t0= 20 єС = 293 К, р0 = 0,1013 МПа.

Расчетная схема газотурбинной установки представлена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Расчетная схема газотурбинной установки

Рассчитать основные характеристики простой ГТУ с охлаждением газовой турбины, приняв следующие исходные данные:

- электрическая мощность одной ГТУ Nэ = 278 МВт = 278000 кВт;

- температура газов перед газовой турбиной tс = 1315С;

- температура воздуха перед компрессором tа = 20С;

- 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 = 1150С;

- число ступеней в газовой турбине - z = 4.

Сначала при тех же исходных данных рассчитывается тепловая схема ГТУ без охлаждения элементов газовой турбины.

1. Рассчитывается процесс сжатия воздуха в компрессоре. Берется величина mв 0,28 и считается в первом приближении температура воздуха на выходе из компрессора по формуле (3.1):

По температурам Та и Тb рассчитываются энтальпии воздуха hа и hbпо формуле (3.2), кДж/кг, находится средняя изобарная теплоемкость воздуха в процессе сжатия в компрессоре по формуле (3.3):

,

,

,

.

После этого уточняют значение mв по формуле (3.4):

mв = 0,287/1,04119=0,27565,

а также значения температуры Тb по формуле (3.1) и энтальпии hbпо формуле (3.5):

,

,

.

2. Определяется коэффициент избытка воздуха в камере сгорания по формуле (3.6):

,

,

,

,

.

3. Рассчитываются массовые доли чистых продуктов сгорания, воздуха в газах, выходящих из камеры сгорания по формулам (3.7) и (3.8):

.

После чего находят энтальпию газов перед газовой турбиной по формуле (3.9):

.

4. Определяют параметры процесса расширения газов в газовой турбине без охлаждения, для чего, предварительно задавшись значением mг 0,25, вычисляют температуру газа на выходе из турбины высокого давления по формуле (3.10):

.

Рассчитываем энтальпию газов hd за газовой турбиной по формуле(3.11):



,

,

,

.

Средняя теплоемкость газа в процессе расширения в газовой турбине находится по формуле (3.12):

Уточненное значение mг рассчитывают по формуле:

mг = Rг/срг,

,

mг = 0,28823/1,23437=0,2335.

Зная mг, по формулам (3.11) и (3.12) уточняют значения Тd, hd:

,

,

,

,

,

.



5. Удельная работа расширения газа в газовой турбине без охлаждения находится по формуле (3.14):

.

6. Удельная работа на сжатие воздуха в компрессоре определяется по формуле (3.15):

.

7. Отношение расхода воздуха в компрессоре, к расходу газа в турбине рассчитывается по формуле(3.16):

.

8. Удельная полезная работа в ГТУ без охлаждения газовой турбины находится по формуле (3.17):

.

9. Коэффициент полезной работы ГТУ без охлаждения газовой турбины рассчитывается по формуле (3.18):

.

10. Расход воздуха, забираемого компрессором, определяется выражением:

, (3.34)

.

11. Расход газа на турбину рассчитывается по формуле:

, (3.35)

12. Электрическая мощность ГТУ определяется выражением:

, (3.36)

.

13. Расход топлива в ГТУ без охлаждения рассчитывается по формуле (3.21):

.

14. Электрический КПД ГТУ без охлаждения рассчитывается по формуле:

, (3.37)

Результаты расчета схемы простой ГТУ без охлаждения: tb= 710,6572С; = 2,59; hс = 1512 кДж/кг; td= 857,9 С; Hт = 862 кДж/кг; Hк = 424 кДж/кг; H = 477 кДж/кг; = 0,518; Gт = 653 кг/с; В = 16,355 кг/с; э = 0,379.

3.2.1 Расчет ГТУ с охлаждением

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

1. Относительный расход воздуха на охлаждение лопаток газовой турбины определяется по эмпирическому выражению (3.23):



.

2. Определяется величина по формуле (3.24):

.

3. Определяется разница величин по формуле (3.25) и рассчитывается Т''2:

К,

.

4. Определяется величина по формуле (3.26):

.

5. Удельная работа ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины рассчитывается по формуле (3.27):

.

6. Расход топлива в камере сгорания ГТУ рассчитывается по формуле:

, (3.38)

.

7. Расход воздуха на входе в камеру сгорания определяется по формуле (3.30):

.

8. Расход газов на выходе из газовой турбины определяется по формуле (3.32):

.



9. Электрический коэффициент полезного действия ГТУ с охлаждением определяется по формуле (3.33):

.

Результаты расчета схемы простой ГТУ с охлаждением при Ta =20 є С: gв = 0,0728; = 0,511; Нохл = 431,085 кДж/кг; Gт = 653,345 кг/с; Gк = 658 кг/с; Вохл = 16,354 кг/с; Gк = 636,9 кг/с; Gт = 700,9 кг/с; э.охл = 0,3654.

3.3 Расчет холодопроизводительности

Холодопроизводительность холодильной установки характеризуется количеством теплоты, отводимой от охлаждаемого объекта. Эта теплота расходуется на превращение в пар определенного количества хладагента в камерных приборах.

Холодпроизводительность рассчитывается по формуле:

Qхол = свGвТ, (3.39)

гдеGв = 687,8137 кг/с - расход воздуха,

Т= 15 °C,

св 1 кДж/(кгК) - теплоемкость воздуха

Qхол= 1 687,813715 °C=10,152 Квт.

Так как в ПГУ-800 предусмотрены 2 ГТУ, то и холодильная мощность будет в 2 раза выше, тоестьQхол = 20,304 кВТ

Wхол = Qхол / хол,

где Wхол - расход электроэнергии на выработку холода

хол - холодильный коэффициент парокомпрессионной холодильной машины (в интервале +5 ч 35С - хол 5)

Wхол=20,304/5=4,0608 кВт.

3.4 Изменение характеристик ГТУ в зависимости от атмосферной температуры

Кроме характеристик потребителя на режим работы ГТУ влияет изменение атмосферных условий --температуры, давления, влажности и запыленности воздуха. При изменении нагрузки необходимо следить за тем, чтобы ГТУ не вышла из зоны допустимых режимов работы: температура газа перед турбиной не должна быть выше предельной и ниже минимально допустимой; частота вращения ротора не должна быть меньше или больше допустимой.Особенно быстро могут изменяться те или иные параметры при аварийных ситуациях.

Для этого построили графики, показывающие зависимость характеристик ГТУ от температуры наружного воздуха:

На рисунке 3.3 показано падение электрической мощности с повышением температуры наружного воздуха. Из рисунка 3.3 видно, что при увеличении температуры от 0 є С до 30є С, Nэ уменьшается от 279000 Вт до 230000 Вт, т.е. на 17,8%.

Рисунок 3.3 - Зависимость массового расхода воздуха на входе в компрессор и температуры

На рисунке 3.4 показано падение электрического коэффициента полезного действия с повышением температуры наружного воздуха. Из рисунка 3.4 видно, что при увеличении температуры от 0 є С до 30є С, э уменьшается от 0,386 до 0,376, т.е. на 2,5%.

Рисунок 3.4 - Зависимость электрического КПД и температуры наружного воздуха

На рисунке 3.5 показана зависимость массового расхода воздуха, забираемого компрессором ГТУ от температуры наружного воздуха. Из рисунка 3.5 видно, что при увеличении температуры от 0 є С до 25 є С, Ск' уменьшается от 655 кг/c до 590 кг/c, т.е. на 10%.

Рисунок 3.5 - Зависимость массового расхода воздуха на входе в компрессор и температуры

На рисунке 3.6 показано падение электрического коэффициента полезного действия с повышением температуры наружного воздуха. Из рисунка 3.6 видно, что при увеличении температуры от 0 є С до 30є С, э уменьшается от 0,386 до 0,376, т.е. на 2,5%.

Рисунок 3.6 - Зависимость удельной работы ГТУ с учетом охлаждения газовой турбины и температуры воздуха

На рисунке 3.7 показано падение электрической мощности с повышением температуры наружного воздуха. Из рисунка 3.7 видно, что при увеличении температуры от 0 є С до 30є С, Nэ уменьшается от 279000 Вт до 230000 Вт, т.е. на 17,8%.

Рисунок 3.7 - Зависимость электрической мощности от температуры наружного воздуха



За нормальную мощность принятно значение при 10 є С. Из рисунка 3.8 видно, что при увеличении температуры наруж воздуха от 15 є С до 25 є С относительная мощность снижается на 10 %. А при уменьшении температуры от 10 є С до 0 є С относительная мощность увеличивается на 9%.

Рисунок 3.8 - Относительное изменение электрической мощности от температуры наружного воздуха

На рисунке 3.9 показано снижение мощности ГТУ, расход электроэнергии на холодильники и выигрыш в мощности ПГУ

Рисунок 3.9 - Энергетическая эффективность охлаждения воздуха перед ПГУ



4. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ

4.1 Подбор АБХМ

Абсорбционная холодильная машина - пароконденсационная холодильная установка. В такого рода аппарате хладагент испаряется в следствии его поглощения (абсорбции) абсорбентом. Процедура испарения совершается с поглощением теплоты. Далее пары хладагента за счет нагрева (наружным источником термической энергии) акцентируются из абсорбента и поступают в конденсатор, где за счет высокого давления конденсируются.