Ýíåðãåòè÷åñêèå óñòàíîâêè: êîíòðîëüíàÿ ðàáîòà

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ДИЗАЙНА»
ВЫСШАЯ ШКОЛА ТЕХНОЛОГИИ И ЭНЕРГЕТИКИ
Институт заочного и вечернего обучения
Кафедра теплосиловых установок и тепловых двигателей
Контрольная работа
по дисциплине
«Энергетические установки высокой эффективности в
производстве электрической и тепловой энергии»
Вариант 3
Санкт-Петербург
2024
2
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 Технико-экономическое обоснование проектируемых ТЭС
1.1 Актуальность технико-экономических расчетов
1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей
проектируемой
конденсационной
парогазовой
электростанции
1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии
1.4 Расчёт срока окупаемости капитальных вложений по
проекту КЭС
2 Расчетная часть
2.1 Разработка ПТС
2.2 Тепловой расчет ГТУ
2.3 Расчет котла-утилизатора
Заключение
Список использованных источников
3
3
4
4
5
10
11
17
17
18
26
33
34
ВВЕДЕНИЕ
Одним из основных приоритетов энергетической стратегии России на
период до 2020 г. является максимальное использование природных топливноэнергетических ресурсов. В настоящее время тепловые электростанции
потребляют 39,5% газа, расходуемого на внутренние нужды страны,
вырабатывают 67% электроэнергии и отпускают 47% централизованного тепла.
В ближайшие 15 лет они останутся основой электроэнергетики России, их
удельный вес в суммарной установленной мощности существенно не изменится.
Поэтому снижение удельных и суммарных расходов топлива на отпуск
электроэнергии и тепла ТЭС является одной из основных стратегических задач
электроэнергетики.
Перспективное направление в энергетике – использование парогазовых
технологий, это обусловлено рядом преимуществ ПГУ над паротурбинными
блоками:
- высокий КПД, достигающий в современных бинарных установках
58÷60 %;
- снижение удельных капитальных затрат порядка 30 %;
- сокращение сроков монтажа оборудования и сроков ввода
мощностей ПГУ;
- сокращение продолжительности пусков оборудования ПГУ;
- уменьшение вредных выбросов в окружающую среду;
- сокращение численности эксплуатационного персонала.
В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в
области парогазовых технологий имела место затяжная пауза. За эти годы в
мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов.
Начальная температура газов выросла с 800÷850 ˚С до 1200÷1300 ˚С и выше. В
результате этого была преодолена граница (≈1100 ˚С), за которой наиболее
эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ,
а ПГУ с котлом-утилизатором.
В этих условиях определяющим в технической политике является
применение при реконструкции и новом строительстве парогазовых технологий
для ТЭС, использующих газообразное топливо, и ПГУ с внутрицикловой
газификацией для электростанций на твердом топливе.
4
1 Технико-экономическое обоснование проектируемых ТЭС
1.1 Актуальность технико-экономических расчетов
Актуальность технико-экономических расчетов проектируемых ТЭС
обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на
период 2020 года. Развитие электроэнергетики должно обеспечить
необходимыми энергетическими ресурсами начавшийся экономический рост во
всех отраслях народного хозяйства.
Природный газ в России является одним из самых востребованных
продуктов экспорта. При этом только около 25% добываемого газа продается в
Европу по рыночным ценам. Остальная часть либо продается по заниженным
тарифам на внутреннем рынке, либо зарубежным партнерам стран СНГ. Поэтому
руководство страны и ООО «Газпром» пытаются сократить потребление газа
внутри России, чтобы больше продавать за рубеж. Энергетика - крупнейший
внутренний потребитель природного газа, и поэтому экономить газ в первую
очередь планируется именно в ней.
Основных путей экономии газа в энергетике не более 3-х:
- строительство новых АЭС взамен газовых ТЭС;
- строительство ТЭС на твердом топливе взамен газовых ТЭС;
- альтернативный
вариант
–
повышение
эффективности
использования газа в самой энергетике, путем внедрения
парогазовых установок на действующие газовые ТЭС;
При выполнении технико-экономического обоснования эффективности
строительства парогазовой ТЭС необходимо сравнить два альтернативных
варианта наращивания мощностей в энергетике:
- путем внедрения парогазовых установок;
- путем строительства пылеугольных энергоблоков.
5
1.2 Расчёт
основных
технико-экономических
проектируемой конденсационной парогазовой электростанции
показателей
1.2.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией
В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на
проектируемой станции 𝑁уст = 1800 МВт. В качестве основного оборудования
на отечественных ТЭС для генерирования указанной мощности следует
использовать четыре энергоблока парогазовой установки ПГУ – 450. Каждый
энергоблок имеет в своем в составе:
- Две газовые турбины ГТЭ – 150;
- Два двухконтурных котла-утилизатора, паропроизводительностью
каждый 335 т/ч;
- Одна паровая турбина К-180-8/0,7;
Проектный расход топлива на одну газовую турбину (определен в
расчетной части, см. формулу(56) ) , кг/с,
𝐵ГТУ = 10
Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических
расчётах, группируются в укрупненные статьи калькуляции, млн. руб./год.
𝑈Э = 𝑈Т + 𝑈ЗП + 𝑈А + 𝑈ТР + 𝑈ПР
где
(1)
𝑈𝑇 - затраты на топливо;
𝑈ЗП - расходы на оплату труда;
𝑈𝐴 - амортизация основных производственных фондов;
𝑈𝑇𝑃 - расходы на ремонт основных фондов;
𝑈ПР - прочие расходы;
1.2.2 Расчёт затрат на топливо
Число часов фактической работы турбоагрегата, т.е. календарное время за
вычетом простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:
𝑇𝑃 = 8760 − 𝑇РЕМ ,
6
(2)
где ТРЕМ - время простоя в ремонте, принимается с учетов 3-х выводов агрегатов
в течение года на регламентные работы, продолжительностью по 482 каждый, ч;
𝑇𝑃 = 8760 − 3 ⋅ 482 = 7314
Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:
𝑊 = 𝑁уст ⋅ 𝑇уст ,
где
(3)
𝑁уст - установленная мощность станции, МВт;
𝑇уст - число часов использования установленной мощности, ч, 𝑇уст =
7000;
𝑊 = 1800 ⋅ 7000 = 12600000
Средняя нагрузка электростанции, МВт:
𝑃КЭС = 𝑊⁄𝑇 ,
𝑃
где
(4)
𝑇𝑃 - число часов фактической работы, ч;
𝑃КЭС =
12600000
= 1722,72
7314
Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:
𝑃БЛ =
где
РКЭС⁄
𝑛БЛ ,
(5)
𝑛БЛ - число блоков;
𝑃БЛ =
1722,72
4
= 430,68
Годовой расход топлива блоками КЭС на выработку электрической
нагрузки в установившемся режиме, т. у.т./год:
ВУСТ = 𝐵ГТУ ⋅ 𝑛ГТУ ⋅ 3,6 ⋅ Тр ⋅ 𝑛БЛ ,
7
(6)
где
𝐵ГТУ - расход натурального газообразного топлива на одну
газотурбинную установку, кг/с, принимаем из теплового расчета ГТУ, таблица
7;
𝑛ГТУ - количество ГТУ в одном блоке;
𝐵УСТ = 13,92 ⋅ 2 ⋅ 3,6 ⋅ 7314 ⋅ 4 = 2932946
Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год:
ВНЕУСТ = ВП6−10ч ⋅ 𝑛П6−10ч ⋅ 𝑛БЛ + ВПХ.С. ⋅ 𝑛ПХ.С. ⋅ 𝑛БЛ ,
(7)
где
ВП6−10ч и ВПХ.С. - пусковые потери соответственно при останове на
6-10 часов и при пуске из холодного состояния;
𝑛П6−10ч и 𝑛ПХ.С. - число пусков и остановов соответственно на 6-10
часов и из холодного состояния;
ВНЕУСТ = 140 ⋅ 2 ⋅ 4 + 250 ⋅ 2 ⋅ 4 = 3120
Расход условного топлива на КЭС, т у.т./год:
В = ВУСТ + ВНЕУСТ ,
(8)
В = 2932946 + 3120 = 2936066
Расход натурального топлива тыс. м3:
Внат =
где
𝐵⋅29310
р
𝑄н ⋅𝜌г
,
р
(9)
р
𝑄н - низшая теплота сгорания природного газа, кДж/кг, 𝑄н = 46700;
𝜌г - плотность природного газа, кг/м3, 𝜌г = 0,762;
Внат = 2418297,5
Затраты на топливо, млн. руб./год:
𝑈Т = Ц ⋅ Внат ⋅ 10−6 ,
8
(10)
где Ц - цена природного газа, руб./тыс. м3, Ц = 4500 (взята на период 2017 г.);
При использовании в качестве топлива угля, его цена устанавливается в пределах
р
850-1000 руб./т, при теплотворной способности угля - 𝑄н = 5100 ккал/кг.
𝑈Т = 4500 ⋅ 2418297,5 ⋅ 10−6 = 10882
1.2.3 Расходы на оплату труда
Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно
использовать формулу, млн. руб./год:
𝑈ЗП = 𝑁У ⋅ 𝑛У ⋅ ФЗП ⋅ 10−6 ,
(11)
где
𝑛У - штатный коэффициент, 𝑛У = 0,26;
ФЗП - средняя зарплата одного работника за год, ФЗП = 540000
руб.год (взята за 2017 г.).
𝑈ЗП = 1800 ⋅ 0,26 ⋅ 540000 ⋅ 10−6 = 252,72
1.2.4 Амортизационные отчисления
Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:
𝑈𝐴 = 𝐾 ⋅ 𝐻𝐴 ,
где
(12)
𝐻𝐴 - средняя норма амортизации станции в целом;
𝐾 - капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год:
𝐾 = (𝐾 / + 𝐾БЛ ⋅ (𝑛БЛ − 1)) ⋅ 𝑑𝑖 ⋅ 𝑘УД ,
(13)
где
𝐾 / и КБЛ - капитальные вложения, связанные с установкой одного
блока головного и каждого последующего, млн. руб./год., принимаются на
основе статистических данных по удельным затратам для аналогичных проектов
ПГУ, построенных в 2012-2016 годах [13]. 𝐾 / = 12700 млн. руб./год, КБЛ =
6400 млн. руб./год
𝑑𝑖 - коэффициент, учитывающий район размещения;
9
𝑘УД - коэффициент удорожания в ценах текущего года;
𝐾 = 48329,
𝑈𝐴 = 48329 ⋅ 0,075 = 3624,6
1.2.5 Расходы по ремонтному обслуживанию
Расходы по ремонту, млн. руб./год:
𝑈ТР = К ⋅ НТР ,
(14)
где
НТР - норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных
вложений в ТЭС;
𝑈ТР = 48329 ⋅ 0,068 = 3286,3
1.2.6 Прочие расходы
К прочим расходам относятся:
- общецеховые и общестанционные расходы;
- расходы по охране труда и технике безопасности;
- налоги и сборы;
- плата за землю;
- и др.;
Их величина принимается 20-30% от суммарных затрат на амортизацию,
ремонт и зарплату, с учётом единого социального налога, млн. руб./год:
𝑈ПР = 0,25 ⋅ (𝑈АМ + 𝑈ТР + 𝑈ЗП ) + ЕСН,
(15)
где ЕСН - единый социальный налог, рассчитываемый по ставке 26% от
расходов на оплату труда;
𝑈ПР = 0,25 ⋅ (3624,6 + 3286,3 + 252,72) + 65,71 = 1856,6
Эксплуатационные расходы составят, млн. руб./год:
10
𝑈Э = 19902,67
Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной
составляющей, %:
ТОПЛ =
ТОПЛ = |
𝑈𝑇
𝑈Э
,
(16)
10882,34
| ⋅ 100% = 54,68%
19902,67
Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает 54,68%
от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о
неприемлемости результатов расчёта издержек производства.
1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии
Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч;
𝑊ОТП = 𝑊 ⋅ (1 − 𝛼СН ),
(17)
где 𝛼СН = 0,028 для ПГУ и 𝛼СН = 0,4 на ПТУ - коэффициент расхода
электроэнергии на собственные нужды станции;
𝑊ОТП = 1260000 ⋅ (1 − 0,028) = 12247200
Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:
Э
𝑈ОТП
=
𝑈Э
⁄𝑊 ,
ОТП
(18)
16925,5
Э
𝑈ОТП
=[
] ⋅ 103 = 1,38
12247200
Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:
Э
𝑈ВЫР
=
𝑈Э⁄
𝑊,
11
(19)
Э
𝑈ВЫР
=[
19902,67
12600000
] ⋅ 103 = 1,54
Удельный расход условного топлива на выработанный кВт·ч, кг у.т/кВт ч:
ВВЫР = В⁄𝑊 ,
ВВЫР =
2109982
12600000
(20)
= 0,167
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт ч:
ВОТП = В⁄𝑊
ОТП
,
(21)
ВОТП = 0,24
1.4 Расчёт основных технико-экономических показателей альтернативной
котлотурбинной установки
Во втором варианте расчёта установленная мощность КЭС остаётся
прежней, состав основного оборудования: 6 блоков К-300-240 с котельными
агрегатами производительностью 980 т/ч, работающих на твердом топливе.
Второй вариант расчёта сведём в таблицу 2, т.к. методика расчёта
повторяет методику, описанную выше.
Таблица 2 - Расчёт технико-экономических
альтернативному варианту.
12
показателей
станции
по
Наименование показателя
Значение показателя
Число часов фактической работы
турбоагрегата, ч
Выработка установленной
мощности на КЭС, МВт·ч
ТР = 8760 − 3 ⋅ 482 = 7314
Средняя нагрузка электростанции,
МВт
Среднегодовая нагрузка блока,
МВт
Годовой расход топлива, т у.т./год
Потери топлива в
неустановившемся режиме, т
у.т./год
Расход топлива на КЭС, т у.т./год
Затраты на топливо, млн. руб./год
Расходы по оплате труда, млн.
руб./год
Амортизационные отчисления,
млн. руб./год
Расходы по ремонтному
обслуживанию, млн. руб./год
Прочие расходы, млн. руб./год
Годовой отпуск энергии с шин
ТЭС, МВт·ч
Себестоимость отпущенной
энергии, руб./кВт·ч
Себестоимость выработанной
энергии, руб./кВт·ч
𝑊 = 1800 ⋅ 7000 = 12600000
12600000
РКЭС =
= 1722,7
7314
РБЛ = 1722,7/6 = 287,1
𝐵УСТ = 3663611,856
ВНЕУСТ = 140 ⋅ 2 ⋅ 6 + 250 ⋅ 2 ⋅ 6 = 4680
𝐵 = 3663611,9 + 4680 = 3668291,9
𝑈Т = 900 ⋅ 5594,8 ⋅ 10−6 = 5,04
𝑈ЗП = 1800 ⋅ 0,26 ⋅ 540000 ⋅ 10−6 = 252,72
𝑈А = 67720,5 ⋅ 0,075 = 5079
𝑈ТР = 67720,5 ⋅ 0,068 = 4605
𝑈ПР = 0,25 ⋅ (252,72 + 5079 + 4605) + 65,71
= 163236
𝑊ОТП = 12600000 ⋅ (1 − 0,04) = 12096000
Э
𝑈ОТП
=[
173177,7721
] ⋅ 103 = 14,32
12096000
Э
𝑈ВЫР
=[
Удельный расход топлива на
выработанный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч
Удельный расход топлива на
отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч
173177,7721
] ⋅ 103 = 13,74
12600000
ВВЫР =
3668291,9
= 0,29
12600000
ВОТП =
3668291,9
= 0,3
12096000
Результаты расчётов двух вариантов сводим в таблицу 3
13
Таблица 3 - Основные технико-экономические показатели станции.
Наименование показателя
Установленная мощность, МВт
Состав основного оборудования
Число часов использования установленной
мощности, ч/год
Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт·ч
Значение показателя
Вариант1
Вариант2
1800
1800
4×ПГУ-450
6×К-300
7000
7000
12600000
12600000
Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт·ч
12247200
12096000
Удельный расход условного топлива на
выработанный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч
Удельный расход условного топлива на
отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч
Себестоимость единицы электроэнергии,
руб./кВт·ч:
а) выработанной
б) отпущенной
Штатный коэффициент
Капитальные вложения
0,233
0,29
0,239
0,3
1,58
1,63
0,26
48328,5
13,74
14,32
0,26
67720,5
Таким образом, по показателю проектной себестоимости, а также по
величине капитальных вложений, первый вариант с парогазовыми установками
ПГУ-450 является более предпочтительным.
Хозрасчётный эффект для станции составит, млн. руб./год:
Э
Э
ЭХ.Р. = (𝑈СОП
− 𝑈РЕК
) ⋅ 𝑊РЕК ⋅ 10−6 ,
где
Э
U СОП
(22)
- себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по
сопоставляемому варианту, руб./кВт·ч;
Э
- себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по
U РЕК
рекомендуемому варианту состава основного оборудования, руб./кВт ч;
W РЕК - годовой отпуск электроэнергии по рекомендуемому вариант,
МВт·ч;
ЭХ.Р. = (14,32 − 1,63) ⋅ 12247200 ⋅ 10−6 = 155,44
1.5 Расчёт срока окупаемости капитальных вложений по проекту КЭС
14
Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или
годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными
результатами. Другими словами, это интервал времени, в течении которого
общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных
отчислений и прироста прибыли предприятия.
Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта
определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД
больше нуля, то все затраты по проекту окупаются доходами, т.е. данный проект
инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.
Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:
1
Э
ЧДД = {[(Т − 𝑈ОТП
) ⋅ 𝑊ОТП + 𝑈АМ ] ⋅ (1+0.1)𝑛 } − 𝐾
где
(23)
K - стоимость строительства станции, млн.руб.;
Э
- себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч.;
U ОТП
U AМ - амортизация основных производственных фондов;
WОТП - годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;
n - текущий год;
- тариф на отпущенный кВт·ч с учётом планируемой
рентабельности, принимаем фиксированный тариф, руб./кВт·ч, на уровне
T  0, 6 ;
T
Чистый денежный поток по отпущенной электроэнергии, млн. руб.:
Э
ЧД = (Т − 𝑈ОТП
) ⋅ 𝑊ОТП ,
ЧД = [(4,32 − 1,63) ⋅ 122472000] ⋅ 10−3 = 33005,24
Расчёт срока окупаемости станции сведём в таблицу 4.
Таблица 4 - Срок окупаемости капитальных вложений
15
(24)
Показатели
Расчётный период
1
2
0
1)Денежный поток по инвестиционной деятельности – кап.
вложения(К)
48328,5
-
2)Денежный поток по основной деятельности:
-амортизационные отчисления
-
36629,9
3624,6
33005
-
36629,9
3624,6
33005
-доход по отпущенной эл.энергии
3)Чистый денежный поток
4)Коэффициент дисконтирования
1/(1+0,1)n
5)Чистый дисконтированный
доход
36629,9
48328,5
36629,9
1
0,909
0,826
48328,5
33299,9
30272,6
48328,5
-15028,6
15244
6)ЧДД нарастающим итогом
Капитальные вложения в проект ГРЭС 1800 МВт с парогазовыми
установками ПГУ-450 окупается на третий год эксплуатации при условии, что
тариф на э/э принимается равным 1,38 руб./кВт·ч и стоимость топлива 4500
руб./тыс. м3.
Если по прогнозам в перспективе цена на топливо будет увеличиваться,
при сохранении тарифов на отпускаемую электроэнергию, то рентабельность
электростанции будет снижаться. В этом случае производится перерасчет,
результаты которого сводятся в таблицу 5.
16
Таблица 5 - Пересчет экономических показателей эффективности проекта при
новой цене на газ.
Цена
топлива
4500
7500
Процент
топливной
составляющей,
%
54,68
59,4
Рост цены
на
топливо,
%
–
66,67
Себестоимость
отпущенной
электроэнергии,
руб./кВт·ч
1,62
1,81
Доход по
отпущенной
эл.энергии,
млн. руб./год
33005,23
–
Год
окупаемости
3
–
На основании анализа таблицы видим, что при сохранение тарифа на
электрическую энергию и повышение цены на топливо, станция становится
нерентабельной, необходимо повышать тариф.
2. Расчетная часть
2.1 Разработка ПТС
Парогазовый цикл реализуется объединением цикла газотурбинной
установки в высокотемпературной части и цикла паротурбинной установки в
низкотемпературной части.
На рисунке 1 графической части представлена принципиальная тепловая
схема (ПТС) парогазовой установки мощностью 450 МВт с котломутилизатором. ПТС включает в себя две газовые турбины ГТЭ-150, два котлаутилизатора (КУ) и одну паровую турбину К-150-8,0.
Выходные газы энергетической газотурбинной установки (ГТУ)
поступают в котел-утилизатор (КУ), где большая часть их теплоты передается
пароводяному рабочему телу. Генерируемый в КУ пар направляется в
паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное
количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар
конденсируется в однокорпусном конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью
насоса подается в схему.
Котел-утилизатор – открытой компоновки, горизонтальный с
вертикальным расположением поверхностей нагрева и подвеской к
собственному каркасу; двухконтурный, барабанного типа с естественной
циркуляцией среды в испарительных контурах. Все поверхности нагрева КУ
выполнены из труб с наружным спиральным просечным оребрением.
Турбина К-150-8,0 двухцилиндровая конденсационная с двухпоточным
выхлопом в конденсатор, предназначена для привода электрического генератора
17
переменного тока. ЦВД имеет два корпуса: внутренний и наружный. Проточная
часть ЦВД разделена на два последовательных отсека. Первый отсек состоит из
8 ступеней давления, пар в которых движется от середины цилиндра в сторону
генератора, затем поток пара разворачивается и попадает во второй отсек,
состоящий также из 8 ступеней давления.
Пар на выходе из ЦВД смешивается с паром из контура низкого давления
КУ и подается в ЦНД.
ЦНД – двухпоточный, по пять ступеней в каждом потоке.
Деаэрирование питательной воды производится в деаэраторе, работающем
при давлении 0,7 МПа. Из деаэратора питательная вода с помощью питательных
насосов подается в котел-утилизатор.
Потери конденсата восполняются обессоленной водой, поступающей из
химводоочистки в деаэратор. Магистраль обессоленной воды общестанционная.
В тепловой схеме энергетической ГТУ газовая турбина выполняет
функции теплового двигателя, преобразующего энергию горячих газов в
крутящий момент на валу установки. Эта энергия частично потребляется
компрессором, а оставшаяся её часть передается электрогенератору, к которому
подключается нагрузка. Способ работы турбокомпрессоров – динамический –
обеспечивает непрерывность сжатия газа и его перемещение благодаря силовому
воздействию вращающихся лопаток и потока газа. Воздух, сжимаемый в
компрессоре, поступает в камеру сгорания. Затем газы, образовавшиеся в камере
сгорания, в результате сжигания топлива, поступают в газовую турбину.
Рассчитаем двухконтурную энергоустановку ПГУ 450, опираясь на
разработанную принципиальную тепловую схему. Для этого выполним тепловой
расчет каждого из элементов схемы: ГТУ, КУ, ПТУ.
При проведении дальнейших расчетов будем пренебрегать падением
давления вследствие гидравлического сопротивления тракта КУ, а также
увеличением энтальпии и температуры воды при повышении ее давления в
насосах.
2.2 Тепловой расчет ГТУ
При расчете тепловой схемы ГТУ (рисунок 1) исходными величинами,
заданными или принимаемыми по оценке, являются (см. таблицу 6):
- электрическая мощность 𝑁э = 154 МВт;
- температура газов перед газовой турбиной 𝑡𝑐 = 1200 ˚С;
- температура воздуха на входе в компрессор 𝑡а = 19 ˚С;
18
- наибольшая допустимая температура металла сопловых и рабочих
лопаток, по условиям прочности 𝑡𝑤 = 850 ˚С;
- степень сжатия в компрессоре 𝜀 = 13;
- число ступеней газовой турбины, 𝑧 = 4;
- коэффициент потерь давления 𝜆 = 0,95;
- коэффициент использования теплоты топлива в камере сгорания
𝜂к.с. = 0,995;
- механический КПД турбины 𝜂м = 0,995;
- КПД электрогенератора 𝜂э.г. = 0,982;
- изоэнтропийный КПД турбины 𝜂т = 0,91;
- изоэнтропийный КПД компрессора 𝜂к = 0,86;
- коэффициент утечек 𝛼у = 0,005;
В качестве топлива принимаем стандартный углеводород (𝐶 = 85%,𝐻 =
15%), имеющий следующие характеристики:
р
- теплота сгорания 𝑄н = 44300 кДж/кг;
- минимально необходимое количество воздуха для полного сжигания
0
1кг газа 𝑉В = 15 кг/кг;
Топливо
КС
p ,T
b b
p ,T
c c
T
K
p ,T
a a
p ,T
d d
Рисунок 1 - Схема простой ГТУ
19
T
c
=
pb
co
ns
t
d
d'
b
b'
=
pa
co
ns
t
a
s
Рисунок 2 - Цикл простой ГТУ
Расчет тепловой схемы ГТУ производился в следующем порядке.
Определяем параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре 𝑐рв и 𝑚в .
По первому приближению принимаем 𝑚в ≈ 0,28.
Тогда средняя теплоемкость воздуха, кДж/кг:
𝑐рв =
где
𝑅В
𝑚в
=
0,287
0,28
= 1,025,
(25)
𝑅В - газовая постоянная, кДж/кг·К, воздуха, 𝑅В = 0,287;
Температура воздуха в конце процесса сжатия в компрессоре, K:
𝑇𝑏 = 𝑇𝑎 (1 +
𝜀 𝑚В −1
130,28 −1
𝜂к
0,86
) = 288 (1 +
) = 639,87
(26)
Пользуясь таблицей Ривкина, находим энтальпии, кДж/кг:
ℎ𝑏 = ℎв (𝑡в ) = 376,18,
(27)
ℎ𝑎 = ℎв (𝑡𝑎 ) = 19,06
(28)
Находим среднюю теплоемкость, кДж/кг, воздуха в процессе сжатия:
20
ℎ −ℎ𝑎
𝑐рв = 𝑏
=
𝑡𝑏 −𝑡𝑎
376,18−19,06
366,87−19
= 1,027,
(29)
после чего уточняем 𝑚в :
𝑅В
𝑚в =
𝑐рв
=
0,287
1,027
= 0,28,
(30)
а также температуру воздуха в конце процесса сжатия в компрессоре по формуле
(26) и энтальпию по формуле (27).
𝜀 𝑚В − 1
130,28 − 1
𝑇𝑏 = 𝑇𝑎 (1 +
) = 288 (1 +
) = 639,1
𝜂к
0,86
ℎ𝑏 = ℎв (𝑡в ) = 375
Определяем энтальпии воздуха и продуктов сгорания, кДж/кг перед
газовой турбиной по таблице Ривкина:
ℎВ = ℎв (𝑡𝑐 ) = 1269,82,
(31)
ℎп.с. = ℎп.с. (𝑡𝑐 ) = 1808,31
(32)
Коэффициент избытка воздуха в газах после камеры сгорания:
р
𝛼=
𝑄н ⋅𝜂к.с. +𝑉В0 ⋅ℎВ −(1+𝑉В0 )⋅ℎп.с.
𝑉В0 ⋅(ℎВ −ℎ𝑏 )
= 2,547
(33)
Находим энтальпию газа, кДж/кг, перед турбиной:
ℎс =
=
1+15
1+2,547⋅15
1+𝑉В0
0 ⋅ ℎп.с. +
1+𝛼⋅𝑉В
⋅ 1808,31 +
(𝛼−1)⋅𝑉В0
1+𝛼⋅𝑉В0
(2,547−1)⋅15
1+2,547⋅15
⋅ ℎВ =
⋅ 1269,82 = 1489,54
(34)
Определяем параметры процесса расширения газа в турбине,
предварительно задавшись в первом приближении величиной 𝑚г = 0,25.
Температура газа за турбиной, К:
21
𝑇𝑑 = 𝑇𝑐 ⋅ [1 − (1 − 𝛿 −𝑚г ) ⋅ 𝜂Т ] =
= 1423 ⋅ [1 − (1 − (0,95 ⋅ 13)−0,25 ) ⋅ 0,91] = 818,8,
(35)
𝛿 - действительная степень сжатия в компрессоре, с учетом потерь
где
давления, 𝛿 = 𝜆 ⋅ 𝜀;
Определяем энтальпию воздуха и продуктов сгорания, кДж/кг, за
турбиной:
ℎВ = ℎВ (𝑡𝑑 ) = 569,51,
(36)
ℎп.с. = ℎп.с. (𝑡𝑑 ) = 1188,94
(37)
Рассчитываем энтальпию газов за турбиной ℎ𝑑 , кДж/кг, по формуле (34).
ℎ𝑑 = 822,26
Средняя теплоемкость газа в процессе расширения, кДж/кг·К:
ℎ −ℎ𝑑
срг = 𝑐
𝑡𝑐 −𝑡𝑑
=
1489,54−822,26
1200−545,8
= 1,02
(38)
Соотношение массового количества воздуха и продуктов сгорания:
𝑞=
𝜇п.с
𝜇В
⋅
𝑉В0
1+𝑉В0
=
28,66
28,97
⋅
15
1+15
= 0,93,
(39)
𝜇п.с. - молекулярная масса продуктов сгорания, кг/кмоль,
где
продуктов сгорания стандартного углеводорода 𝜇п.с. = 28,66;
𝜇В - молекулярная масса воздуха, кг/кмоль, 𝜇В = 28,97;
Объемная доля воздуха в продуктах сгорания:
𝑟В =
𝑞⋅(𝛼−1)
1+𝑞⋅(𝛼−1)
=
0,93⋅(2,547−1)
1+0,93⋅(2,547−1)
= 0,59
Молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль:
𝜇Г = 𝜇В ⋅ 𝑟В + 𝜇п.с. ⋅ (1 − 𝑟В ) =
22
(40)
для
= 28,97 ⋅ 0,59 + 28,77 ⋅ (1 − 0,59) = 28,89
(41)
Газовая постоянная для газовой смеси, кДж/кг:
𝑅Г =
8,314
𝜇Г
=
8,314
= 0,29
(42)
= 0,28,
(43)
28,89
Уточняем значение 𝑚Г :
𝑚Г =
𝑅Г
срг
=
0,29
1,02
а также температуру газов за турбиной по формуле (35) и энтальпию воздуха,
продуктов сгорания и газовой смеси соответственно по формулам (36, 37, 38).
𝑇𝑑 = 765,22
ℎв = 816,42
ℎп.с. = 1104,934
срг = 0,94
Работа расширения 1 кг газа в турбине:
𝐻𝑇 = ℎ𝑐 − ℎ𝑑 = 1489,54 − 822,26 = 667,28
(44)
Работа затраченная на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре:
𝐻𝐾 = ℎ𝑏 − ℎ𝑎 = 375 − 15 = 355,94
(45)
Работа турбины на валу агрегата, кДж/кг:
𝐻е = 𝐻Т ⋅ 𝜂м − 𝑏 ⋅ 𝐻К =
= 667,28 ⋅ 0,995 − 0,979 ⋅ 355,94 = 315,35,
(46)
𝑏 - коэффициент, учитывающий изменение расхода воздуха и газов
где
вследствие утечек,
𝑏=
𝛼⋅𝑉В0 ⋅(1+𝛼у )
1+𝛼⋅𝑉В0
=
2,555⋅15⋅(1+0,005)
1+2,547⋅15
23
= 0,979
(47)
Коэффициент полезной работы:
𝐻
355,94
𝐻𝑇
667,28
𝜑 = 1 − 𝑏 𝐾 = 1 − 0,979
= 0,47
(48)
Относительный расход воздуха на охлаждение, кг/кг:
𝑔В = 0,02 + 0,32 ⋅ 10−3 ⋅ (𝑇𝑐 − 𝑇𝑤 ) =
= 0,02 + 0,32 ⋅ 10−3 ⋅ (1200 − 850) = 0,132
(49)
Температура газов после первой ступени, К:
𝑇2′′ = 𝑇𝑐 −
𝐻𝑇
𝑧∙𝑐рг
= 1423 −
667,28
4∙0,94
= 1246,05
(50)
Коэффициент снижения работы охлаждаемой турбины:
𝛾 = 𝛾К − 𝛾В + 𝛾Т ,
(51)
𝛾К - коэффициент снижения работы турбины за счет сжатия воздуха,
где
подаваемого на охлаждение;
𝛾Т - коэффициент потери удельной работы турбины вследствие
снижения эффективности охлаждаемых ступеней по сравнению с
неохлаждаемыми;
𝛾В - коэффициент увеличения работы турбины за счет работы
охлаждающего воздуха, сбрасываемого в проточную часть;
По экспериментальным данным получена зависимость коэффициента
снижения работы охлаждаемой турбины:
𝛾=
1
𝜑
⋅ (1 − 𝜑 −
(𝑧−1)⋅𝑇𝑏
′
𝑧⋅𝑇 ′2
𝜈
н
= 0,6
) + 𝜑⋅𝑧
(52)
𝜈н - опытный коэффициент, зависящий от конструктивных
особенностей охлаждаемых элементов ступени, принимаем 𝜈н = 0,6;
где
Удельная работа ГТУ с охлаждением, кДж/кг:
24
𝐻охл = 𝐻𝑒 ⋅ (1 − 𝛾 ⋅ 𝑔В ) = 315,35 ⋅ (1 − 0,6 ⋅ 0,132) = 290 (53)
Расход газа на турбину, кг/с:
𝐺𝑇 =
где
𝑁э
′ ⋅𝜂
𝐻охл ⋅𝜂𝑀
э.г.
=
154∙1000
290⋅0,991⋅0,982
=545,98,
(54)
′
𝜂М
- механический КПД ГТУ:
′
𝜂М
=1−
(1−𝜂М )
𝜑
=1−
(1−0,995)
0,48
= 0,99
(55)
Расход газообразного топлива на ГТУ, кг/с:
𝐵=
𝐺𝑇
1+𝛼⋅𝑉В0
=
545,98
1+2,547⋅15
= 13
(56)
Расход воздуха подаваемого в камеру сгорания, кг/с:
𝐺Вк.с. =
𝛼⋅𝑉В0 ⋅𝐺𝑇
1+𝛼⋅𝑉В0
=
2,547⋅15⋅545,98
1+2,547⋅15
= 532,05
(57)
Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с:
𝐺ВК = 𝐺𝑇 ⋅ (𝑏 + 𝑔В ) = 545,98 ⋅ (0,98 + 0,132) = 606,78
(58)
Расход газов на выходе из турбины, кг/с:
𝐺гГТУ = 𝐺𝑇 ⋅ (1 + 𝑔В ) = 545,98 ⋅ (1 + 0,132) = 618,04
(59)
Электрический КПД ГТУ:
𝜂эохл = 𝜂э ⋅ (1 − 𝛾 ⋅ 𝑔В ) = 0,25 ⋅ (1 − 0,60 ⋅ 0,132) = 0,23,
где
(60)
𝜂э - Электрический КПД ГТУ без учета охлаждения:
𝜂э =
𝑁э
р
𝐵⋅𝑄н
=
154∙1000
10⋅44300
Результаты расчета сводятся в таблицу 7.
25
= 0,25
(61)
Таблица 7 - Результаты расчета тепловой схемы ГТУ
Наименование величины
Обозначение
Значение
Температура воздуха за
компрессором, ˚С
Коэффициент избытка воздуха, доли
Температура газов за турбиной, ˚С
𝛼
2,55
𝑡𝑑
765,22
Работа расширения газа в турбине, кДж/кг
𝐻𝑇
667,28
Работа сжатия воздуха в компрессоре,
кДж/кг
Работа ГТУ на валу агрегата, кДж/кг
𝐻𝐾
355,94
𝐻е
315,35
Коэффициент полезной работы, доли
𝜑
0,477
Расход воздуха на охлаждение, кг/кг
𝑔В
0,132
𝛾
0,6
𝐻охл
290,27
𝐺Т
545,98
𝐵
13,9
𝐺Вк.с.
532,05
𝐺ВК
𝐺ТГТУ
𝑁ГТУ
𝜂э
𝜂эохл
606,78
618,047
𝑡𝑏
Коэффициент снижения работы охлаждаемой
турбины, доли
Работа охлаждаемой ГТУ, кДж/кг
Расход газов на турбину из уравнения
мощности, кг/с
Расход топлива на ГТУ, кг/с
Расход воздуха на входе в камеру сгорания,
кг/с
Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с
Расход газов на выходе из турбины, кг/с
Мощность ГТУ, кВт
Электрический КПД ГТУ без охлаждения, %
Электрический КПД ГТУ с охлаждением, %
24,97
22,98
2.3 Расчет котла-утилизатора
2.3.1 Тепловой расчет котла-утилизатора
При расчете тепловой схемы котла-утилизатора (рисунок 4) исходными
величинами, задаваемыми или полученными при тепловом расчете ГТУ,
являются (см. таблицу 7):
ГТУ
- Расход газов на выходе из турбины 𝐺Т = 447 кг/с;
- Температура газов за турбиной 𝜗𝑑 = 625 ˚С;
- Температура окружающей среды 𝜗𝑎 = 19 ˚С;
- Коэффициент избытка воздуха в газах 𝛼 = 2,59;
26
ВД
- Температура перегрева пара в контуре высокого давления 𝑡пе = 575
˚С;
ВД
- Давление в барабане контура высокого давления 𝑝б = 8 МПа;
НД
- Давление в барабане контура низкого давления 𝑝б = 0,7 МПа;
- Давление в деаэраторе 𝑝д = 0,7 МПа;
- Давление в конденсаторе 𝑝к = 5 кПа;
- Температурный напор на холодном конце испарителя высокого
давления 𝜃ВД = 20 ˚С;
- Температурный напор на холодном конце испарителя низкого
давления 𝜃НД = 10 ˚С;
- Температурный напор на горячем конце пароперегревателя низкого
НД
-
-
давления 𝜃пе = 20˚С;
′
Температура конденсата на входе в котел 𝑡ГПК
= 60 ˚С;
′′
Температура конденсата на выходе из газового подогревателя 𝑡ГПК
=
140 ˚С;
Энтальпия газов в котле-утилизаторе будем определять как 𝐼 =
𝑓(𝜗, 𝛼) , аналогично методике приведенной в расчете ГТУ по
формулам (34, 35, 32);
Температуру газов определяем по обратной зависимости, 𝜗 =
𝑓(𝐼, 𝛼);
Параметры пароводяного рабочего тела будем определять по
таблицам свойств воды и водяного пара.
перегретый пар
контура НД
на турбину
перегретый пар
контура ВД
на турбину
питательная вода
питательная вода
из деаэратора
из деаэратора
в контур ВД
в контур НД
подогретый конденсат
в деаэратор
ППВД ИСПВД ЭКВД
конденсат из
конденсатора
ППНД ИСПНД ГПК
Рисунок 4 - Принципиальная тепловая схема двухконтурного КУ
Расчет тепловой схемы КУ производился по следующей методике.
Температура газов перед экономайзером высокого давления, ˚С,
27
ВД
ВД
𝜗ЭК = 𝑡𝑠 (𝑝б ) + 𝜃ВД = 295 + 20 = 315,
(62)
ВД
где
𝑡𝑠 (𝑝б ) - температура насыщения воды при давлении в барабане
контура высокого давления (ВД);
Энтальпия газов перед экономайзером, кДж/кг:
ВД
ВД
𝐼ЭК = 𝑓(𝜗ЭК , 𝛼) = 332,64
Расход пара ВД, генерируемый одним КУ, кг/с:
ВД
ГТУ
𝐺Т ⋅(𝐼𝑑 −𝐼ЭК )
447⋅(682,5−332,64)
ВД
𝐺П =
=
= 69,04,
ВД
ВД
3582−1317,1
ℎ −ℎ
пе
где
(63)
ЭК
𝐼𝑑 - энтальпия газов, кДж/кг, на входе в КУ, 𝐼𝑑 = 𝑓(𝜗𝑑 , 𝛼);
ВД
ℎВД
пе - энтальпия перегретого пара высокого давления, кДж/кг, ℎпе =
ВД
б
𝑓(𝑡пе , 𝑝пе
);
ВД
ℎЭК - энтальпия питательной воды на выходе из экономайзера ВД,
ВД
ВД
кДж/кг, ℎЭК = ℎ′𝑠 (𝑝б );
Энтальпия газов за экономайзером контура ВД, кДж/кг:
ВД
ВД
𝐺П ⋅(ℎЭК −ℎд )
69,05⋅(1317,1−697,14)
ВД
ВД
𝐼ух = 𝐼ЭК −
= 332,64 −
= 236,87 (64)
ГТУ
𝐺
447
Т
где
ℎд - энтальпия питательной воды поступающей из деаэратора,
кДж/кг, ℎд = ℎ′𝑠 (𝑝д );
Соответствующая найденной
экономайзером контура ВД, ˚С:
ВД
энтальпии
температура
газов
за
ВД
𝜗ух = 𝑓(𝐼ух , 𝛼) = 227
Температура газов на входе в газовый подогреватель конденсата (ГПК), ˚С:
28
НД
𝜗ГПК = 𝑡𝑠 (𝑝б ) + 𝜃НД = 164,95 + 10 = 174,95,
(65)
НД
где
𝑡𝑠 (𝑝б ) - температура насыщения воды при давлении в барабане
контура низкого давления (НД);
Энтальпия газов перед ГПК, кДж/кг:
𝐼ГПК = 𝑓(𝜗ГПК , 𝛼) = 181,95
Температура перегрева пара за пароперегревателем НД, ˚С:
НД
ВД
НД
𝑡пе = 𝜗ух − 𝜃пе = 227 − 20 = 207
(66)
Расход пара через контур НД, кг/с:
ВД
𝐺ТГТУ ⋅(𝐼ух −𝐼ГПК )
447⋅(236,87−181,95)
НД
𝐺П =
=
= 11,29,
НД
НД
2869,93−697,14
ℎпе −ℎб
где
(67)
ℎНД
пе - энтальпия перегретого пара в контуре НД, кДж/кг,
НД
НД
ℎНД
пе = 𝑓(𝑡пе , 𝑝б );
НД
ℎб - энтальпия насыщенной воды в барабане НД, кДж/кг,
НД
НД
ℎб = ℎ′𝑠 (𝑝б );
Расход пара на деаэратор, кг/с:
ВД
𝐺д =
где
НД
2⋅(𝐺П +𝐺П )⋅(ℎд −ℎГПК )
ℎНД
пе −ℎГПК
=
2⋅(69,05+11,29)⋅(697,14−589,42)
2869,9−589,42
= 7,59, (68)
 , pбНД  ;
ℎГПК - энтальпия воды за ГПК, кДж/кг, hГПК  f  t ГПК
Расход рециркуляции, кг/с:
ВД
𝐺р =
=
НД
[2⋅(𝐺П +𝐺П )−𝐺д ]⋅(ℎпв −ℎк )
=
ℎГПК −ℎпв
[2⋅(69,05+11,29)−7,59]⋅(251,73−137,77)
589,42−251,73
29
= 51,67,
(69)
где
ℎпв - энтальпия питательной воды на входе в ГПК, кДж/кг, ℎпв =
НД
′
𝑓(𝑡ГПК
, 𝑝б );
ℎк - энтальпия конденсата в состоянии насыщения, кДж/кг, ℎк =
ℎ′𝑠 (𝑝к );
Энтальпия уходящих газов КУ, кДж/кг:
ВД
𝐼ух = 𝐼ГПК −
= 181,95 −
НД 𝐺
2
𝐺р
(𝐺П +𝐺П − д +
2
𝐺ТГТУ
)⋅(ℎГПК −ℎпв )
7,59 51,67
+
)⋅(589,42−251,73)
2
2
(69,05+11,29−
447
=
= 104,6
(70)
Соответствующая температура уходящих газов, ˚С:
𝜗ух = 𝑓(𝐼ух , 𝛼) = 100
КПД КУ:
𝜂КУ =
где
𝑓(𝜗𝑎 , 𝛼);
𝐼𝑑 −𝐼ух
𝐼𝑑 −𝐼𝑎
=
682,5−104,6
682,5−19,57
= 0,87,
(71)
𝐼𝑎 - энтальпия газов при температуре окружающей среды, 𝐼𝑎 =
Тепло, отданное газами ГТУ в паротурбинный цикл, кВт:
𝑄ГАЗ = 2 ⋅ 𝐺ТГТУ ⋅ (𝐼𝑑 − 𝐼ух ) = 2 ⋅ 447 ⋅ (682,5 − 104,6) = 516643,69 (72)
Тепло, полученное пароводяным рабочим телом в КУ, кВт:
ВД
НД
ВД
НД
НД
𝑄ПАР = 2 ⋅ 𝐺П ⋅ ℎВД
пе + (2 ⋅ 𝐺П − 𝐺д ) ⋅ ℎпе − [2 ⋅ (𝐺П + 𝐺П ) − 𝐺д ] ⋅ ℎк =
= 2 ⋅ 69,05 ⋅ 3582 + (2 ⋅ 11,28 − 7,59) ⋅ 2869,9 − [2 ⋅ (69,05 + 11,28) − 7,59] ⋅
137,77 = 516643,69
(73)
Определяем тепло, подводимое к пароводяному рабочему телу в
отдельных элементах КУ.
30
Тепло, подводимое в ГПК, кВт:
ВД
НД
𝐺
𝐺р
𝑄ГПК = (𝐺П + 𝐺П − д + ) ⋅ (ℎГПК − ℎпв ) =
2
2
= (69,05 + 11,28 −
7,59
+
2
51,67
2
) ⋅ (589,42 − 251,73) = 34575
(74)
Тепло, подводимое в испарителе низкого давления, кВт:
НД
НД
𝑄ИСП = 𝐺П ⋅ 𝑟 НД = 11,29 ⋅ 2065,6 = 23340,98,
(75)
𝑟 НД - скрытая теплота парообразования, определяется по давлению в
где
НД
барабане контура НД, 𝑟 НД = 𝑓(𝑝б );
Тепло, подводимое в пароперегревателе низкого давления, кВт:
НД
НД
НД
′′ 𝑠
𝑄ПП = 𝐺П (ℎНД
пе − ℎ
) = 11,29(2869,93 − 2762,7) = 1211,63, (76)
НД
где
hs
НД
ℎ
 hs p
НД
б
′′ 𝑠
- энтальпия насыщенного пара на выходе из барабана,
;
Тепло, подведенное к экономайзеру высокого давления, кВт:
ВД
𝑄ЭК = 𝐺П ⋅ (ℎВД
эк − ℎд ) = 69,05 ⋅ (1317,1 − 697,14) = 42807,16 (77)
Тепло, подведенное в испарителе высокого давления, кВт:
ВД
ВД
𝑄ИСП = 𝐺П ⋅ 𝑟 ВД = 69,05 ⋅ 1442 = 99567,6
где
(78)
𝑟 ВД - скрытая теплота парообразования, определяется по давлению в
ВД
барабане контура ВД, 𝑟 ВД = 𝑓(𝑝б );
Тепло, подведенное в пароперегревателе ВД, кВт:
ВД
ВД
ВД
′′ 𝑠
𝑄ПП = 𝐺П (ℎВД
−
ℎ
пе
()) = 69,05(3582 − 2758,6) =56854,34, (79)
31
где
hsВД
- энтальпия насыщенного пара на выходе из барабана,
hsВД  hs pбВД  ;
Результаты теплового расчета сведены в таблицу 9.
Таблица 9 - Результаты теплового расчета КУ
Наименование величины
Расход пара генерируемого в контуре
ВД, кг/с
Расход пара генерируемого в контуре
НД, кг/с
Расход пара в деаэратор, кг/с
Расход рециркуляции, кг/с
Температура газов за ППВД, ˚С
Обозначение
Значение
ВД
𝐺П
НД
69,05
𝐺П
11,3
𝐺д
𝐺р
7,59
51,67

ППВД
527

t ППВД
295

ИСПВД
315

t ИСПВД
295
эк ( ухВД )
227
t эк
164,95

ППНД
224
пе
t ППНД
207

t ППНД
164,95

ИСПНД
174,95
Температура насыщенной воды на
входе в ИСПНД, ˚С
Температура уходящих газов ˚С

t ИСПНД
164,95
 ух
100
Тепло полученное водой в ГПК, кВт
QГПК
34575,1
НД
QИСП
23340,99
НД
QПП
1211,63
Qэк
42807,16
ВД
QИСП
99567,6
ВД
QПП
56854,3
пар
QКУ
258356,8
Температура насыщенного пара на
входе в ППВД, ˚С
Температура газов за ИСПВД, ˚С
Температура насыщенной воды на
входе в ИСПВД, ˚С
Температура газов за экономайзером,
˚С
Температура насыщенной
питательной воды на входе в
экономайзер, ˚С
Температура газов за ППНД, ˚С
Температура перегретого пара на
выходе из ППНД, ˚С
Температура насыщенного пара на
входе в ППНД, ˚С
Температура газов за ИСПНД, ˚С
Тепло полученное пароводяной
рабочей средой в ИСПНД, кВт
Тепло полученное паром в ППНД,
кВт
Тепло полученное водой в
экономайзере, кВт
Тепло полученное пароводяной
рабочей средой в ИСПВД, кВт
Тепло полученное паром в ППВД,
кВт
Суммарная тепловая нагрузка, по
пароводяному рабочему телу, одного
32
КУ, кВт
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В рамках курсовой работы был разработан комплексный проект
строительства парогазовой станции мощность 1800 МВт. На проектируемой
ГРЭС установлено четыре парогазовых блока, каждый из которых включает в
себя две газовые турбины ГТЭ-150, паровую турбину К-150 и два котлаутилизатора. В качестве топлива, используется природный газ. Данный проект
включает в себя следующие расчеты:
- расчет принципиальной тепловой схемы;
- тепловой расчет ГТУ;
- тепловой расчет КУ.
В разделе «Экономическая часть» дана оценка варианта строительства
парогазовой ГРЭС по сравнению со строительством типовой ГРЭС такой же
мощности, работающей на угле.
33
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Энергетическая стратегия России на период до 2020г. Утверждена
Распоряжением правительства РФ от 28 августа 2003 г. №1234-р.
2. Прутковский, Е. Н. Руководящий технический материал / Е. Н.
Прутковский, В.С. Варварский, В.П. Дробот, Н.Д. Маркозов и др. // Установки
парогазовые стационарные – РТМ 108.020.22-84, 1984. – 54с.
3. Нормы технологического проектирования тепловых электрических
станций. – М.: Минэнерго СССР, 1981.
4. Кузнецов Н.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный
метод) / Н.В. Кузнецов. – М.: Энергия, 1973.
5. Григорьева В. А. Тепловые и атомные электрические станции:
Справочник / В. А. Григорьев, В. М. Зорин. – М.: Энергоатомиздат, 1982. – 624с.
6. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин. – М.:
Энергоатомиздат, 1967.
7. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С.Л.
Ривкин, А.А. Александров. – М.: Энергия, 1980. – 425 с.
8. Цыганок А. П. Проектирование тепловых электрических станций: учеб.
пособие/А.П. Цыганок, С.А. Михайленко; КрПИ– Красноярск, 1991.–119 с.
9. Турбины и дизели. Каталог. 2010 г.
10. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых
электростанций: Учеб. пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов.
– М.: Издательство МЭИ, 2002. – 584 с.
11. Бойко Е. А. Котельные установки и парогенераторы (тепловой расчет
парового котла): Учебное пособие / Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. И. Охорзина.
Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. 96 с.
12. Трухний, А.Д. Расчет тепловых схем парогазовых установок
утилизационного типа / А.Д . Трухний, С.В. Петрунин // МЭИ.- 2001.-21 с.
13. Сокращение
потребления
природного
газа
и
перспективы
электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии: доклад. / И. В.
Бабанин, В. А. Чупров. – М. , 2005 – 18 с.
34
35