Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ применения парогазовых технологий для теплофикации 12
1.1. Обзор принципиальных схем парогазовых технологий, применяемых в энергетике 12
1.2. Парогазовые технологии для теплофикации 27
1.3. Применение систем сжигания дополнительного топлива в котлах-утилизаторах парогазовых установок 33
1.4. Горение топлива в обедненной воздушной смеси 42
1.5. Постановка задачи исследования 46
Глава 2. Условия эффективного применения камеры сжигания дополнительного топлива для теплофикации 48
2.1. Моделирование процесса горения в КСДТ с использованием программного продукта Flow Vision 48
2.2. Оценка величины потери теплоты с химическим недожогом топлива на основании сравнения с условиями сжигания доменного газа 62
2.3. Анализ условий и параметров работы камеры сжигания дополнительного топлива при использовании на ПГУ-КЭС для теплофикации
2.4. Выводы по главе 2 72
Глава 3. Выбор оптимального варианта компоновки газохода КУ 74
3.1. Разработка расчетной модели ПГУ-325 с использованием программного комплекса Boiler Designer 74
3.2. Анализ вариантов расположения КСДТ и низкотемпературных поверхностей нагрева в газоходе КУ 80
3.3. Технико-экономическое обоснование модернизации КУ 86
3.4. Выбор оптимальной компоновки газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора 91
3.5. Влияние параметров окружающей среды на выбор оптимальной компоновки 98
3.6. Выводы по главе 3 100 4
Глава 4. Анализ работы ПГУ-КЭС с КСДТ для теплофикации 102
4.1. Анализ показателей работы ПГУ-325 с КСДТ в режимах частичных нагрузок ГТУ 102
4.2. Выбор варианта регулирования тепловой мощности КСДТ и ГПСВ 106
4.3. Режимы работы камеры сжигания дополнительного топлива с подачей воздуха в поток газов ГТУ 115
4.4. Автономный режим работы камеры сжигания дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды 119
4.5. Разработка методики расчетов показателей ПГУ-КЭС с КСДТ и ГПСВ 120
4.6. Практическая реализация результатов работы 124
4.7. Выводы по главе 4 125
Основные результаты и выводы 127
Список литературы 129
- Применение систем сжигания дополнительного топлива в котлах-утилизаторах парогазовых установок
- Оценка величины потери теплоты с химическим недожогом топлива на основании сравнения с условиями сжигания доменного газа
- Технико-экономическое обоснование модернизации КУ
- Режимы работы камеры сжигания дополнительного топлива с подачей воздуха в поток газов ГТУ
Применение систем сжигания дополнительного топлива в котлах-утилизаторах парогазовых установок
Совершенствование технологий материалов, проектирования и эксплуатации в течение последних десятилетий внесло значительный вклад в интенсивное развитие энергетики. Создаваемые в настоящее время парогазовые установки (ПГУ) имеют широкое разнообразие, как по типам оборудования, так и по технологическим схемам и параметрам работы. Установки различаются по числу главных двигателей (моноблоки, дубль-блоки, трипл-блоки), числу контуров котла-утилизатора (КУ) (одно-, двух-, трехконтурные и с промперегревом), типу применяемых паротурбинных установок (ПТУ), наличию камер дожигания выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ) и т.д. На сегодняшний день ПГУ позволяют получить высокие показатели тепловой экономичности и надежности [1, 2].
По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные (ПГУ-КЭС) и теплофикационные (ПГУ-ТЭЦ). Первые из них предназначены для выработки электроэнергии, вторые – служат еще и для отпуска тепловой энергии.
ПГУ по количеству рабочих тел делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты сгорания топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара [3, 4].
Схема монарной ПГУ представлена на рис. 1.1. Выхлопные газы ГТУ направляются в КУ, в который подается вода питательным насосом (ПН). Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания (КС) ГТУ, смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь направляется в турбину. Часть воздуха, поступающего из воздушного компрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей турбины, замещается паром, на повышение давления которого затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Газопаровая смесь покидает КУ в виде пара, тепло конденсации водяного пара, составляет значительную величину. Максимальные значения коэффициента полезного действия (КПД) такой установки определяются введенными ограни Рис. 1.1. Принципиальная схема монарной чениями на работу КУ. При приня парогазовой установки том уровне температур уходящих газов от 120 до 160С КПД установки при степени сжатия 18 достигает 43%, что на 9-10% превышает КПД ГТУ при тех же параметрах газа.
Главным преимуществом монарных ПГУ с вводом пара в ГТУ является их компактность, вызванная отсутствием паровой турбины и ее вспомогательного оборудования. Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки является главным недостатком ПГУ монарного типа. Указанные недостатки не привели к широкому распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электроэнергии на мощных ТЭС [3, 4].
Описанная монарная установка за рубежом получила название - STIG (от Steam Iniected Gas Turbine) производит их в основном фирма General Electric в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности.
Демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт построена на Южно-турбинном заводе в г. Николаев (Украина). В 1995 году в ГП НПКГ «Заря-Машпроект» была запущена опытная полноразмерная контактная газопаротурбинная установка «Водолей-25» мощностью 25 МВт [5]. Установка состоит из доработанного серийного газотурбинного двигателя (ГТД) ДС90, утилизационного парогенератора КУП-3100, контактного конденсатора КК-90, системы охлаждения воды, подаваемой в контактный конденсатор. Достигнутый уровень КПД в условиях экспериментального стенда составил от 41 до 42%, выбросы NOx составляют 50 мг/нм3, СО – не более 50 мг/нм3.
Первая промышленная установка «Водолей-16» запущена в 2004 году на компрессорной станции «Ставищенская» (г. Богуслав Киевской области). Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на четыре типа. 1. Утилизационные ПГУ. В этих установках тепло уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. По числу контуров рабочей среды ПГУ подразделяются на одноконтурные, двухконтурные и трехконтурные.
Одноконтурные ПГУ имеют серьезный недостаток, связанный с необходимостью удовлетворением двух противоречивых требований. С одной стороны в КУ необходимо генерировать пар высоких параметров для обеспечения высокой экономичности ПТУ. Но запас тепловой энергии выхлопных газов ГТУ обеспечивает такие параметры при малых расходах питательной воды, которые не могут охладить газы, поступающие в КУ, до низкой температуры, поэтому уменьшается КПД КУ. С другой стороны, пропуск большого количества питательной воды, хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов котла и его высокую экономичность, не позволяет получить высокие параметры пара за ним, что приводит к снижению КПД ПТУ. Отсюда возникает необходимость пропуска большого количества рабочей среды через «хвостовые» поверхности нагрева КУ, а через входные – малое количество. Отсюда и появляется идея двухконтур-ного КУ в составе ПГУ (рис. 1.2), по которой работает подавляющее число утилизационных ПГУ, обеспечивающих КПД в диапазоне от 50 до 52% [4, 6].
В самых современных ПГУ также используются трехконтурные КУ. Увеличение числа контуров более трех нецелесообразно, так как выигрыш в экономичности не окупается ростом капиталовложений. Двух-контурные и трехконтурные ПГУ могут быть выполнены без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара, однако, как правило, промежуточный перегрев используют в трехкон-турных ПГУ. Как и в традиционных ПТУ, главная цель промежуточного перегрева в ПГУ - обеспечить допустимую влажность в последних ступенях паровой турбины. При правильном выборе Рис. 1.2. Принципиальная схема двухкон турной утилизационной ПГУ давления в промежуточном паро перегревателе повышается и экономичность ПГУ [8].
Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность, существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для ПТУ. Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива [1, 4, 9, 10]. Установки данного типа получили наиболее широкое распространение (табл. 1.1) благодаря своей простоте и высокой экономичности [11, 12]. На территории России преимущественно устанавливаются газовые турбины зарубежного производства, т.к. они имеют более высокие показатели надежности и экономичности, а котлы-утилизаторы и паровые турбины - отечественного производства.
Оценка величины потери теплоты с химическим недожогом топлива на основании сравнения с условиями сжигания доменного газа
Выхлопные газы ГТУ в значительной степени забалластированы инертными газами. В такой среде ухудшается полнота сгорания топлива и сужается область его устойчивого горения. Существует некая критическая точка, ниже которой горение топлива в потоке выхлопных газов ГТУ невозможно. По данным Всероссийского теплотехнического института (ВТИ) при температуре газов в пределах 400-550С и объемном содержании кислорода в окислителе (в потоке газов ГТУ) 13-19% устойчивое горение возможно при избытке избытка воздуха = 4-5. При объемном содержании кислорода менее 15% и температуре окислителя 100-150С интервал устойчивой работы горелочного устройства резко сужается. Таким образом, при определенных условиях (О2 13-13,5% и температуре газа газ 100-150С) в горелки камеры дожигания необходима подача дополнительного воздуха в зону рециркуляции. В тепловых схемах ПГУ с котлами-утилизаторами эксплуатация горе-лочных устройств камер дожигания возможна при О2 12-14% и 2 [3].
Экспериментально было установлено [33], что при сжигании природного газа в свободных струях топочного объема котла (когда выхлопные газы подаются в котел отдельно от топлива, а не через горелочное устройство), возможно использование для горения только части кислорода, содержащегося в выхлопных газах. Поэтому при сжигании природного газа в свободных струях полноценная замена воздушного дутья выхлопными газами не достигается.
Организация процесса сжигания топлива в потоке выхлопных газов ГТУ предъявляет достаточно жесткие требования к горелочным устройствам камеры сжигания дополнительного топлива (КСДТ), которые должны обеспечивать полноту сгорания топлива, устойчивое горение при высоких скоростях набегающего потока выхлопных газов ГТУ, надежное воспламенение топлива, создание равномерного температурного поля после горелок, их малое аэродинамическое сопротивление. Данным требованиям отвечают микрофакельные горелки, выгорание топлива в которых осуществляется в зоне рециркуляции за плохо обтекаемыми телами [3]. Горелочные устрой-34
ства КСДТ размещают в газоходе рядами с одинаковыми промежутками, что обеспечивает равномерное температурное поле в процессе работы.
В настоящее время в КУ современных ПГУ используются схемы с одноступенчатым и двухступенчатым сжиганием топлива в потоке выхлопных газов ГТУ (рис. 1.9). Применение камеры сжигания дополнительного топлива (КСДТ) за диффузором газовой турбины (на входе в КУ, т.е. первая ступень дожигания) направлено на выработку максимального количества пара необходимых параметров. Вторая ступень предназначена для отпуска тепловой энергии в виде горячей воды для теплофикации.
Температура газов после КСДТ первой ступени не должна превышать 750С во избежание повреждения поверхностей нагрева и корпуса котла. Горелочные устройства перед котлом располагают так, чтобы исключить чрезмерное излучение на первые ряды труб. Расстояние от горелок до первого пакета поверхностей нагрева (пароперегревателя) должно быть не менее пяти метров для стабилизации температурных и скоростных параметров газового потока.
Установка второй ступени КСДТ связана с определенными ограничениями, обусловливающими компоновку поверхностей теплообмена в газоходе КУ. Прежде всего, это относится к температуре газов на входе во вторую КСДТ, установленную перед газовым подогревателем сетевой воды (ГПСВ) -производители КУ не рекомендуют снижать её ниже 250С для обеспечения полного выгорания топлива.
Первая горелка для сжигания топлива в потоке газов ГТУ была применена в 1972 году фирмой Riedel- de Haen AG\Seelze [34] за газовой турбиной мощностью 0,35 МВт в паровом котле-утилизаторе паропроизводительно-стью 10 т/ч. В данном случае использовалась мазутная горелка, которая увеличивала температуру выхлопных газов до 530С, и в последствии эксплуатировалась более 20 лет. ществляются в турбулентном следе потока газов. В таких горелках используются уголковые стабилизаторы, расположенные вертикально в одной плоскости. Природный газ вводится в зону рециркуляции газов системой струй через специальный трубчатый коллектор или через отверстия в тыльной стороне стабилизатора. Выхлопные газы ГТУ поступают в зону горения из обтекающего стабилизатор потока. Такой способ сжигания топлива отличается высокой интенсивностью процесса смесеобразования при малой длине факела по потоку. Режим горения рассматриваемого диффузионного факела близок к режиму турбулентного горения гомогенных смесей [3].
В начале 80-х годов на Якутской ГРЭС были произведен эксперимент по сжиганию топлива для подогрева продуктов сгорания за газовой турбиной ГТ-25-700 [27]. Подогрев газов производился на 50-150С. В КСДТ исполь- Рис. 1.12. КСДТ производства фирмы SAACKE зовались уголковые стабили- (Германия)
заторы, расположенные вертикально в одной плоскости с 60% загромождением проходного сечения газохода. Уголковые стабилизаторы имели коллекторы, через которые топливный газ раздается вдоль уголка. Для розжига КСДТ использовались два горизонтальных стабилизатора аналогичной конструкции, которые выполняли роль дежурной зоны. Раздача топлива производится двумя контурами.
Технико-экономическое обоснование модернизации КУ
Техническое предложение по увеличению тепловой мощности ПГУ-КЭС с помощью установки КСДТ и ГПСВ в газоходе КУ требует тщательного анализа показателей работы энергоустановки в различных режимах, рассмотрения вариантов компоновок дополнительных элементов и поиска наиболее эффективной конструкции теплообменного аппарата.
Качественное, быстрое и достоверное решение задач расчетных исследований и анализ наиболее эффективных условий работы энергетического оборудования могут быть выполнены только с использованием самых современных программных продуктов [85, 86]. Для решения поставленной задачи разработана расчетная модель парогазовой установки с использованием программного комплекса Boiler Designer (ООО «Optsim-K»), которая основана на объектно-ориентированном принципе построения технологических схем и осуществляет расчеты материальных и тепловых балансов, гидравлические и аэродинамические расчеты элементов. Все элементы тепловой схемы в программном комплексе конструируются из базы данных элементов.
В работе использовалась технологическая схема дубль-блока ПГУ-325 «Ивановские ПГУ» филиала ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация» (г. Комсомольск Ивановской области), в состав которой входят две газовые турбины ГТЭ-110 производства ОАО «НПО «Сатурн», два котла-утилизатора марки «П-88» (ОАО «Подольский машиностроительный завод») и одна паровая турбина К-110-6,5 (ОАО «Ленинградский металлический завод»).
В исходной тепловой схеме ПГУ-325 «Ивановские ПГУ» имеется водо-водяной теплообменный аппарата, греющая среда на который подается с линии основного конденсата после ГПК.
Расчетная модель содержит две основные рабочие структуры: «Группа Вода» (рис. 3.1) и «Газоход» (рис. 3.2). Структура «Группа Вода» представ-74 ляет собой расчетную схему пароводяного тракта дубль-блока ПГУ-325. Каждый из КУ включает в себя два парогенерирующих контура с естественной циркуляцией – высокого (7,05 МПа) и низкого (0,69 МПа) давлений. Расчетные модели трактов высокого (ВД) и низкого (НД) давлений являются сложными группами, каждая из которых состоит из вложенных элементов: водяной экономайзер, барабан, пароперегреватель и циркуляционный контур, включающий в себя испарители, раздающие и собирающие коллекторы.
Структура «Газоход» для каждого блока содержит две ГТУ и следующие за ними элементы газовых трактов КУ. В каждом КУ по ходу газов последовательно располагается пароперегреватель ВД (ПЕВД), испаритель ВД (ИВД), экономайзер ВД (ЭВД), пароперегреватель НД (ПЕНД), испаритель НД (ИНД), газовый подогреватель конденсата (ГПК). К исходному варианту газового тракта КУ добавлены КСДТ в форме элемента «Топка» с типом «Дополнительное сжигание» и ГПСВ с конструкционными параметрами, аналогичными ГПК.
Структуры «Газоход» и «Группа Вода» являются вложенными группами элемента «Общие данные». В качестве исходных данных, необходимых для расчета, использованы технические условия на соответствующее оборудование [87 - 89].
Газотурбинный электродвигатель ГТД-110 выполнен по одновальной схеме с двухопорным ротором и включает в себя 15-ступенчатый компрессор, трубчато-кольцевую камеру сгорания и 4-ступенчатую турбину с выносным воздухоохладителем системы охлаждения лопаток. Частота вращения ротора составляет 3000 об./мин, обеспечено безредукторное соединение двигателя с генератором.
Паровая турбина К-110-6,5 имеет два цилиндра. Пар контура высокого давления подается в проточную часть цилиндра высокого давления (ЦВД). Цилиндр высокого давления имеет два корпуса: внутренний и наружный. Внутренний корпус ЦВД объединяет восемь первых ступеней давления. Пар контура НД подается в проточную часть ЦВД между 14-й и 15-й ступенями. После ЦВД пар поступает в двухпоточный цилиндр низкого давления (ЦНД) и далее через выхлопные патрубки направляется в конденсатор.
Два теплообменных аппарата для нагрева сетевой воды (ГПСВ) дубль-блока ПГУ-325 включены параллельно по сетевой воде (рис. 3.3).
Основные конструктивные характеристики теплообменников, принятые в качестве исходных данных, приведены в табл. 3.1. Ширина конвективного газохода равна 9,59 м, глубина конвективного газохода вдоль трубы 11,63 м.
Показатели работы энергоустановки разработанной модели соответствуют фактическим характеристикам ПГУ-325 «Ивановские ПГУ» филиала ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация» (г. Комсомольск Ивановской области), испытания головных образцов которой проводились 20 мая 2008 года совместно с представителями ВТИ. Фактические характеристики работы ПГУ-325 и показатели, рассчитанные моделью, приведены в табл. 3.2.
Режимы работы камеры сжигания дополнительного топлива с подачей воздуха в поток газов ГТУ
Конструкция предлагаемой модели газохода КУ [53] позволяет осуществлять подачу воздуха для сжигания дополнительного топлива с целью увеличения тепловой мощности ГПСВ в режимах работы ГТУ с недостаточным количеством кислорода в выхлопных газах или для выработки тепловой энергии в автономном режиме (в случае остановленной ГТУ). В таком случае подачу к горелочным устройствам необходимого количества воздуха для сжигания топлива обеспечивают воздушные каналы, а КСДТ и ГПСВ отделяются от парогенерирующих поверхностей нагрева КУ с помощью газоплотных шиберов (рис. 4.12).
Выработка дополнительной тепловой мощности необходима при покрытии пиковой тепловой нагрузки в случае номинального режима работы ГТУ, в аварийных ситуациях при переключении тепловой нагрузки с остановленного оборудования на энергоблок с КСДТ и ГПСВ или при снижении tнв ниже расчетной величины.
Рис. 4.12. Принципиальная схема газового тракта котла-утилизатора с камерой сжигания дополнительного топлива и газовым подогревателем сетевой воды. Обозначения: 1 -пароперегреватель, 2 - испаритель, 3 - барабан, 4 - газовый подогреватель конденсата, 5 -камера сжигания дополнительного топлива, 6 -диффузионно-стабилизаторные горелки, 7 - воздушные каналы, 8 - газоплотные шиберы, 9 -газовый подогреватель сетевой воды
Эффективность данного режима определяется величиной расхода подаваемого воздуха для горения той части топлива, которая превышает максимально возможный расход топлива при достижении объемного содержания кислорода 12,5%, кг/с: где ВКСДТ = ВКСДТ - ВКСДТмакс - разность между необходимым расходом топлива и максимально возможным расходом топлива для данных условий работы оборудования, т - коэффициент избытка воздуха при сжигании топлива в инертной среде (по аналогии составов топливно-воздушной смеси газового потока на входе в КСДТ и условий сжигания доменного газа принимается равным 1,4 [54]), V0 - теоретически необходимый объем воздуха для горения топлива, возд - плотность воздуха кг/м , О2газ - объемное содержание кислорода в потоке газов ГТУ.
Исследование режимов работы с подачей воздуха в поток газов проведено при температуре наружного воздуха tнв = -30С и относительной нагрузке ГТУ равной 100%. При более высоких значениях tнв и на сниженных нагрузках ГТУ может потребоваться только в аварийных режимах работы при переключении тепловой нагрузки с другого оборудования.
Максимальная величина тепловой мощности ГПСВ QГПСВ в зависимости от расхода подаваемого воздуха при условии достижения объемного содержания кислорода величины 12,5% ность, которую можно получить в режиме с дополнительной подачей воздуха, достигает 48,8 МВт (рис. 4.13), т.е. увеличение тепловой мощности (по сравнению с режимом без подачи воздуха) составляет 14,6 МВт (табл. 4.5). В таком случае тепловая мощность ограничивается условиями надежности работы ГПСВ (недопустимо 117 сти образования пароводяной смеси из-за высоких температурных напоров). При этом увеличение расхода топлива составляет 0,312 кг/с (до значения 1,042 кг/с).
Уменьшение потери теплоты с уходящими газами q2 составляет 0,64% до значения 16,64% (за счет уменьшения температуры газов на выходе ГПСВ до 96С). В данном режиме работы появляются дополнительные затраты энергии на привод дутьевого вентилятора.
На основании проведенных расчетов сделан вывод, что режим работы с подачей дополнительного воздуха в камеру сжигания дополнительного топлива позволит получить дополнительную мощность газового подогревателя сетевой воды в режимах пикового потребления тепловой энергии, а также увеличить экономичность работы КУ и энергоблока при условии поддержания объемного содержания кислорода на уровне 12,5%. В режиме работы дополнительного воздуха в поток газов КПД КУ увеличился с 81,55% до 82,31% (на 0,76%), а КИТ с 53,72% до 55,24% (на 1,53%).
В автономном режиме работы подачу к горелочным устройствам необходимого количества воздуха для сжигания топлива обеспечивают воздушные каналы, а КСДТ и ГПСВ отделяются от остальных поверхностей нагрева КУ с помощью газоплотных шиберов (рис. 4.11) [53].
Исследовательские расчеты автономного режима работы КСДТ и ГПСВ проведены для температуры наружного воздуха tнв = -30С (расчетная температура для проектирования систем теплопотребления Ивановской обл. [101]) и трех температур сетевой воды – 150, 130 и 115С при соответствующих им конструкциях ГПСВ и параметров сетевой воды [104]. Коэффициент избытка воздуха в КСДТ для горелочных устройств диффузионно-стабилизаторного типа принят равным 1,4.
В автономном режиме работы КСДТ и ГПСВ при температуре сетевой воды 150С тепловая мощность ГПСВ достигает 31,8 МВт, при 130С – 27,8 МВт, 115С – 23,6 МВт (табл. 4.6).
По результатам исследования разработан алгоритм по определению оптимального количества рядов труб по ходу газов ГПСВ и параметров работы оборудования ПГУ-КЭС с КСДТ и ГПСВ, реализованный в программном комплексе Microsoft Excel с использованием надстройки Visual Basic.
Алгоритм жестко связан с конкретной технологической схемой (рис. 2.7), а параметры исходных данных могут варьироваться в широких пределах. Исходными данными для расчетов являются (рис. 4.14):
После заполнения блока исходных данных и задания температуры наружного воздуха tнв для осуществления вычислений необходимо нажать кнопку «Расчет».
Расчет конструкции и параметров работы оборудования осуществляется на основе полученных в ходе исследовательской работы регрессионных зависимостей, а также материальных и тепловых балансов.
По исходным данным определяется оптимальное количество рядов труб по ходу газов ГПСВ итерационными расчетами по полученным в ходе исследования зависимостям (рис. 3.11 - 3.14). Критерием для данного параметра полное использование кислорода выхлопных газов ГТУ для отпуска заданной величины тепловой энергии при наименьшем количестве рядов труб по ходу газов ГПСВ (минимальных финансовых затратах). При отклонении tнвпроект от -30С вводится поправочный коэффициент, учитывающий влияние расчетной температуры наружного воздуха на оптимальное количество рядов труб. В дальнейших расчетах количество рядов труб не изменяется.
Для расчета показателей работы ГТУ: электрическая мощность ГТУ NГТУ, расход топлива в КС ГТУ BКС, коэффициент избытка воздуха за ГТУ ГТУ, расход газов за ГТУ GГТУ, КПД ГТУ ГТУ использованы зависимости, полученные сотрудниками ИГЭУ под руководством д.т.н., проф. А.В. Мошкарина [94].
