Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор и состояние вопроса по использованию вторичных энергоресурсов в газопаровых установках. Постановка задачи и цели исследования 11
1.1 Классификация и источники вторичных топливно-энергетических ресурсов (ВЭР) на промышленных предприятиях и транспорте .11
1.2 Обзор реализованных проектов по использованию ВЭР на промышленных предприятиях 14
1.3 Обзор реализованных проектов по использованию ВЭР на компрессорных станциях линейных газопроводов .16
1.3.1 Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец» .16
1.3.2 Блочный утилизационный энергокомплекс на компрессорной станции «Чаплыгин» 18
1.3.3 Газопаротурбинная установка «Водолей» на газоперекачивающей станции «Ставищенская» 22
1.3.4 Компрессорный агрегат с парогазовым приводом на компрессорной станции в Мальнове (Германия) 23
1.3.5 Теплоутилизационные установки на газопроводе «Northern Border Pipeline» США 26
1.3.6 Микротурбодетандерный генератор на газораспределительной станции «Сертолово» .29
1.4 Обзор современных паротурбинных установок малой мощности 32
1.4.1 Паровые турбины группы компаний ТУРБОПАР 32
1.4.2 Паровые турбины малой мощности Калужского турбинного Завода 34
1.4.3 Турбины Невского завода 35
1.4.4 Малые паровые турбины «Ютрон - паровые турбины» 36
1.4.5 Паровые турбины Электротехнического Альянса 36
1.4.6 Турбины малой мощности конструкции ЛПИ 38
1.5 Методики расчета комбинированных установок 41 1.6 Постановка цели и задачи исследований 46
Глава 2. Анализ располагаемой тепловой мощности уходящих газов и эмиссии загрязняющих веществ газоперекачивающих агрегатов единой системы газоснабжения России 48
2.1 Общие сведения о единой системе газоснабжения России 48
2.2 Структура парка газоперекачивающих агрегатов единой системы газоснабжения России 51
2.3 Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов газоперекачивающих агрегатов газотранспортной системы России 58
2.4 Расчет мощности эмиссии загрязняющих веществ от единой системы газоснабжения России 63
2.5 Оценка роста тарифов на электроэнергию в России 77
2.6 Определение мощности необходимой для собственных нужд компрессорной станции «Северная» 79
2.7 Выводы по главе 2 80
Глава 3. Исследование режимных характеристик газотурбинной установки TAURUS 60 S по методике СПБГПУ 82
3.1 Технические характеристики газотурбинной установки TAURUS 60 S 82
3.2 Описание тепловой схемы ГТУ TAURUS 60 S 85
3.3 Расчет тепловой схемы ГТУ 86
3.3.1 Расчет тепловой схемы ГТУ со свободной турбиной 86
3.3.2 Тепловая схема ГТУ с охлаждаемой высокотемпературной турбиной .. 94
3.3.3 Определение параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части ГТУ при использовании стандартного углеводородного топлива 100
3.3.4 Уточнение параметров рабочего процесса и характеристик ГТУ при учете зависимости теплоемкости рабочего тепла от температуры 103
3.4 Результаты расчета тепловой схемы ГТУ 106
3.5 Выводы по главе 3. 108
Глава 4. Выбор тепловой схемы, разработка методики расчета утилизационной паротурбинной установки и проведение численного эксперимента 109
4.1 Выбор и описание тепловой схемы ГПУ 109
4.2 Расчет тепловой схемы ГПУ 110
4.2.1 Выбор температурных напоров в пинч-пунктах 110
4.2.2 Составление математической модели ГПУ .111
4.2.3 Расчет основных параметров тепловой схемы ГПУ 113
4.2.4 Расчет тепловой схемы ГПУ по программе GateCycle и по программе морского технического университета 119
4.3 Результаты исследования тепловой схемы ГПУ с одноконтурным котлом утилизатором 123
4.3.1 Влияние температуры окружающей среды на показатели ГПУ 123
4.3.2 Влияние давления в конденсаторе на показатели ГПУ .125
4.3.3 Влияние минимального температурного напора на холодном конце испарителя котла-утилизатора на показатели ГПУ 126
4.3.4 Влияние относительного внутреннего КПД паровой турбины на показатели ГПУ .128
4.4 Гидравлический расчет котла-утилизатора 129
4.4.1 Расчет площади нагрева пароперегревателя 129
4.4.2 Компоновочный расчет пароперегревателя 134
4.4.3 Гидравлический расчет пароперегревателя 136
4.5 Выбор параметров парового контура ГПУ по результатам проведенных исследований 138
4.6 Выводы по главе 4 141
Глава 5. Утилизационная паротурбинная установка с органическим рабочим теплом 142
5.1 Выбор и описание тепловой схемы ГПУ с промежуточным контуром и органическим рабочим телом 142
5.2 Выбор теплоносителей промежуточного контура и органического рабочего тела парового контура 145 5.3 Расчет тепловой схемы ГПУ с промежуточным теплоносителем 148
5.3.1 Составление математической модели ГПУ с ОРТ 148
5.3.2 Выбор температурных напоров в пинч-пунктах 150
5.3.3 Расчет основных параметров тепловой схемы ГПУ с ОРТ 151
5.3.4 Результаты исследования тепловой схемы ГПУ с органическим рабочим телом 158
5.3.5 Построение в T-s диаграммы органического цикла Ренкина и h-s диаграммы процесса расширения пара органического рабочего тела 162
5.4 Выводы по главе 5 167
Глава 6. Сравнительный анализ утилизационной паротурбинной установки с пароводяным рабочим телом с характеристиками утилизационной паротурбинной установки с органическим рабочим телом и выдача рекомендаций 169
Заключение 174
Список литературы
- Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец»
- Расчет мощности эмиссии загрязняющих веществ от единой системы газоснабжения России
- Тепловая схема ГТУ с охлаждаемой высокотемпературной турбиной
- Расчет тепловой схемы ГПУ по программе GateCycle и по программе морского технического университета
Введение к работе
Актуальность темы исследования
В настоящее время во всем мире отмечается тенденция к экономии топлива, повышению энергоэффективности и энергосбережению. Россия располагает крупнейшими в мире топливно — энергетическими ресурсами. На территории России сосредоточено около 25% всех энергоресурсов планеты: 45 % мировых запасов природного газа, 13 % нефти, 23 % угля и 14 % урана. По запасам природного газа и его добыче Россия занимает первое место в мире. В тоже время Россия располагает масштабным недоиспользуемым потенциалом энергосбережения, который по способности решать проблему обеспечения экономического роста страны сопоставим с приростом производства всех первичных энергетических ресурсов.
Распоряжением Правительства России №1715-р от 13.11.2009 г. принята «Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.». В соответствии с этой стратегией одним из направлений развития газовой промышленности является развитие единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны. При этом энергосбережение и энергоэффективность являются одними из важнейших направлений.
ЕСГ России является крупнейшей в мире газотранспортной сетью. В состав ЕСГ входят 161,7 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов (ГПА) в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа.
На компрессорных станциях ЕСГ России эксплуатируется более 3200 ГПА с газотурбинным приводом. По количеству потребляемого топлива газовая промышленность в России занимает второе место после электроэнергетики.
В настоящее время возрастает значение сохранения и охраны окружающей природной среды. Особенно актуальным становится вопрос связанные с эмиссией загрязняющих веществ (ЗВ) и теплового загрязнения от газотранспортной системы. Также большое значение приобретают экологические характеристики ГТУ которые применяются для привода ГПА.
Обеспечение линейных компрессорных станций (КС) и других объектов ЕСГ электроэнергией на собственные нужды является одной из актуальных задач. Зачастую подвод линий электропередач к объектам ЕСГ является трудновыполнимым и дорогостоящим из-за их удаленности от крупных электростанций и единой электрической сети. Кроме того, бесперебойное снабжение КС электроэнергией от линий электропередач зависит от погодных условий, что снижает надежность выполнения КС основной задачи по транспортировке газа.
4 Одним из основных направлений энергосбережения на объектах ЕСГ России является утилизация тепла уходящих газов газотурбинных установок (ГТУ) ГПА. Теплота уходящих газов ГТУ может быть использована в комбинированных газопаровых установках (ГПУ) для выработки электроэнергии. Полученная электроэнергия может использоваться на собственные нужды КС или другими находящимися по близости промышленными и гражданскими объектами. Таким образов решаются сразу две важные задачи: утилизация тепла уходящих газов ГТУ и обеспечение КС электроэнергией на собственные нужды.
Цели и задачи
Целью диссертационной работы является разработка научно-технических основ создания утилизационных паротурбинных установок (УПТУ) в составе ГПУ для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций ЕСГ России электроэнергией на собственные нужды с учетом снижения экологической нагрузки на окружающую среду. Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи исследования:
-
Анализ структуры парка ГПА ЕСГ России.
-
Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГТУ ГПА ЕСГ России.
-
Определение мощности собственных нужд КС «Северная».
-
Выбор тепловой схемы и разработка методики расчета УПТУ в составе ГПУ.
-
Анализ существующих методик расчет ГПУ.
-
Выбор оптимальных режимных характеристик УПТУ в составе ГПУ.
-
Анализ возможности применения органических рабочих тел (ОРТ) в УПТУ.
-
Выбор тепловой схемы и разработка методики расчета УПТУ с ОРТ в составе ГПУ.
-
Оценка аэродинамического сопротивления котла-утилизатора ГПУ.
10. Исследование экологических характеристик и оценка эмиссии парниковых газов и ЗВ от
ГТУ ГПА ЕСГ России.
Научная новизна роботы
-
На основе исследования парка ГПА ЕСГ России обоснованно применение ГПУ для выработки электроэнергии на собственные нужды КС.
-
Разработана методика расчета ГПУ для выработки электроэнергии только лишь на собственных нужд КС.
-
Рассмотрены традиционная схема ГПУ с одноконтурным котлом-утилизатором (КУ) и схема ГПУ с органическими рабочими телами (ОРТ) в которых используется лишь часть уходящих газов ГТУ, необходимая для выработки электроэнергии только на собственные нужды КС.
-
Для компенсации аэродинамического сопротивления котла-утилизатора в рассматриваемых схемах ГПУ предусмотрен дымосос.
Теоретическая и практическая значимость работы
-
Разработаны научно-технические основы создания УПТУ в составе ГПУ для обеспечения ГКС электроэнергией на собственные нужды.
-
Исследована структура парка ГПА ЕСГ России.
-
Произведена оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГТУ ГПА ЕСГ России, которая может быть использована для выработки электроэнергии равная 87,9 ГВт.
-
Разработана методика расчета тепловой схемы ГПУ c ОРТ для выработки электроэнергии на собственные нужды ГКС.
Методы исследования
При выполнении диссертационной работы использовались расчетно— экспериментальные методы исследования. Для проведения исследований были построены математические модели ГПУ с применением современных вычислительных систем.
Личный вклад автора состоит в разработке и обосновании научно-технических основ создания утилизационных паротурбинных установок для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций ЕСГ России электроэнергией собственных нужд.
Положения выносимые на защиту:
результаты исследования парка ГПА ЕСГ России по: структуре, мощности ГТУ, расходу и температуре уходящих газов ГТУ;
результаты проведенных оценок: располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГТУ, мощностей выбросов NOX, CO2, CO, CH4 в зависимости от типа ГПА и их количества;
обоснование тепловой схемы и параметров комбинированной ГПУ на базе ГТУ Taurus 60 для выработки электроэнергии собственных нужд КС «Северная» с одноконтурным КУ, а также тепловой схемы ГПУ с ОРТ.
Степень достоверности и апробация результатов работы
Основные результаты работы докладывались и обсуждались на семинарах и конференциях:
1. Международная - научно практическая конференция «XXXVIII неделя науки СПБГПУ»,
Санкт-Петербург, СПбГПУ, 30 ноября — 05 декабря 2009 г.
2. «I Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые
машины» 25 — 26 ноября 2010 года.
3. Международная научно-практическая конференция «XXXIX Неделя науки СПБГПУ»,
Санкт-Петербург, СПбГПУ, 6—11 декабря 2010 г.
4. «II Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые
машины» 20—21 октября 2011 года,
-
«III Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые машины» 31 октября—2 ноября 2012 года.
-
Международная научно-практическая конференция «XLI Неделя науки СПБГПУ», Санкт-Петербург, СПбГПУ, 3—8 декабря 2012 г.
-
«IV Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые машины» 7—8 ноября 2013 года.
-
Научно-практическая конференция с международным участием «НЕДЕЛЯ НАУКИ СПбГПУ», 2—7 декабря 2013 года.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ (из них 3 работы в журналах ВАК).
Объем и структура работы
Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец»
КПД этой установки при температуре газопаровой смеси на выходе из камеры сгорания 1358 К составил 42,1 %. За 9500 часов наработанного установкой времени сэкономлено около 13,5 млн. м3 топливного газа по сравнению с установками аналогичной мощности с газотурбинным двигателем простого цикла. Экологические показатели выбросов в отработавших газах, приведенные к объемному содержанию кислорода 15%, составили для NO – 40-68 мг/нм3, СО – 58-10 мг/нм3 и температура газов выбрасываемых в окружающую среду не более 45 С.
В ГПУ-16К смесь отработавших газов и паров воды за котлом-утилизатором охлаждается в контактном конденсаторе с 185 С до 45 С и ниже. Пары воды при охлаждении конденсируются и превращаются в воду. Количество сконденсированной воды зависит от температуры охлаждения смеси отработавших газов и количества паров воды в этой смеси. Масса водяного пара за камерой сгорания больше массы пара на входе в камеру сгорания на величину массы дополнительного пара. Дополнительный пар образуется при сжигании топливного газа, который является смесью газа метана СН4 и других углеводородных газов. Конденсация части дополнительного водяного пара в контактном конденсаторе позволяет получать дополнительную воду при эксплуатации установки.
Система трубопроводов Wingas Transport (см. рисунок 1.8) является ключевой газотранспортной сетью в Европе [19]. Это стало возможным, потому что инфраструктура компании расположена в самом центре Европы и напрямую подключена к крупным европейским транзитным газопроводам, идущим из России и с месторождений Северного моря.
Wingas Transport (дочернее предприятие немецкой компании Wingas Transport GmbH & Co. KG) являющется оператором сети трубопроводов длиной более 2000 км, протянувшейся через всю Германию.
Инновационная технология, разработанная специалистами Wingas, заключается в отведении отработавших газов от газотурбинных установок и использовании их тепла для привода дополнительной паровой турбины. В результате становится возможным повысить общую производительность станции почти на 25% без потребления при этом дополнительной энергии. Эта наукоемкая и эффективная технология обеспечивает надежную транспортировку газа, высокую производительность станций и низкий уровень выбросов углекислого газа.
С 1999 г. на компрессорной станции в Мальнове успешно работали три нагнетателя МАН Турбо модели RV080 (единичная мощность 26 МВт, макс, допустимое рабочее давление 100 бар, производительность при нормальных условиях 4 млн м3/ч), приводимые тремя газовыми турбинами модели FT8.
В 2006 году Wingas Transport начала реализацию программы расширения сети трубопроводов и увеличения производительности станции в Мальнове. Партнером в осуществлении намеченных планов была выбрана компания МАН Турбо, с которой был заключен договор на поставку, установку и ввод в эксплуатацию дополнительного компрессорного блока. Он состоял из нагнетателя той же модели RV080, однако приводом к нему послужила промышленная конденсационная паровая турбина модели DK 63/130 (см. рисунок 1.9). Отработавшие газы температурой около 460 С к общему котлу-утилизатору 2 (см. рисунок 1.10), производящему 85 тонн в час пара температурой 420 С, который приводит паровую турбину, а она, в свою очередь, приводит компрессор четвертого блока 3.
Последующие операции направлены исключительно на обеспечение энергоносителей и подготовку природного газа. Они предусматривают обработку газа с помощью фильтрации 4 и осушения. Кроме того, режим пароводяного цикла требует работы множества агрегатов и систем, например воздушного конденсатора 5. 1.3.5 Теплоутилизационные установки на газопроводе «Northern Border Pipeline» США
Для поддержания давления на газопроводе построено «Northern Border Pipeline» 17 компрессорных станций [20]. В том числе, 11 из них имеют привод от газотурбинных установок (ГТУ) Rolls-Royce RB211 мощностью 28 МВт, 2 - от ГТУ Rolls-Royce Avon 16 МВт, 4 имеют электропривод.
ГТУ Rolls-Royce RB211 имеют расход газа на выходе из ГТУ 91,3 кг/с. В установке реализован двухвальный принцип, что обеспечивает асинхронную частоту вращения турбины и генератора. Температура уходящих газов около 510С. Максимальный к.п.д. установки достигает 37,2%. Установка потребляет 167-198 тыс. м. куб. газа в день.
Компрессорные станции №7, №9, №10, №11 ( рисунок 1.11) на базе ГТУ Rolls-Royce RB211 оснащены турбинными надстройками, которые построила и эксплуатирует компания Ormat Technologies. В основе работы установки – органический цикл Ренкина (organic Rankine cycle (ORC)). В отличии от классического цикла Ренкина, где в качестве рабочего тела используется водяной пар, здесь применяется пентан (C5H12).
Расчет мощности эмиссии загрязняющих веществ от единой системы газоснабжения России
Северное линейное производственное управление магистральных газопроводов создано в 1973 г. Обслуживает следующие газопроводы: Грязовец-Ленинград, Ленинград-Выборг-Госграница, Белоусово-Ленинград. Установленная мощность КС «Северная» составляет 2000 кВт. Фактическая потребленная электрическая энергия и фактическая средняя потребленная электрическая энергия КС «Северная» за 2012 год Декабрь 231300 321
Количество потребленной электроэнергии КС за 2012 год составило 1987638 кВт ч. Затраты на электроэнергию могут быть оценены по формуле: S = Q-r, (2.7) где S- затраты на электроэнергию, руб.; Q- количество потребленной электроэнергии, кВт ч; r- тариф на электроэнергию по Санкт-Петербургу, руб./(кВт ч). Таким образом, затраты на электроэнергию КС за 2012 год составили 3 975 276 руб., при стоимости электроэнергии 2 руб. за 1 кВт ч. По данным таблицы 1 фактическая средняя потребленная электрическая энергия КС за 1 час составила: - 308 кВт в зимний период (декабрь-февраль); - 131 кВт в летний период (июнь-август). Для обеспечения собственных нужд КС электрическая мощность ПТ должна быть не ниже 308 кВт. Согласно п. 7.11.7 СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006 [53] электростанция собственных нужд должна проектироваться на площадке компрессорной станции с возможностью ее расширения и подключения последующих цехов, поэтому для обеспечения собственных нужд КС электрическая мощность ПТ принята равной 500 кВт.
Проведенный анализ структуры парка ГПА ЕСГ России показал, что общее количество ГПА достигает 4252 шт., из них: 3388 ГПА имеют газотурбинный привод (80%); 701 ГПА с электроприводом (16%); 163 ГПА с газомотокомпрессорным приводом (4%).
Построенное распределение количества z ГТУ в зависимости от типа ГТУ показало, что широкое использование для привода ГПА получили следующие ГТУ: ГТК-10 (646 шт.); НК-16СТ (618 шт.); НК-12СТ (322 шт.); ДР-59Л(268 шт.). Из распределения следует, что для ГПА с газотурбинным приводом используются в основном ГТУ отечественного производства.
Наиболее значительной располагаемой тепловой мощностью обладают типы ГТУ: ГТК-10 (23664 МВт) и НК-16СТ (20541 МВт). Это объясняется количественным преобладанием этих типов ГПА в общей структуре парка ГПА ЕСГ России.
Проведен анализ суммарной величины располагаемой тепловой мощности уходящих газов всех рассмотренных ГТУ ЕСГ России, которая составила 87.9 ГВт. На основе проведенного анализа можно сделать вывод, что в ЕСГ России имеется значительные возможности в области энергосбережения и повышения энергоэффективности.
Анализ распределения годовых мощностей выбросов NOX, CO2, CO, CH4 показал, что наиболее значительные мощности выбросов исходят от следующих типов ГТУ: - по NOX от ГТК-10 (289897 т/год), НК-16СТ (175403 т/год), ДР-59 Л (46061 т/год), ГТН-25 (34986 т/год); - по CO2 от НК-16СТ (62720 тыс. т/год), ГТК-10 (38581 тыс. т/год), ДР-59 Л (17202 тыс. т/год), НК-12СТ (14905 тыс. т/год); - по CO от НК-16СТ (556418 т/год), ГТК-10 (241004 т/год), НК-12СТ (71590 т/год), ДГ-90 Л (58952 т/год); - по CH4 от НК-16СТ (556418 т/год), ГТК-10 (241004 т/год), НК-12СТ (71590 т/год), ДР-59 Л (1572 т/год).
Это объясняется количественным преобладанием в структуре парка ГПА и техническими характеристиками ГТК-10, НК-16СТ, НК-12СТ, ДР-59Л.
На основе анализа годового электропотребления КС «СЕВЕРНАЯ» определены денежные затраты (3 975 276 руб. за 2012 год) на покупку электроэнергии и фактическая средняя потребленная электрическая энергия КС за 1 час: - 308 кВт в зимний период (декабрь-февраль); - 131 кВт в летний период (июнь-август). Обоснован выбор электрической мощности ПТ в 500 кВт.
В состав установки Taurus 60 s входит единая опорная рама, на которой установлены: газотурбинный двигатель, турбогенератор (для GS) или компрессор (для CS), редуктор (для GS), цифровая автоматическая микропроцессорная система управления Turbotronic, специальное пусковое устройство, топливная система, единая система смазки, легкосборное укрытие (контейнер), агрегаты и узлы для входного устройства (радиальное) и для выпуска отработавших газов двигателя (осевое или радиальное).
Taurus 60 выпускается в трех вариантах: GS — одновальная энергетическая ГТУ с редуктором, CS — двухвальная ГТУ для газоперекачивающих агрегатов и MD — двухвальная ГТУ для привода насосов. Полностью укомплектованная и собранная Taurus 60 проходит комплексные контрольно-сдаточные испытания на заводе-изготовителе. Установка с малоэмиссионной камерой сгорания имеет обозначение Taurus 60 S.
Газотурбинный двигатель промышленного назначения собственной разработки имеет 12-ступенчатый осевой компрессор с поворотными регулируемыми направляющими аппаратами первых трех ступеней. Камера сгорания кольцевая прямоточная обычного типа или малоэмиссионная (обедненная смесь топлива с предварительным смешением — система SoLoNOx). Турбина — трехступенчатая (GS), реактивная, сопловой аппарат первой ступени турбины — охлаждаемый.
Общее количество выпущенных ГТУ Taurus 60 более 1490 шт. Установки размещены практически во всех странах мира, суммарная их наработка более 71,5 млн час. Подавляющее большинство установлено в США и Канаде. В России 24 шт., в Азербайджане 4 шт., в Украине 2 шт.
Тепловая схема ГТУ с охлаждаемой высокотемпературной турбиной
В условиях эксплуатации, из-за непостоянства температуры окружающей среды, температура и расход уходящих газов ГТУ могут часто меняться, что оказывает влияние на параметры КУ и соответственно на параметры ГПУ [66, c. 299].
Начальная температура пара t0 находится в прямой зависимости от температуры уходящих газов на входе в КУ. Разница между температурой уходящих газов на входе в КУ и начальной температурой пара t0 обычно составляет 30-50 C. В свою очередь от начальной температуры и давления пара зависят следующие параметры КУ и ПТ: мощность ПТ, расход пара, площадь поверхности нагрева КУ, влажность пара за последней ступенью ПТ и температура уходящих газов за КУ.
При известных параметрах уходящих газов ГТУ, параметрах пара перед ПТ, температурой питательной воды может быть проведен расчет КУ, целью которого является определение параметров пароводяного рабочего тела и уходящих газов по тракту КУ и количества теплоты, передаваемой в отдельных элементах КУ, что позволяет определить общую площадь нагрева КУ.
По результатам проведенных расчетов ГПУ (таблицы 1-3 приложения 4) построены зависимости: N = f(t ),G = f(t ),ivv = f(t ),6LV = f(t ), у = f(t ) представленные на рисунке 4.6. Из рисунка видно, что понижение температуры окружающей среды с плюс 15 C до минус 15 C в диапазоне начального давления от 10 бар до 150 бар приводит к снижению мощности ПТ на 14,7-14,8%, снижению расхода пара на 14,8-14,7%, снижению площади поверхности КУ на 14,8-15%. Температура уходящих газов остается постоянной при изменении температуры окружающей среды и зависит только от начального давления пара. Это объясняется поддержанием постоянной температуры t3 продуктов сгорания
перед СТ. Степень влажности пара также остается постоянной и зависит только от начального давления пара.
По мере снижения начального давления P0 с 150 бар до 56 бар достигает минимального (нулевого) значения. Это значит, что в указанном диапазоне начальных давлений пара исключается эрозия рабочих лопаток ПТ. При этом мощность ПТ Nэ достигает максимальных значений.
Влияние минимального температурного напора на холодном конце испарителя котла-утилизатора на показатели ГПУ По результатам проведенных расчетов ГПУ (таблицы 7-9 приложения 3) построены зависимости: N = f(At ),G = f(At ),F = f(At ), ,y=f(At ) По мере снижения начального давления Ро с 150 бар до 60 бар (при AtHcn =10С), 58 бар (при AtHcn =20 С) и 50 бар (при AtHcn =30 С), мощность ПТ N3 приближается к максимальным значениям: 1317 кВт, 1252кВт, 1190 кВт соответственно. Вне зависимости от AtHcn влажность пара за ПТ приобретает минимальное (нулевое) значение при Ро=56 бар.
Влияние относительного внутреннего КПД паровой турбины на показатели ГПУ По результатам расчетов ГПУ (см. таблицы 10-12 приложения 4) построены зависимости: N = fin .), у = f(n ) представленные на рисунке 4.9. Из рисунка видно, что понижение относительного внутреннего КПД ГОІ ПТ, в диапазоне начального давления Ро от 10 бар до 150 бар приводит в среднем к снижению мощности N3 ПТ на 10%.
Оребрение трубчатых теплопередающих поверхностей обеспечивает интенсификацию теплопередачи и способствует компактности теплообменного аппарата. Существует большое число способов наружного оребрения. Исходя из условия перекрестного движения теплоносителей, выбран тип трубки с дисковыми ребрами. На рисунке 4.10 представлен элемент оребренной металлической трубки с геометрическими характеристиками.
Расчет тепловой схемы ГПУ по программе GateCycle и по программе морского технического университета
Для рассмотренных тепловых схем ГПУ при одинаковой электрической мощности ПТ в 500 кВт расход пентанового рабочего тела составил 6,2 кг/c, а пароводяного 0,91 кг/c, что в 6,81 раз больше. При этом доля расхода уходящих газов направляемы в КУ в случае применения пентана меньше (для пентана 35% , для воды 41,8% ), а также ниже температура уходящих газов на выходе из КУ (для пентана 141 оС, а для воды 218 оС).
В случае пентановой ГПУ, за счет применения термического масла АМТ-300Т в промежуточном контуре, существенно сокращается площадь нагрева КУ, которая составила 79 м2, (в случае применения воды 134 м2). Кроме того, сокращается аэродинамическое сопротивление КУ до 164 Па ( в случае применения воды 1023 Па), что в свою очередь снижает влияние КУ на рабочие и режимные характеристики ГТУ.
Фактором, создающим благоприятные условия функционирования лопаток рабочих колес, являются сравнительно низкая температура на входе в турбину. Для пентана температура пара на входе в ПТ равна 180 оС ( для воды 457 оС). При такой температуре еще не проявляется явление ползучести, поэтому время нахождения лопаток под нагрузкой не оказывает влияния на прочностные характеристики их материалов, и следовательно могут применяться более дешевые материалы деталей ПТ. Кроме того, значительно сокращается время пуска ПТ, исчезают понятия пуска из горячего и неостывшего состояния, быстрее происходит прогрев деталей корпуса ПТ до номинальной температуры.
Как показали ранее построенные t,s— диаграммы органического цикла Ренкина (рисунок 5.3) у рассмотренных ОРТ пограничная кривая пара в t,s координатах имеет положительный наклон, поэтому процесс расширения заканчивается в области перегретого пара, что исключает, в отличие от турбин водяного пара, возможность появления конденсата в конце процесса расширения и соответствующие потери энергии, а также эрозию лопаток рабочих колес.
Из анализа ранее построенных процессов расширения пара в h,s- диаграмма (рисунки 5.4 и рисунок 4.13) для рассмотренных ОРТ и воды, а также из анализа таблицы 6.1 следует, что в отличие от водяного пара процесс расширения в турбине, для рассматриваемых ОРТ, идет при малом значении изоэнтропийного теплоперепада энтальпии. Так для пентана использованный теплоперепад равен 93 кДж/кг, а для воды 635 кДж/кг, т.е. теплоперепад для воды в 6,8 раза больше. Это позволяет выполнить турбину одноступенчатой, что существенно упрощает конструкцию турбины и снижает капитальные затраты на ее изготовление по сравнению с многоступенчатыми турбинами водяного пара.
Из таблицы 6.2 видно, что в сравнении с водой рассмотренные ОРТ характеризуются низкой температурой в тройной точке. Таким образом, полностью исключается возможность разрушения трубопроводов при отрицательных значения температуры окружающей среды и соответственно повышается надежность работы ГКС.
Сравнительно низкое давление пара пентана 2,5 МПа на входе в ПТ упрощает создание агрегатов для паротурбинной установки, в том числе и турбин, и снижает их металлоемкость. Кроме того, использование воды требует сложной системы химводоподготовки, а также наличие в схеме барабана, и деаэрационной установки, все это отсутствует в случае использования ОРТ.
Установки в которых применяется в качестве рабочего тела применяется вода имеют удовлетворительные технико-экономические при верхней температуре цикла в диапазоне от 547 C до 650 C [80, c. 20]. Повышение начальное температуры пара всегда приводит к увеличению абсолютного КПД цикла [44, c. 19]. С учетом того что, для организации достаточно интенсивного теплообмена в котлах-утилизаторах температурный напор должен быть порядка 50 C, то уходящие газы с температурой меньше 497 C использовать нельзя. По этой причине для достижения приемлемых технико-экономических показателей установок уходящие газы необходимо подвергать предварительному нагреву, что влечет за собой дополнительный расход топлива и введение в тепловую схему дополнительного элемента— камеры дожигания [66, с. 84].
