Модернизации котельной путем установки ГТУ

метки: Модернизация, Ульяновск, Котельная, Давление, Уравнение, Турбин, Связь, Выход

новых энергосберегающих технологий и инноваций позволит сохранить конкурентоспособность. Сегодня энергоснабжение существенной части промышленных предприятий осуществляется ТЭЦ, производственными или производственно-отопительными котельными. Очевидно, что внедрение новых технологий в этот сектор приведет к удешевлению энергоносителей и как следствие к возрастанию рентабельности промышленных предприятий. Рациональная энергетическая политика в сфере промышленности и энергетики сможет решить поставленную задачу.

17 августа 1999 года в соответствии с постановлением Совета Министров Республики Беларусь №941 «О подготовке народного хозяйства республики к работе в осенне-зимний период 1999/2000 года» Министерством экономики, концерном «Белэнерго» и Госкомэнергосбережением была разработана «Программа развития электрогенерирующих мощностей на основе паротурбинных, газотурбинных и парогазовых установок с созданием мини ТЭЦ в республике в 2000-2005 годах». Целью программы является обеспечение повышения эффективности энергетического производства на базе развития малых ТЭЦ.

С целью использования теряемого теплового перепада пара в котельных программой предусматривается установка модульных турбоагрегатов (противодавленческая паровая турбина — генератор) различной мощности (0,6; 1,5; 3,5 МВт) на начальные параметры пара (13-14 ата) промышленных котлов. Отработанный после турбины пар давлением 2-5 атм должен использоваться на технологические нужды предприятия, либо в целях отопления и горячего водоснабжения.

Оборудование котельных турбинами небольшой мощности позволит:

• повысить надежность электроснабжения котельных, что, в свою очередь, повышает надежность отпуска тепла;

— получить дополнительную электроэнергию практически без увеличения вредного воздействия на окружающую среду. Вследствие того, что ГТУ И ПГУ ТЭЦ отличаются высокими экономическими показателями, программой предусматривается модернизация существующих ТЭЦ. Действительно, относительная выработка на тепловом потреблении на ПГУ ТЭЦ в 2,5 раза больше, а удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию в 1,3 раза меньше по сравнению с паротурбинной ТЭЦ. Срок окупаемости таких установок 3-4 года, а стоимость в 1,5 раза дешевле традиционных ТЭЦ.

В соответствии с программой внедрение парогазовых и газотурбинных технологий в первую очередь следует осуществлять на электростанциях, для которых уже определена целесообразность их внедрения по выполненным проектным и предпроектным разработкам с учетом выбранной площадки, обеспеченности тепловыми потребителями и наличием газообразного топлива.

Разработка производственной программы промышленного предприятия

... основные принципы разработки и показатели производственной программы промышленного предприятия; изложить методологию планирования годового объема работ; разработать полугодовую производственную программу для предприятия ЗАО «Кондитер». Методической основой работы послужили научно-практические публикации российских ...

При заданных тарифах на электроэнергию для промышленных предприятий и стоимости топлива срок окупаемости затрат, связанных с установкой в котельной турбогенераторов, зависит от их эффективности эксплуатации турбогенераторов и числа часов их использования в течение года.

В действующих котельных, в основном, используется природный газ, мазут, печное топливо, также уголь и торф

Для выработки электроэнергии в котельных единичной мощностью 10 Гкал/ч и выше предусматриваются паро- и газотурбинное электрогенерирующее оборудование различных типоразмеров, определенных энергопотенциалом котельных и условиями отпуска тепловой энергии от них.

Модернизация энергетического комплекса республики путем внедрения паротурбинных, газотурбинных технологий, а также ПГУ является перспективной. Она позволяет эффективно использовать энергоресурсы и увеличивает энергетическую защищенность страны. Поскольку Республика Беларусь не располагает достаточными запасами топливно-энергетических ресурсов. За счет собственной энергетической сырьевой базы покрывается около 15% потребности в энергии. На закупку топлива и электрической энергии затрачиваются значительные валютные средства, поэтому энергосбережение является приоритетом государственной политики в решении энергетической проблемы в стране. Очевидно, что от осуществления данной программы зависит дальнейшее развитие не только энергетики и промышленности, но и экономики всего государства.

1. Описание объекта проектирования

1.1 Существующее положение

Одним из основных централизованных источников теплоснабжения правобережной части города Борисова является Борисовский котельный цех №3 Жодинской ТЭЦ. Котельная обеспечивает теплом (горячая вода) промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор города. В настоящее время нагрузки по отпуску тепла в виде пара отсутствуют.

Установленное и находящееся в работе основное оборудование котельного цеха № 3 (РК-3) представлено в таблице 1.1.

Таблица 1.1 — Основное оборудование

Тип оборудования (заводская маркировка) и его станционный номер	Установленная электрическая мощность (МВт) или производитель-ность (т/ч или Гкал/ч)	Давление пара или сетевой воды (кгс/смІ)/ температура (єС)	Год ввода в эксплуатацию	Примечание
Паровые котлы: Е-50-14-ГМ ст. №№ 1, 2 Водогрейные котлы: 2) КВГМ-100 ст. №№ 3, 4	50 т/ч 100 Гкал/ч	14 /197 25/150	1987 1992

Установленная тепловая мощность РК-3 — 257 Гкал/ч.

Теплоносителем для технологического теплоснабжения является насыщенный пар давлением 1,1…1,3 МПа (11…13 кгс/см ² ).

Теплоносителем для систем горячего водоснабжения, отопления и вентиляции является сетевая вода. Сетевая вода из города поступает на сетевые насосы и затем по параллельной схеме направляется на подогреватели сетевой воды и водогрейные котлы.

Расчетный график отпуска тепла 130-70 єС.

Система теплоснабжения — закрытая.

Вспомогательное оборудование котельной включает:

• деаэрационно-питательную установку паровых котлов;
• деаэрационно- подпиточную установку тепловых сетей;
• теплофикационную установку;
• подогреватели сырой и химочищенной воды;
• питательные насосы;
• сетевые насосы;
• насосы рециркуляции сетевой воды;
• двухступенчатуюнатрий-катионитную водопоготовительную установку;
• другое вспомогательное оборудование, обеспечивающее работу котельной.

Установленные котлоагрегаты ст. №№ 1…4 подключены к дымовой трубе высотой 150 м, диаметром устья 6,0 м. Дымососы и вентиляторы котлоагрегатов располагаются вне здания на дымососной площадке.

1.2 Тепловые нагрузки

Расчетные тепловые нагрузки зоны теплоснабжения районной котельной №3 г. Борисова составляют:

• а) отпуск пара 1,3 МПа потребителям — 27,3 т/ч;
• б) отпуск тепла в горячей воде (с учетом потерь в тепловых сетях) — 240,7 Гкал/ч, в том числе горячее водоснабжение — 22,7 Гкал/ч.

Возврат конденсата с производства — до 30 %.

Согласно СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология» и ТКП 45-2.04-43-2006 «Строительная теплотехника. Строительные нормы проектирования» в проекте приняты следующие климатологические данные:

• расчетная температура наружного воздуха для отопления — минус 24 ^о С;

• средняя температура отопительного периода — минус 1 ^о С;

• Продолжительность отопительного периода — 199 суток.

Режим работы котельной круглосуточный. Отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение осуществляется по скорректированному графику 130-70°С. Горячее водоснабжение выполняется по схеме с закрытым водоразбором.

1.3 Технологическое решение по установке генерирующих мощностей

Предусматривается установка основного оборудования, примененного в качестве аналога:

Парогазовая установка ПГУ-65 МВт в составе:

• одна газовая турбина с осевым выхлопом отработанных газов в комплекте с генератором мощностью 45 МВт типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция).

• один паровой котел-утилизатор двух- барабанного типа с встроенным газовым подогревателем конденсата (ГПК), вертикальный, с индивидуальной дымовой трубой, производства ОАО «Машиностроительный завод ЗИО-Подольск» (г.

Подольск, Россия) с вырабатываемыми параметрами пара: Р _н.д. =0,7 МПа и Р_в.д. =8,0 МПа;

• одна паровая конденсационная турбина Т-20-8,0 мощностью 20 МВт производства ОАО «ЛМЗ» (г. Санкт-Петербург, Россия).

Для пусковых операций блока ПГУ-65 МВт предусматривается установка:

• одного парового котла малой мощности типа КП-2,5-0,6 на параметры пара Р=0,6 МПа, с автоматической блочной газо-дизельной горелкой ГБ-2,2, производства ОАО «ГСКБ» (г. Брест).

— За аналог турбины малой мощности принят противодавленческий блочный турбоагрегат типа ТГ-0,75А/0,4 Р13/2 мощностью 0,75 МВт производства ОАО «Силовые машины-КТЗ» (г. Калуга, Россия).

2. Основные технические характеристики устанавливаемого основного оборудования

2.1 Газовая турбина

Газовая турбина типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция) представляет собой одновальную установку стационарной конструкции, заключенную в единый общий корпус, с пятнадцатиступенчатым компрессором, три первых стационарных ступени имеют изменяемую геометрию. Для минимизации утечек через концевые части лопаток между четвертой и пятнадцатой ступенью применены истираемые уплотнения. Кольцевая камера сгорания имеет сварную конструкцию с термоизолирующим покрытием, что снижает уровень теплопередачи и удлиняет срок службы. Трехступенчатая турбина выполнена в виде одного модуля для простоты обслуживания и закреплена на валу компрессора. Предусмотрено охлаждение аэродинамической поверхности лопаток и лопаток направляющего аппарата. Также выполняется охлаждение фланцев статора, что позволяет уменьшить рабочие зазоры и увеличить производительность (КПД).

Холодный конец газовой турбины соединен с генератором через понижающий редуктор, снижающий скорость вращения турбины с 6600 об/мин до 1500…1800 об/мин.

Работа турбины в стандартном исполнении предусматривает сжигание газового и жидкого (дизельного) топлива. Газовая турбина сочетает высокие показатели надёжности и эффективности с низким уровнем вредных выбросов. Горелки с предварительным смешением топлива с воздухом обеспечивают низкий уровень выбросов эмиссии NО _x и СО — не более 15 ppm (parts per million) при сжигании газового топлива и не более 25 ppm при сжигании жидкого (дизельного) топлива, в диапазоне нагрузок от 50 до 100 %.

Турбина выполнена с осевым отводом выхлопных газов.

Собственно турбина, редуктор и генератор поставляется с укрытием в блочном звуко- и термоизолирующем контейнере.

Система комплексной воздухоочистительной установки (КВОУ) снабжена фильтрами и шумоглушителем.

Техническая характеристика представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Техническая характеристика газовой турбины

Номинальная мощность на клеммах электрогенератора, МВт	45
КПД на клеммах генератора в простом цикле, %	37
Степень сжатия	20
Расход воздуха, кг/с	121,2
Расход природного газа, нмі/ч	12х10і
Давление природного газа, МПа	2,7…3,0
Температура газов на выходе, єС	538
Массовый расход выхлопных газов кг/с	130
Частота вращения, об/мин	6600
Уровень звука в одном метре от укрытия ГТУ не превышает, дБА	85
Масса ГТУ, т	90

Газотурбинная установка SGT-800 включает в себя:

• блок газовой турбины;
• генератор;
• возбудитель;
• вспомогательные системы;
• пусковой комплекс;
• систему забора и фильтрации воздуха;
• блок-модуль электротехнического оборудования и системы автоматики;
• системы охлаждения;
• трансформаторное оборудование;
• систему пожаротушения;
• Системы и блоки поставляются заказчику в виде отдельных блок-модулей.

Основные модульные блоки:

• блок-модуль газовой турбины на фундаментной плите;
• блок-модуль генератора-возбудителя;
• блок-модуль системы пуска ГТУ;
• блок-модуль электротехнический и средств КИПиА;
• вспомогательные системы, смонтированные на единой раме;
• система подвода воздуха (комплексная воздухоочистительная система — КВОУ).

Монтаж ГТУ SGT-800 после установки модулей на фундаменты включает в себя установку системы подвода воздуха, охладителя смазочного масла, воздухо-воздушные охладители, воздушного компрессора, комплектного распредустройства и монтаж ограждающих конструкций турбины и генератора. Охладитель смазочного масла устанавливается на опорной конструкции, примыкающей к ограждению турбины. Воздухоохладитель устанавливается на крыше электротехнического блок-модуля.

Генератор воздушного охлаждения и бесщеточный возбудитель оборудованы системой смазки, системой охлаждения, необходимыми приборами контроля, управления и автоматики.

Боковая система коробов забора воздуха направляет отфильтрованный воздух во входящий коллектор компрессора. Коллектор рассчитан на обеспечение эффективного потока воздуха в компрессор. Параллельные щитовые шумоглушители расположены в системе воздухозабора с целью снижения уровня шума.

ГТУ оснащена системой электрозапуска от тиристорного пускового устройства.

Газовая турбина, редуктор и генератор имеют общую систему маслоснабжения. В качестве смазочного масла используется стандартное турбинное минеральное масло.

Модульная конструкция установки, малое количество узлов, долгий срок их службы и доступность при техническом обслуживании обеспечивают длительный межремонтный ресурс и снижают эксплуатационные издержки в целом.

2.2 Котел-утилизатор

Паровой котёл-утилизатор КУ производства ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск» двухбарабанного типа выполнен по двухконтурной схеме с принудительной циркуляцией среды в испарительных контурах. КУ имеет встроенный газовый подогреватель конденсата (ГПК), вертикального исполнения с индивидуальной дымовой трубой.

По ходу газов в котле последовательно расположены поверхности нагрева:

• пароперегреватель высокого давления (ВД) первой ступени;
• пароперегреватель ВД второй ступени;
• испаритель ВД;
• экономайзер ВД второй и третьей ступени;
• пароперегреватель низкого давления (НД);
• испаритель НД;
• экономайзер ВД и НД второй ступени;
• экономайзер НД;
• газовый подогреватель конденсата (ГПК).

Все поверхности нагрева выполнены из спирально-оребренных труб и подвешены к собственному каркасу КУ через промежуточные металлоконструкции. Обшивка котла выполняется из стального профилированного листа.

В комплект заводской поставки КУ входят:

• собственно котел;
• газоход от газовой турбины до котла (включая диффузор);
• устройство шумоглушения, конфузор и газоход до дымовой трубы;
• плотный шибер за КУ;
• газо-водяной теплообменник (ГПК);
• деаэрационно-питательная установка;
• циркуляционные насосы контуров;
• водо-водяной охладитель конденсата и пр.

Техническая характеристика представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Техническая характеристика парового котла-утилизатора

Контур высокого давления:
— производительность по пару, т/ч	59,8
— давление пара на выходе, МПа (абс)	8,0
— температура пара на выходе, єС	490
Контур низкого давления:
— производительность по пару, т/ч	14,5
— давление пара на выходе, МПа	0,7
— температура пара на выходе, єС	221
— теплопроизводительность ГПК, Гкал/ч	7,9
— теплопроизводительность охладителя конденсата, Гкал/ч	7,9
— температура питательной воды для обоих контуров, єС	133
— расход газов через котёл, кг/с	130
Окончание таблицы 2.2
Температура газов:
— на входе в котёл, єС	538
— на выходе из котла, єС	104
— масса котла, т	2525

Конструкция котла и его поставочная блочность обеспечивают проведение монтажа поставочными блоками или с их доукрупнением на месте монтажа.

Конструкция котла также обеспечивает условия для проведения механизированного ремонта его узлов в соответствии с типовыми требованиями.

3. Расчет принципиальной тепловой схемы

3.1 Аннотация

В данном дипломном проекте в качестве теплотехнической системы исследуется парогазовая установка, полученная в результате модернизации котельной №3 г. Борисова. Выполнение теплового расчета производится в определенной последовательности, которая характерна методике математического моделирования технических систем на макроуровне, а именно:

• синтез расчетной технологической схемы системы исследования;
• разработка математической модели исследуемой системы, анализ и уточнение области исследования;
• разработка алгоритма реализации математической модели;
• составление программы на ЭВМ для последующего исследования;
• проведение численного исследования и параметрическая оптимизация исследуемой системы (объекта), анализ полученных результатов.

3.2 Синтез расчетной структуры исследуемого объекта

Определим состав схемы технологической схемы (совокупность элементов), структуру (систем связей между элементами) и совокупность режимных и конструктивных параметров при заданных характеристиках сырьевых потоков и готовой продукции, функции цели и ограничения на параметры.

Существуют различные методы и подходы к синтезу технологических схем. В данном случае на первом этапе задачу синтеза ограничиваем только определением состава элементов и структуры схемы, при этом допускается применение самого простого подхода, используемого в практике традиционного «ручного» проектирования.

На основании информации, полученной в результате предварительного обследования объекта моделирования, формируется его расчетная технологическая схема (рисунок 3.1).

Для реализации каждой стадии технологического процесса подбирается один или несколько технических элементов.

Рисунок 3.1 — Расчетная технологическая схема модернизации районной котельной №3 в г. Борисове:

• I — компрессор;
• II — камера сгорания;
• III — газовая турбина;
• IV,X — электрогенератор;
• V — ступень высокого давления КУ;
• VI — ступень низкого давления КУ;
• VII — газо-водяной подогреватель;
• VIII — ступень высокого давления паровой турбины;
• IX — ступень низкого давления паровой турбины;
• XI — деаэратор;
• XII — точка смешения;
• XIII — конденсатор;
• XIV — подогреватель сетевой воды;
• XV — точка разделения потока конденсата;
• XVI — точка смешения потоков конденсата.

После определения состава технологических элементов устанавливаем и уточняем связи между ними по потокам вещества и энергии, определяются также связи с внешними системами, в том числе с окружающей средой.

Схема включает 16 элементов и 32 связи. Более подробная технологическая схема данной расчётной установки изображена в графической части проекта.

а-б-в-г-а-

Рисунок 3.2 — Термодинамический цикл парогазовой установки:

• а-б-в-г-а — газовый цикл; 1-2456-3789-10-11 — пароводяной цикл

В схеме парогазовой установки, работающей с раздельными потоками продуктов сгорания и водяного пара, воздух, сжатый в компрессоре I, подается в камеру сгорания II, куда также подается топливо (природный газ).

Дымовые газы поступают в газовую турбину, и, воздействуя на лопатки турбины, вырабатывают электроэнергию. Теплота выхлопных газов после газовой турбины используется для подогрева питательной воды, а также для дальнейшего получения пара и его перегрева. Каждое рабочее тело — водяной пар и продукты сгорания топлива — движутся по самостоятельным контурам, и воздействие между ними осуществляется лишь в форме теплообмена.

Электрическая энергия вырабатывается в двух генераторах, приводимых в движение паровой (VIII и IX) и газовой (III) турбинами, при чем часть энергии расходуется на привод компрессора (I).

Пар после паровой турбины попадает в конденсатор (XIII), где конденсируется, затем часть конденсата поступает на подогрев сетевой воды и направляется в деаэратор. С деаэратора конденсат поступает в парогенератор.

3.3 Составление математической модели

Математическая модель объекта может быть представлена в виде совокупности математического описания структуры системы, системы балансовых уравнений (СБУ) элементов системы, системы ограничений на параметры и функции цели.

Графически структуру и связи элементов представим с помощью графа (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 — Граф технологической системы

Выполним кодирование графа с использованием структурной матрицы (таблица 3.1) и матрицы видов связей (таблица 3.2).

Таблица 3.1 — Структурная матрица

№ связи	№ элемента	СУММА
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	XIII	XIV	XV	XVI
1	1																1
2	1		-1														0
3	-1	1															0
4		1															1
5		-1	1														0
6			-1	1													0
7					1												1
8					-1	1											0
9						-1	1										0
10							-1										-1
11											-1	1					0
12					1							-1					0
13						1						-1					0
14					-1			1									0
15						-1			1								0
16								-1	1								0
17								-1	1								0
18									-1	1							0
19									-1				1				0
20													1				1
21													-1				-1
22													-1		1		0
23														1	-1		0
24														-1		1	0
25															-1	1	0
26							1									-1	0
27							-1				1						0
28						-1					1						0
29														1			1
30														-1			-1
31				-1													-1
32										-1							-1

По признаку вида энергоносителя выбираем соответствующие уравнения параметров состояния и характеристик процессов. Все параметры и зависимости между ними рассмотрим соответственно как переменные и функции, заданные на графе. Полное число параметров связей V исследуемой системы заданного типа при общем количестве связей J и числе однопараметрических связей Р составляет:

V = 3J — 2P или V = P + 3N (соответственно J = P + N), (3.1)

где N — число трехпараметрических связей.

Таблица 3.2 -Матрица видов связей

№	Вид энергоносителя
связи	Воздух	Вода	Топливо	Продукты сгорания	Механ. Энергия	Электр. энергия	Теплота	Пар	Потери
1	1
2					1
3	1
4			1
5				1
6					1
7				1
8				1
9				1
10				1
11		1
12		1
13		1
14								1
15								1
16								1
17					1
18					1
19								1
20		1
21		1
22		1
23		1
24		1
25		1
26		1
27		1
28								1
29		1
30		1
31						1
32						1
Параметр	G,P.t	G.P,t	Состав,	Состав,	W	E	Q	G.P,t
связи			G.P,t	G.P,t

На практике возможны варианты теплоносителей и рабочих тел, характеризующиеся и другим числом параметров, например, поток сухого насыщенного пара характеризуется двумя параметрами, поток раствора — четырьмя (расход, температура, давление, концентрация одного из компонентов раствора), поток смеси из n газов — четырьмя и более параметрами (расход, температура, давление, концентрация n-1 компонентов смеси).

хотя в последних двух случаях одному потоку раствора или смеси газов можно противопоставить два или несколько потоков компонентов раствора или смеси. В общем случае полное число параметров смеси, представленной графом, в общем случае можно представить как сумму

(3.2)

где P, L, N, K и H — соответственно количество одно-, двух-, трех-, четырех- и m -параметрических связей в схеме системы.

В дальнейшем будем считать, что материальный состав теплоносителя, или рабочего тела, известен, и реализуемая им связь характеризуется тремя параметрами.

Дополнительно для исследуемой схемы составим матрицу смежности (таблица 3.3), матрицу контуров (таблица 3.4), матрицу процессов (таблица 3.5), которые необходимы для дальнейшего ее анализа.

Таблица 3.3 — Матрица смежности

	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	XIII	XIV	XV	XVI	У
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
I		1															1
II			1														1
III	1			1													2
IV																	0
V						1		1									2
VI							1		1		1						3
VII											1						1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
VIII									1								1
IX										1			1				2
X																	0
XI												1					1
XII					1	1											2
XIII															1		1
XIV																1	1
XV														1		1	2
XVI							1										1

Из матрицы смежности следует, что элементы

Таблица 3.4 — Матрица контуров

№	№ внутренних связей	Ранг контура
контура	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
1	1	1	1																		3
2						1		1												1	3
3						1	1		1			1	1	1			1	1	1		9
4						1	1		1		1		1	1			1	1	1		9
5						1		1		1			1	1			1	1	1		8
6				1		1	1			1			1	1			1	1	1		9
7						1	1		1			1	1	1	1	1		1	1		10
8						1	1		1		1		1	1	1	1		1	1		10
9						1		1		1			1	1	1	1		1	1		9
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
10				1		1	1			1			1	1	1	1		1	1		10
11					1	1		1											1		4
12				1	1	1	1												1		5
13				1		1	1													1	4
Частота связей	1	1	1	4	2	12	8	4	4	4	2	2	8	8	4	4	4	8	10	2

Таблица 3.5 — Матрица процессов

№	№ п/п связи
элемента	1	2	3	4	5
I	1	2	-3
II	3	4	-5
III	5	-2	-6	-7
IV	6	-31
V	7	12	-8	-14
VI	8	13	-9	-15	-28
VII	9	26	-10	-27
VIII	14	-16	-17
IX	15	16	17	-18	-19
X	18	-32
XI	27	28	-11
XII	11	-12	-13
XIII	19	20	-21	-22
XIV	23	29	-24	-30
XV	22	-23	-25
XVI	24	25	-26

Для каждого элемента системы запишем уравнения: энергетического баланса, материальных балансов вещественных потоков. Названные уравнения имеют следующий вид:

• баланса энергии для k -го элемента

; (3.3)

материального баланса для

; (3.4)

где G — расход энергоносителя;

W — мощность электрической или механической связи;

h — энтальпия энергоносителя исходящей () или входящей () связи элемента;

• коэффициент, учитывающий потери связывающего потока в окружающую среду (для входящей связи — это коэффициент теплового, механического или электрического кпд, а для исходящей — обратная названным величина).

Система балансовых уравнений представлена в виде таблицы 3.6

Информационные переменные: G ₁ , G₄ , G₅ , G₁₂ , G_{1 5} , G₂₈ , G_{1 9} , G_{1 3} , G_{1 1} , G₂₀ , G₂₃ , G_{2 9} , G₂₅ , h₁ , h₃ , h₄ , h₅ , h₇ , h₈ , h₁₁ , h_{1 4} , h_{1 5} , h₉ , h_{1 0} , h_{2 7} , h₁₆ , h₁₉ , h_{2 0} , h_{2 1} , h_{2 2} , h29, h24, h30, h26, W2, W6, W31, W17, W18, W32.

Используя выражение (3.5) определим количество независимых переменных R):

R = I — B, (3.5)

где I — количество информационных переменных системы;

• B — количество уравнений в математической модели.

R = I — B = 39 — 23 =16

Причем

I = S + R=3 R = L + K, (3.6)

где S — количество зависимых переменных;

• К — количество независимых регламентируемых переменных;
• L — количество независимых управляемых переменных.

(3.7)

Приведенная система балансовых уравнений выглядит следующим образом:

1) , (3.8)

2) , (3.9)

3) , (3.10)

4) , (3.11)

5) , (3.12)

6) , (3.13)

7) , (3.14)

8) , (3.15)

9) , (3.16)

10) , (3.17)

11) , (3.18)

12) , (3.19)

13) , (3.20)

14) , (3.21)

15) , (3.22)

16) . (3.23)

Перечень параметров математической модели сведем в таблицу 3.7

Таблица 3.7 — Упрощённая матрица функциональных связей

№ уравнения	Нахождение параметра связи	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
		Номер уравнения
		G5	G15	h22	G11	h5	h8	h9	h26	h27	h24	W2	W6	W31	W17	W18	W32
		Обозначение параметра связи
1	G5		1	1	1					1						1	1
2	G15			1			1		1
3	h22								1				1		1
4	G11							1
5	h5		1	1						1
6	h8			1	1
7	h9																1
8	h26			1
9	h27												1
10	h24													1
12	W2	1								1
13	W6									1	1
14	W31										1
15	W17					1	1
16	W18						1					1
17	W32											1
		1	4		5	2	11	6	7	8	9	12	13	14		3	10

Алгоритм поиска последовательности решений уравнений с помощью матрицы функциональных связей представим в следующем виде:

1) производится построчный просмотр матрицы для определения строк, в которых находится только одна независимая переменная. Наличие таких строк означает, что данные переменные могут быть определены в явном виде из соответствующих строкам уравнений (для таблицы 3.8: из уравнения 1 — переменную W ₂ ; из уравнения 2 — переменную W₁₇ ; из уравнения 6 — переменную G₁₁ ; из уравнения 14 — переменную h₂₄ и из уравнения 13- переменную h₂₂ );

2) исключаем эти переменные и уравнения из дальнейшего просмотра. Переходим к пункту 2, делая проверку по числу исключенных переменных (уравнений), если число исключенных уравнений на очередном шаге просмотра равно нулю, то осуществляется переход к пункту 3. Следует отметить, что очередность расчета уравнений (зависимых переменных) определяется очередностью их исключения из дальнейшего поиска;

3) производится просмотр оставшихся столбцов матрицы для выявления переменных, которые могут быть найдены только из одного уравнения. При обнаружении таких переменных соответствующие строки и сами переменные из дальнейшего просмотра исключаются;

4) повторяем операцию пункт 3 до тех пор, пока число таких столбцов не будет равно нулю. После того, как число столбцов, принадлежащих только одной переменной, становится равным нулю, осуществляется переход к пункту 5;

5) оставшиеся в матрице переменные должны определяться путем решения системы из уравнений, не исключенных в предыдущих пунктах. Предварительно определяется соответствие уравнений и переменных, т. е. определяется из какого уравнения можно выразить ту или иную переменную. Далее система уравнений приводится к виду, удобному для ее решения.

6) При выполнении данного дипломного проекта в качестве итогового показателя эффективности сравниваемых вариантов системы принимаем один из энергетических критериев эффективности — КПД.

Задача оптимизации теплотехнической системы в этом случае конкретизируется следующим образом: найти значения параметров технологического процесса, состав элементов оборудования и вид технологической схемы, совокупности которых соответствуют максимуму критерия эффективности.

В данной постановке задания по дипломному проекту ограничиваемся параметрической оптимизацией: найти совокупность значений параметров технологического процесса, которые соответствуют экстремуму целевой функции.

В качестве итоговых критериев эффективности технологической системы выберем: КПД по отпуску электроэнергии , КПД по отпуску тепловой энергии . Функции цели можно записать в виде:

(3.35)

где — удельный расход условного топлива на производство электроэнергии, кг у.т./кВтч

Таблица 3.8- Таблица задаваемых параметров

Наименование параметра:	Пере-менная	Значение	Размерность
Компрессор ГТУ
	Температура воздуха перед компрессором	t1=	20,00	°С
	Температура воздуха после компрессора	t3=	215,87	°С
	Давление воздуха	p1=	0,10	МПа
	Степень сжатия	в=	6,00
	Расход воздуха	v1=	33,20	м3/м3
Продолжение таблицы 3.8
1	2	3	4
	Теплоемкость влажного воздуха до К	cp1=	1,34	кДж/(м3*°С)
	Теплоемкость влажного воздуха после К	cp3=	1,37	кДж/(м3*°С)
	Энтальпия воздуха перед компрессором	h1=	26,82	кДж/м3
	Энтальпия воздуха после компрессора	h3=	295,03	кДж/м3
	Показатель адиабаты	k=	1,40
Камера сгорания ГТУ
	Температура топлива	t4=	20,00	°С
	Физическая энтальпия топлива	h41=	29,70	кДж/м3
	Расход топлива	B4=	3,33	м3/с
	Низшая теплота сгорания топива	Qнр=	34800,00	кДж/м3
	Плотность ПГ при н.у.	спг=	0,77	кДж/м3
Газовая турбина ГТУ
	Давление газа перед турбиной	p5=	0,60	МПа
	Давление газа после турбины	p7=	0,10	МПа
	Температура газа после турбины	t7=	538,00	°С
	Теплоёмкость газа перед турбиной	cp5=		кДж/м3
	Теплоёмкость газа после турбины	cp7=	1,39	кДж/м3
	Энтальпия после турбины	h7=	746,74	кДж/м3
КУ высокого давления
	Расход питательной воды	G12=	16,61	кг/с
	Энтальпия питательной воды	h12=	2733,40	кДж/кг
	Энтальпия острого пара	h14=	3373,80	кДж/кг
КУ низкого давления
	Расход питательной воды	G13=	4,03	кг/с
	Энтальпия питательной воды	h13=	2733,40	кДж/кг
	Доля острого пара на ПТ	µ=	0,90
	Расход пара на турбину	G15=	3,62	кг/с
	Расход пара на деаэратор	G28=	0,40	кг/с
	Энтальпия острого пара	h15=	2890,94	кДж/кг
Дэаэратор
	Энтальпия питательной воды	h11=	2733,40	кДж/кг
Окончание таблицы 3.8
1	2	3	4
Конденсатор
	Теплопроизводительность ОК	Q13=	9195,00	кДж/с
	Давление конденсата	p19=	0,05	МПа
	Энтальпия конденсата после ПТ	h19=	2015,74	кДж/кг
	Теплота конденсации	r=	2432,70	кДж/кг
	Расход воды после К	G19=	20,24	кг/с
Паровая турбина
	Энтальпия пара НД на входе	h15=	2886,30	кДж/кг
Сетевой подогреватель
	Теплопроизводительность СП	Q14=	9195,00	кДж/с
	Доля конденсата на подогрев СВ	г14=	0,50
	Расход конденсата на СП	G23=	10,12	кг/с
Газо-водяной подогреватель
	Температура ДГ на выходе из ГВП	t10=	104,00	°С
	Энтальпия ДГ на выходе из ГВП	h10=	138,00	кДж/м3
Значение коэффициента г1=		0,95
Значение коэффициента г2=		0,96
Значение коэффициента г3=		0,94
Значение коэффициента г4=		0,94
Значение коэффициента г5=		0,92
Значение коэффициента г6=		0,95
Значение коэффициента г7=		0,96
Значение коэффициента г8=		0,95
Значение коэффициента г9=		0,95
Значение коэффициента г16=		0,95

3.4 Разработка алгоритма и его программной реализации для ПЭВМ для анализа системы

После составления математической модели теплотехнической системы можно переходить к параметрической оптимизации. Эта процедура базируются на выполнении трех взаимосвязанных операций:

• выбор допустимых сочетаний значений параметров x ;

• реализация математической модели на ЭВМ;
• расчет функции цели.

Программа разработана в среде Microsoft Office Excel.

3.5 Численное исследование и анализ полученных результатов

Результаты расчета программы сведем в таблицу 3.9:

Таблица 3.9 — Результаты расчетов программы

Задаваемые величины:
Наименование параметра:	Переменная	Размерность	Вар-т 1	Вар-т 2	Вар-т 3	Вар-т 4	Вар-т 5
Компрессор ГТУ
	Температура воздуха до К	t1=	°С	-20,00	-10,00	0,00	10,00	20,00
	Температура воздуха после К	t3=	°С	149,13	165,82	182,50	199,19	215,87
	Давление воздуха	p1=	МПа	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
	Степень сжатия	в=		6,00	6,00	6,00	6,00	6,00
	Расход воздуха	v1=	м3/м3	33,20	33,20	33,20	33,20	33,20
	Теплоемкость влажного воздуха до К	cp1=	кДж/(м3*°С)	1,34	1,34	1,34	1,34	1,34
	Теплоемкость влажного воздуха после К	cp3=	кДж/(м3*°С)	1,36	1,36	1,36	1,36	1,37
	Энтальпия воздуха до К	h1=	кДж/м3	26,73	13,38	0,00	13,40	26,82
	Энтальпия воздуха после К	h3=	кДж/м3	202,43	225,46	248,57	271,76	295,03
	Показатель адиабаты	k=		1,40	1,40	1,40	1,40	1,40
Камера сгорания ГТУ
	Температура топлива	t4=	°С	20,00	20,00	20,00	20,00	20,00
	Физическая энтальпия топлива	h41=	кДж/м3	29,70	29,70	29,70	29,70	29,70
	Расход топлива	B4=	м3/с	3,33	3,33	3,33	3,33	3,33
Продолжение таблицы 3.9
1	2	3	4	5	6	7	8
	Низшая теплота сгорания топива	Qнр=	кДж/м3	34800,00	34800,00	34800,00	34800,00	34800,00
	Плотность ПГ при н.у.	спг=	кДж/м3	0,77	0,77	0,77	0,77	0,77
Газовая турбина ГТУ
	Давление газа перед турбиной	p5=	МПа	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60
	Давление газа после турбины	p7=	МПа	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
	Температура газа после турбины	t7=	°С	538,00	538,00	538,00	538,00	538,00
	Теплоёмкость газа перед турбиной	cp5=	кДж/м3
	Теплоёмкость газа после турбины	cp7=	кДж/м3	1,39	1,39	1,39	1,39	1,39
	Энтальпия после турбины	h7=	кДж/м3	746,74	746,74	746,74	746,74	746,74
КУ высокого давления
	Расход питательной воды	G12=	кг/с	16,61	16,61	16,61	16,61	16,61
	Энтальпия питательной воды	h12=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
	Энтальпия острого пара	h14=	кДж/кг	3373,80	3373,80	3373,80	3373,80	3373,80
КУ низкого давления
	Расход питательной воды	G13=	кг/с	4,03	4,03	4,03	4,03	4,03
	Энтальпия питательной воды	h13=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
	Доля острого пара на ПТ	µ=		0,90	0,90	0,90	0,90	0,90
	Расход пара на турбину	G15=	кг/с	3,62	3,62	3,62	3,62	3,62
	Расход пара на деаэратор	G28=	кг/с	0,40	0,40	0,40	0,40	0,40
	Энтальпия острого пара	h15=	кДж/кг	2890,94	2890,94	2890,94	2890,94	2890,94
Дэаэратор
	Энтальпия питательной воды	h11=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
Конденсатор
	Теплопроизводительность ОК	Q13=	кДж/с	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00
	Давление конденсата	p19=	МПа	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
	Энтальпия конденсаса после ПТ	h19=	кДж/кг	2015,74	2015,74	2015,74	2015,74	2015,74
	Теплота конденсации	r=	кДж/кг	2432,70	2432,70	2432,70	2432,70	2432,70
	Расход воды после К	G19=	кг/с	20,24	20,24	20,24	20,24	20,24
Паровая турбина
	Энтальпия пара НД на входе	h15=	кДж/кг	2886,30	2886,30	2886,30	2886,30	2886,30
Сетевой подогреватель
	Теплопроизводительность СП	Q14=	кДж/с	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00
	Доля конденсата на подогрев СВ	г14=		0,50	0,50	0,50	0,50	0,50
	Расход конденсата на СП	G23=	кг/с	10,12	10,12	10,12	10,12	10,12
Газо-водяной подогреватель
	Температура ДГ на выходе из ГВП	t10=	°С	104,00	104,00	104,00	104,00	104,00
	Энтальпия ДГ на выходе из ГВП	h10=	кДж/м3	138,00	138,00	138,00	138,00	138,00
Продолжение таблицы 3.9
1	2	3	4	5	6	7	8
Значение коэффициента г1=			0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента г2=			0,96	0,96	0,96	0,96	0,96
Значение коэффициента г3=			0,94	0,94	0,94	0,94	0,94
Значение коэффициента г4=			0,94	0,94	0,94	0,94	0,94
Значение коэффициента г5=			0,92	0,92	0,92	0,92	0,92
Значение коэффициента г6=			0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента г7=			0,96	0,96	0,96	0,96	0,96
Значение коэффициента г8=			0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента г9=			0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента г16=			0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Искомые величины
Затраты на привод компрессора ГТУ	W2=	кВт	26513,64	27716,85	28927,10	30144,42	31368,80
Полезный вращающий момент ТНД	W17=	кВт	5218,71	5218,71	5218,71	5218,71	5218,71
Полный расход питательной воды	G11=	кг/с	20,64	20,64	20,64	20,64	20,64
Расход конденсата после отбора на подогрев СВ	G25=	кг/с	10,12	10,12	10,12	10,12	10,12
Расход дымовых газов после КС	G5=	м3/с	113,89	113,89	113,89	113,89	113,89
Энтальпия дымовых газов	h5=	кДж/м3	1517,92	1517,92	1519,58	1519,58	1519,58
Энтальпия дымовых газов после КВД	h8=	кДж/м3	653,34	653,34	653,34	653,34	653,34
Расход острого пара НД на КНД	G15=	кг/с	3,62	3,62	3,62	3,62	3,62
Выработка вращающего момента в турбине ГТУ	W6=	кВт	50939,84	49736,63	48704,87	47487,56	46263,18
Полезная выработка ЭЭ на генераторе	W31=	кВт	47883,45	46752,43	45782,58	44638,30	43487,39
Энтальпия дымовых газов после КНД	h9=	кДж/м3	610,41	610,41	610,41	610,41	610,41
Полезный вращающий момент ТВД	W18=	кВт	19670,13	19670,13	19670,13	19670,13	19670,13
Выработка ЭЭ на генераторе ПСУ	W32=	кВт	18686,62	18686,62	18686,62	18686,62	18686,62
Энтальпия конденсата после конденсатора	h22=	кДж/кг	1561,35	1561,35	1561,35	1561,35	1561,35
Энтальпия конденсата после СП	h24=	кДж/кг	652,58	652,58	652,58	652,58	652,58
Энтальпия конденсата после смешения перед ГВП	h26=	кДж/кг	1051,62	1051,62	1051,62	1051,62	1051,62
Энтальпия конденсата после ГВП	h27=	кДж/кг	3530,81	3530,81	3530,81	3530,81	3530,81
Теплота сгорания условного топлива	Qтут=	кДж/кг	29330,0	29330,0	29330,0	29330,0	29330,0
Удельный расход у.т. на выработку ЭЭ в турбине ГТУ	bээгту=	кг/(кВт*ч)	0,30	0,30	0,31	0,32	0,33
Удельный расход у.т. на выработку ЭЭ комплекса	bээк=	кг/(кВт*ч)	0,21	0,22	0,22	0,22	0,23
КПД по отпуску ЭЭ турбиной ГТУ	зээгту=		0,41	0,40	0,40	0,39	0,38
КПД по отпуску ЭЭ комплексом	зээк=		0,58	0,57	0,56	0,55	0,54

Для критериев эффективности технологической схемы модернизации по данным расчета построим диаграммы зависимости КПД электрической энергии и удельного расхода топлива на выработку 1 кВт*ч электроэнергии:

Рисунок 3.4 — График зависимости электрического КПД ГТУ от температуры окружающей среды

Рисунок 3.5 График зависимости удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии ГТУ

На рисисунках 3.4 и 3.5 представлены диаграмма и график зависимости функции цели (КПД) от одного изменяемого параметра: температуры окружающего воздуха перед компрессором (от -20 до 20 ⁰ С).

Как видно из первого графика (рисунок 3.4) при увеличении температуры окружающего воздуха, КПД снижается. Т.к. при изменении температуры окружающего воздуха будет изменяться 2 ключевых параметра, а именно, затраты на привод компрессора будут увеличиваться, и температура после камеры сгорания тоже будет увеличиваться. В совокупности эти 2 воздействия дают отрицательный эффект на КПД при увеличении температуры окружающего воздуха, и ведет к увеличению удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии (рисунок 3.5).

4. Укрупненный расчет установки генерирующих мощностей

4.1 Описание установки

Процессы, происходящие в подсистеме «ГТУ», показаны в pv- и Ts-диаграммах на рисунке 4.1.

Расчёт сводится к определению удельного, а в последствии, абсолютного расхода дымовых газов ГТУ. Для этого рассчитывается коэффициент избытка воздуха. Параметры воздуха, подаваемого в компрессор, принимаем равными параметрам окружающей среды. Топливо в камеру сгорания подаётся также с параметрами окружающей среды без предварительного сжатия.

Рисунок 4.1 — Изображение цикла ГТУ с изобарным подводом теплоты и необратимыми процессами сжатия и расширения рабочего тела в термодинамических диаграммах

4.2 Расчёт процесса сжатия воздуха в компрессоре

Исходные данные для расчёта процесса сжатия воздуха в компрессоре:

• давление окружающей среды
• температура всасываемого воздуха
• относительный внутренний КПД процесса сжатия в компрессоре
• степень увеличения давления
• КПД привода компрессора
• действительный объём воздуха, подаваемый в компрессор на 1 м ³ топлива ГТУ

Расчёт:

Процесс сжатия воздуха в компрессоре считаем необратимым адиабатным с показателем адиабаты .

Удельная изобарная объёмная теплоёмкость воздуха без влияния температуры

где — универсальная газовая постоянная;

Температура воздуха в конце изоэнтропного сжатия

Действительная температура в конце необратимого адиабатного сжатия

Энтальпия входного потока воздуха, отнесённая к 1м ³ топлива ГТУ

Энтальпия выходного потока воздуха, отнесённая к 1м ³ топлива ГТУ

Удельная работа сжатия воздуха, отнесённая к 1м ³ топлива ГТУ

4.3 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м ³

Приход:

• энергия воздуха, всасываемого в компрессор
• электроэнергия, потребляемая двигателем привода
• суммарный приход энергии

Расход:

• энергия воздуха на выходе из компрессора
• рассеяние энергии в приводе
• суммарный расход энергии

Структура приходной и расходной части энергобаланса представлена на рисунках 4.2 и 4.3.

Рисунок 4.2 — Структура приходной части энергобаланса компрессора

Рисунок 4.3 — Структура расходной части энергобаланса компрессора

4.4 Расчёт камеры сгорания

Исходные данные для расчёта камеры сгорания ГТУ:

Влагосодержание окружающего воздуха .

Объёмный состав топлива (природного газа), подаваемого в камеру сгорания с параметрами окружающей среды t _т =20^о С (таблица 4.1):

Таблица 4.1 — Объёмный состав природного газа