9. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПГУ
Этот этап расчета позволяет определить влияние любого изменяемого параметра режима работы ПГУ на топливные затраты. Таким образом, можно анализировать целесообразность внедрения технического решения, оценивать экономию топлива и определять срок окупаемости оборудования ПГУ.
Таблица 5. Сводка технико-экономических показателей утилизационной ПГУ
|
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Способ определения |
|
|
1 |
Относительный внутренний КПД ГТ с учетом охлаждения проточной части |
зOI ГТ |
зOI ГТ = (?т)ОХЛ / ?т t |
|
|
2 |
Электрическая мощность газовой турбины, кВт |
NЭ ГТ |
NЭ ГТУ + NI К |
|
|
3 |
Внутренняя мощность газовой турбины, кВт |
Ni ГТ |
NЭ ГТ /(з М ГТ•з Г ГТ) |
|
|
4 |
Абсолютный (термический) КПД обратимого цикла ГТУ |
зtГТУ |
[(h3 - h4 t) - (h2 t - h1)] / (h3 - h2 t) |
|
|
5 |
Относительный внутренний КПД необратимого (реального) цикла ГТУ |
зi ГТУ |
[(h3 - h4 t) • зOI ГТ - (h2 t - h1) / зOI К] / [h3 - h2) / зКС] |
|
|
6 |
Относительный эффективный КПД ГТУ |
з ОЕ ГТУ |
зi ГТУ • з М ГТУ |
|
|
7 |
Относительный электрический КПД ГТУ |
зОЭГТУ |
зiГТУ•з М ГТУ•з Г ГТУ |
|
|
8 |
Удельный расход условного топлива на ГТУ, г / (кВт•ч) |
(bТГТУ)У.Т. |
3600 • (BУ.Т. • 1000)/ NЭ ГТУ |
|
|
9 |
Коэффициент полезной работы (мощности) ГТУ |
ц |
NЭ ГТУ / NI ГТ |
|
|
10 |
КПД котла-утилизатора (коэффициент утилизации тепла уходящих газов ГТУ) |
КУ |
(IД - I УХ) / (IД - I Г НВ) |
|
|
11 |
Внутренняя мощность паровой турбины, кВт |
NiПТ |
D0 ВД • Hi1-14 + D СМ • Hi15-19 + 2 • (D0ЦНД/2) • HiЦНД |
|
|
12 |
Электрическая мощность ПТУ (мощность на клеммах генератора), кВт |
NЭПТУ |
NiПТ • М • ЭГ |
|
|
13 |
Абсолютный электрический КПД ПТУ |
ЭПТУ |
NЭПТУ / QКУ |
|
|
14 |
Абсолютный электрический КПД паросиловой установки (КУ + ПТУ) |
ЭПСУ |
ЭПТУ • КУ |
|
|
15 |
Степень бинарности цикла ПГУ |
(QКС1 + QКС2)/(QКС1 + QКС2 + Q1 КУ) |
||
|
16 |
Электрическая мощность ПГУ, кВт |
NЭ ПГУ |
2ЧNЭГТУ + NЭ ПТУ |
|
|
17 |
Расход электроэнергии на с. н., кВт |
NСНПГУ |
0,0155 • NЭПГУ |
|
|
18 |
Абсолютный электрический КПД ПГУ (брутто) |
(ЭПГУ)БР |
NЭПГУ / [(NO КС 1 + NO КС 2) / КУ] |
|
|
19 |
Абсолютный электрический КПД ПГУ (нетто) |
(ЭПГУ)Н |
(NЭПГУ - NСНПГУ)/ [(NO КС 1 + NO КС 2) / КУ] |
|
|
20 |
Удельный расход усл. топлива на ПГУ, г/(кВт•ч) |
(bТПТУ)У.Т. |
122,8 / (ЭПГУ)Н где Q У.Т. = 29300 кДж/кг |
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). Под ред. Н.В. Кузнецова и др., М., «Энергия», 1973. - 296с.
2. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов. Справочник. - 4-е изд., перераб./ С.Л. Ривкин. - М.: «Энергоатомиздат», 1987. - 288 с.
3. Касилов В.Ф. Справочное пособие по гидродинамике для теплоэнергетиков/ В.Ф. Касилов,-М.: Издательство МЭИ, 2000 - 272 с.
4. Основы практической теории горения: учебное пособие для студентов высших учебных заведений/ под ред. В.В. Померанцева. - Л.: Энергия, 1973. - 264 с.
5. Талантов А.В. Горение в потоке/А.В. Талантов. - М.: Машиностроение, 1978. - 159 с.
6. Лариков Н.Н. Теплотехника: учеб. для вузов - 3-е изд., перераб. и доп./ Н.Н. Лариков. - М.: Стройиздат, 1985. - 432 с.
7. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 для ПГУ-325. Руководство по эксплуатации. Ч. 1. Описание и работа (097108000 РЭ)/ НПК «Зоря»- «Машпроект». 2004. - 72 с.
8. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 для ПГУ-325.Использование по назначению. Ч. 2. Описание и работа (097108000 РЭ1)/ НПК «Зоря»- «Машпроект». 2004. - 72 с.
9. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 для ПГУ-325. Техническое обслуживание, хранение, транспортирование,. Ч. 3. Описание и работа (097108000 РЭ2)/ НПК «Зоря»- «Машпроект». 2004. - 72 с.
10. В71107-02РР. Изделие ГТГ-110. Расчет режима номинальной мощности и статические характеристики ГТГ-110, уточненный НПО «Машпроект». 1991. - 52 с.
11. Производственная инструкция по эксплуатации ГТЭ-110/ ОАО «Испытательный стенд Ивановской ГРЭС», г. Комсомольск. ОАО «Ивановские ПГУ». 2005. - 175 с.
12. Котел-утилизатор паровой Е-155/35-7,2/0,7-501/231 (П-88) для ПГУ-325 ОАО «Ивановские ПГУ». Инструкция по эксплуатации. ОАО "Испытательный стенд Ивановской ГРЭС", г. Комсомольск. ОАО «Ивановские ПГУ». 2005. - 36 с.
13. РТМ 24.020.17-73. Методика аэродинамического расчета проточной части осевого компрессора для стационарных установок. - М.: Мин-во тяж., энерг. и трансп. Машиностроения, 1973.
14. Александров А.А. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок: учебное пособие для вузов/ А.А. Александров. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 158 с.
15. Пчелкин Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей/ Ю.М. Пчелкин. - М.: Машиностроение. 1984.
16. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С.В. Цанева.- М.: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с.
17. Ольховский Г.Г. Энергетические котлотурбинные установки/ Г.Г. Ольховский. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
18. Производственная инструкция по эксплуатации газового хозяйства ОАО «Ивановские ПГУ», г. Комсомольск. ОАО «Ивановские ПГУ» 2006 - 58 с.
19. НТП-ГТ-2000. Нормы технологического проектирования электростанций с газотурбинными парогазовыми установками. М., РАО «ЕЭС России». 2000 - 94 с.
20. ВНТП 81. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. М., Минэнерго СССР. 1981. - 65с.
21. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Издательство МЭИ, 2003.
22. Костюк А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций: учебник для вузов - 2-е изд. перераб и дополн./ А.Г. Костюк [и др.]; под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: Издательство МЭИ, 2001 - 488 с.
23. Турбина паровая К-110-6,5 для ПГУ-325. Расчетно-справочные данные (8600001 РР 0201) ЛМЗ - СПб. 2006 - 21 с.
24. Трухний А.Д., Петрунин С.В. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: Метод. пособие по курсу «Энергетические установки». - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 24 с.
25. Руководящие указания по тепловому расчету поверхностных конденсаторов мощных турбин тепловых и атомных электростанций - М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.
26. Бродов Ю.М. Конденсационные установки паровых турбин: учебное пособие для вузов/ Ю.М. Бродов, Р.З. Савельев. - М.: Энергоатомиздат, 1994.
27. Тепловые и атомные электростанции: справочник, под общей редакцией чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2003 - 645 с..6 - ил. - (Теплотехника и теплоэнергетика; Кн. 3).
28. РТМ 108.022.11-83. Установки газотурбинные и парогазовые. Расчет и проектирование камер сгорания. Л.: НПО ЦКТИ, 1984.
29. Елисеев Ю.С. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок/ Ю.С. Елисеев [и др.]. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000.
30. Конденсатор 110КП-10000-1. Руководство по эксплуатации (1456609 РЭ). - СПб: ОАО «Ленинградский металлический завод», 2005. - 20 с.
31. Методические основы определения энергетических показателей парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами / В.Д. Буров, СВ. Цанев, А.П. Дудко и др. // Вестник МЭИ. - 1999. - № 4. - С.35 - 40.
32. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев и др. М.: Издательство МЭИ, 2000.
33. Соколов В.С. Газотурбинные установки/ В.С. Соколов. - М.: Высшая школа, 1986.
34. Рыжкин, В.Я. Тепловые схемы и показатели газотурбинных и парогазовых электростанций: учебное пособие по курсу «Тепловые и атомные электростанции»/ В. Я. Рыжкин, С.В. Цанев. - М.: Издательство МЭИ, 1980. - 28 с.
35. Методические указания по составлению энергетических характеристик оборудования и определению расчетных удельных расходов топлива газотурбинных электростанций МУ 34-70-072-84/ Утв. Главтехупр. Минэнерго СССР 28.05.84. Разраб. ПО Союзтехэнерго. Срок действия установлен с 01.11.84 - М.: СПО «Союзтехэнерго», 1985.
36. СО 34.30.106-00 (РД 153-34.1-39.106-00). Правила технической эксплуатации газового хозяйства газотурбинных и парогазовых установок тепловых электростанций/ Утв. РАО «ЕЭС России» 28.04.00; Разраб. РАО «ЕЭС России», Горгостехнадзор России, НТЦ «Промышленная безопасность», АО «Теплоэнергопроект», АО «Фирма ОРГРЭС», АО «ВТИ»: Срок действия установлен с 01.03.2001.- М.:СПО ОРГРЭС, 2001. - 87 с.
37. Итинская, Н.И. Топлива, масла и технические жидкости: справочник. - 2-е изд. перераб. и дополн./ Н.И. Итинская, Н.А. Кузнецов.- М.: Агропромиздат, 1989. - 304 с.
38. ГОСТ 23290-78. Установки газотурбинные стационарные. Термины и определения.
39. ГОСТ 21199-82. Установки газотурбинные. Общие технические требования.
40. ОСТ 108022-13-82. Устройства воздухоподготовительные, комплексы для газотурбинных установок.
41. ГОСТ 4.433-86. Установки газотурбинные стационарные. Номенклатура показателей.
42. ГОСТ 27529-87. Установки газотурбинные. Типы. Ряд мощностей.
43. ГОСТ 5542-87. Газы горючие для промышленности и коммунально-бытового назначения. Технические условия.
44. ISO 2314-89. Газовые турбины. Приемочные испытания.
45. ГОСТ 29328-92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия.
46. ISO 3977-1:1997. Установки газотурбинные. Термины и определения.
47. ISO 3977-2:1997. Газовые турбины. Нормальные условия и нормальные характеристики.
48. ISO 3977-9:1999. Газовые турбины. Надежность, готовность, надежность в эксплуатации, безопасность.
49. ГОСТ Р 51852-2001 (ИСО 3977-1). Установки газотурбинные. Термины и определения.
50. ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001. Установки газотурбинные. Методы определения выбросов вредных веществ.
51. ISO 3977-4:2002. Газовые турбины. Топлива и окружающая среда.
52. ИСО 3977-3:2004). Газовые турбины. Требования к проектированию.
53. ГОСТ Р 52200-20004 (ИСО 3977-2-1977). Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели.
54. ISO 19860:2005. Газовые турбины. Требования к системам сбора данных и тренд-мониторинг для газотурбинных установок.
55. РТМ 108.020.22-84. Установки парогазовые стационарные. Методика расчета тепловых схем установок и высоконапорных парогенераторов. - Л.: НПО ЦКТИ, 1985.
56. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Издание официальное. Москва. СПО ОРГРЭС. 2003.
57. В.С. Рабенко, И.В. Будаков, М.А. Алексеев Тепловой расчет двухконтурной установки утилизационного типа. Учебное пособие. ИГЭИ имени В.И. Ленина, 2008.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Алгоритмы вычислений параметров газа по таблицам
Исходные данные.
Сжатие воздуха в компрессоре. Известно значение относительного внутреннего КПД компрессора - зкoi.
Известны давление p1 и температура t1 в начальном состоянии и конечное давление p2. Процесс изоэнтропийный (s1 = s2 = const, т.е., ?s = 0).
Расчет параметров в точке1.
1. Вычисляется фактическое относительное давление:
е1 = p2 / p1. (2.1)
2. По таблицам определяются параметры точки 1 в функции от Т1 (или в функции от t1, что более удобнее):
h1, u1, р01, и 01, s01 = f(t1). (2.2)
3. Вычисляется значение энтропии в точке 1:
s1 = s01 - R • lnp1. (2.3)
4. Удельный объем газа в точке 1 по уравнению Клапейрона-Менделеева:
pv = RT > v1 = RT1 / p1. (2.4)
Расчет параметров в точке 2t.
5. По зависимости:
(p1 / р2)s = const = 1/ е1 = р01 / р02 t
находим
р02 t = р01 • е1. (2.5)
6. По таблицам, интерполяцией, по значению р02t определяем необходимые параметры в точке 2t:
t2t,Т2t, h2t, u2t, и 02t, s02t = f(р02 t). (2.6)
7. Вычисляется фактическое значение энтропии в точке 2t:
?s = s2 - s1 = s02t - s01 - R • ln(p2 / p1) = 0 > s2t = s1,
или по формуле:
s2t = s02t - R • lnp2. (2.7)
8. Удельный объем газа в точке 2t определяется из соотношения:
(v 1 / v 2t)s = const = и 01 / и 02 t > v 2t = v 1 • (и 02 t / и 01),
или по формуле:
v2t = RT2t / p2. (2.8)
Здесь и далее, размерности:
t - 0C; T - K; p - бар; h - кДж/кг; v - м3/ кг;
s - кДж/(кг•К); R - кДж/(кг•К);
Расчет параметров в точке 2.
9. Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре в обратимом процессе:
?к t = h2t - h1. (2.9)
10. Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре в необратимом процессе:
?к = (h2 t - h1) / зкoi. (2.0)
11. Параметры состояния воздуха в конце действительного процесса сжатия.
Энтальпия воздуха в конце сжатия
h2 = h1 + ?к. (2.11)
По таблицам, по h2, интерполируя, находим t2 и s02.
12. Изменение энтропии может быть определено по соотношению
?s = s2 - s1 = s02(Т2) - s01(Т1) - R • ln(p2 / p1)
исходя из следующих соображений.
Учитывая, что в теоретическом адиабатном (обратимом) процессе
?s = s2t - s1 = s02t - s01 - R • ln(p2 / p1) = 0,
а в действительном адиабатном (необратимом) процессе:
?s = s2 - s1 = s02 - s01 - R • ln(p2 / p1),