Содержание к диссертации
Введение
1. Структура топливоснабжения и состояние муниципальных и промышленных теплоисточников г. Омска 12
1.1. Место и роль природного газа в энергетике 12
1.2. Исследование теплоисточников объектов промышленной тепло энергетики и общие замечания по их состоянию 15
1.3. Основные направления в области совершенствования работы существующих промышленно-отопительных котельных 20
1.4. Развитие малой энергетики как возможная альтернатива наращива
нию новых энергетических мощностей 24
1.5. Оценка возможностей получения собственных электрогенерирую-щих мощностей на базе ГТУ и ПТУ 25
1.6. Оценка эффективности реконструкции объектов промышленной теплоэнергетики Омского региона 28
2. Методика поверочного термодинамического расчета стационарной газотурбинной установки 32
2.1. Схемные решения и принцип действия стационарных газотурбинных двигателей 32
2.2. Постановка задачи математического моделирования 35
2.3. T-S и p-v диаграммы для расчета рабочего процесса ГТУ 36
2.4. Метод графической интерполяции для описания совместных режимов работы воздушного компрессора и турбины высокого давления 39
2.5. Принципиальная тепловая схема и особенности эксплуатации моделируемого стационарного газотурбинного агрегата 44
2.6. Потоковый граф газотурбинного агрегата 46
2.7. Методика поверочного термодинамического расчета ГТА при работе на переменном режиме 50
2.8. Определение значений теплоємкостей 68
2.9. Алгоритм решения системы уравнений, отображающих тепловую схему ГТА 70
2.10. Пример расчета стационарной газотурбинной установки Урал-4000 на переменном режиме работы 78
2.11. Коэффициент энергетической эффективности для оценки работы ГТА 82
3. Использование тепла уходящих газов после ГТУ 87
3.1. Постановка задачи 87
3.2 Способы утилизации тепла после ГТУ 88
3.3 Постановка задачи оптимизации при математическом моделировании теплообмена в теплоутилизаторе 92
3.4. Обобщенные зависимости для расчета утилизаторов с различными поверхностями теплообмена 94
3.5. Теплотехническая оптимизация утилизатора 97
3.6. Методика расчета теплоутилизатора с учетом оптимизации средних скоростей греющей и нагреваемой сред 113
3.7. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ малой мощности после реконструкции 116
3.8. Совместная работа газотурбинной установки и котельных агрегатов 119
4. Определение технико-экономических показателей промышленно- отопительной котельной, реконструируемой в ТЭЦ малой мощности 124
4.1. Постановка задачи расчета технико-экономической эффективности применения ГТУ 124
4.2. Графоаналитический метод определения расхода потребляемого топлива и годовой выработки тепловой и электрической энергии от ГТУ 128
4.3. Использование полинома Лагранжа для определения годового расхода топлива и выработки тепловой и электрической энергии 137
4.4. Распределение затрат на топливо, участвующее в выработке тепловой и электрической энергии ГТУ 149
4.5. Определение себестоимости и тарифа на отпуск электрической энергии 151
4.6. Определение себестоимости и тарифа на отпуск тепловой энергии . 156
4.7. Определение срока окупаемости и чистого дисконтированного дохода 164
Основные результаты и выводы 169
Библиографический список
- Исследование теплоисточников объектов промышленной тепло энергетики и общие замечания по их состоянию
- Постановка задачи математического моделирования
- Постановка задачи оптимизации при математическом моделировании теплообмена в теплоутилизаторе
- Графоаналитический метод определения расхода потребляемого топлива и годовой выработки тепловой и электрической энергии от ГТУ
Введение к работе
Актуальность темы.
В 30-х годах XX столетия начала планомерно развиваться централизация производства и распределения электроэнергии и теплоты на основе строительства электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных большой мощности с развитыми электрическими и тепловыми сетями большой протяженности.
Главными аргументами в пользу централизации энергоснабжения стали /22/: снижение удельных капиталовложений, материальных и трудовых затрат, за счет укрупнения мощностей энергоагрегатов и установок в целом; уменьшение удельных расходов топлива на выработку теплоты благодаря более высоким КПД крупных агрегатов; уменьшение удельных расходов топлива на производство электроэнергии за счет комбинированной выработки электроэнергии и теплоты; уменьшение загрязнения воздушного бассейна городов благодаря лучшей организации процессов горения топлива в крупных установках и очистки уходящих дымовых газов.
В настоящее время в структуре производства электроэнергии в России более 90 % приходится на крупные электростанции, крайне неравномерно распределенные по ее территории /4/.
В последние доперестроичные годы наращивание мощностей ТЭЦ производилось за счет ввода крупных агрегатов единичной мощностью 50-250 МВт. Централизация производства электрической и тепловой энергии в конечном итоге имеет следствием: увеличение загрязнения воздушного бассейна пропорционально росту производства электроэнергии в промышленно развитых регионах и областях, и в пределах их территорий - в первую очередь в городах; значительное увеличение протяженности магистральных тепловых сетей и, как следствие, количества крупных аварий в системах теплоснабжения с отключением целых районов.
На современном этапе состояния экономики Россия не в состоянии обеспечить бюджетное финансирование долгосрочных программ разработки и внедрения больших серий энергоблоков новых типов. Зарождающиеся коммерческие структуры также не могут (или не имеют стимулов) финансировать капиталоемкие долгосрочные программы. Что касается иностранных инвесторов, то они с большой настороженностью относятся к крупным проектам в электроэнергетике России и согласны участвовать только в краткосрочных, реализуемых в 3-5-летние сроки /6,7/.
Эти условия вызывают рост объемов энергооборудования, полностью выработавшего свой ресурс.
Переход к рыночным отношениям между производителями и потребителями электроэнергии, ставшее реальностью многократное повышение тарифов на электроэнергию в условиях монопольного ее производства, когда каждое предприятие-потребитель электроэнергии является полностью зависимым от объединенной электроэнергетической системы (ОЭЭС), усугубляет ситуацию.
Таким образом, есть все основания полагать, что ситуация с электроснабжением в стране в ближайшие годы с развитием промышленного производства может стать критической. Резкое сокращение вводов мощностей на АЭС и ГЭС, объективная необходимость оздоровления экологической обстановки в стране — все это крайне осложняет задачу надежного и эффективного электро-, тепло- и топливоснабжения всех производственных отраслей и населения /2/, что в свою очередь может вызвать серьезные трудности в развитии экономики как в общем для страны, так и в отдельности для каждого региона
Поэтому складывающаяся экономическая обстановка в стране делает переход к децентрализованному развитию электроэнергетики практически неизбежным. В условиях постоянно растущего дефицита энергомощностей и, следовательно, электроэнергии потребители будут заинтересованы в создании собственных электрогенерирующих мощностей малой и средней мощности.
Анализ реальных путей конвертирования промышленности свидетельствует о возможности обеспечения электроэнергетики России высокоавтоматизированными малогабаритными энергетическими установками малой и средней мощности с благоприятными экологическими характеристиками. Такие установки выпускаются на отечественных заводах-изготовителях авиационных, судовых и танковых двигателей, прошедших конверсию для выпуска стационарных ГТУ /2,17,19/.
Использование этих установок для энергоснабжения промышленности, коммунального и сельского хозяйства может стать более эффективным, чем сооружение новых электростанций большой мощности.
Строительство небольших электростанций в различных районах, максимально приближенных к потребителю, позволяет максимально сбалансировать производство и потребление электроэнергии в пределах существующих территорий промышленных объектов, жилых районов и административных центров.
Как показывает анализ структуры топливно-энергетических ресурсов, в обозримой перспективе, т. е. в ближайшие 20-30 лет (а возможно, и до середины XXI века), основным видом топлива для энергообъектов останется органическое топливо /1, 21. Следует отметить, что после 1975 г. непрерывно возрастало потребление природного газа, на долю которого в структуре топливно-энергетического баланса в 1987 г. приходилось 47%. Удельный вес нефтяного топлива уже к 1987 г. несколько сократился и составил 21,7% 121.
Появление в топливном балансе страны огромных количеств природного и попутного газов вносит серьезные изменения в господствующие представления о путях развития энергетики промышленных предприятий и городов.
В связи с увеличением в структуре топливного баланса доли газа, создаются благоприятные условия для широкого развития комбинированного производства тепла и электроэнергии на ГТУ-ТЭЦ с применением новой техники в виде газотурбинных энергетических установок/1,5/.
Это направление еще не получило должного значения, в широких кругах энергетиков, хотя на нефте- и газодобывающих предприятиях уже в настоящее время получили широкое распространение энергоустановки на базе авиационных, судовых и танковых двигателей. Однако значительная часть этих установок не оснащена теплоутилизаторами, в то время как близлежащие населенные пункты и технологическое оборудование используют теплоту, производимую в отопительных и промышленных котельных.
Учитывая, что помимо выработки электрической энергии, ГТУ производит и тепловую энергию, необходимо для рационального использования топлива установка оптимального теплоутилизатора в тепловой схеме действующей котельной, реконструируемой в ТЭЦ малой мощности /8/.
При использовании попутного тепла от ГТУ для нужд теплоснабжения, также следует учитывать изменение потребности в тепле для предприятия и теплопотребителей, подключенных к его котельной, в течение года в зависимости от температуры наружного воздуха.
В схемах проектных организаций по использованию газа в теплосиловых установках, имеется тенденция сохранить раздельное производство тепла в котельных и электроэнергии на газотурбинных станциях, с параллельным расходом топлива на их производство. Такое решение само по себе не только не дает экономии топлива в топливном балансе страны, но ведет к большому перерасходу и нерациональному использованию природного газа.
К сожалению, несмотря на большое хозяйственно-экономическое и стратегическое значение вопроса топливообеспечения, внедрение энергосберегающих мероприятий на базе прогрессивных парогазовых технологий сильно задерживается.
Также следует учитывать, что производительность освоенных месторождений природного газа в стране в недалеком будущем начнет сокращаться. Это связано с тем, что представляется невозможным в дальнейшем в периоды освоения новых газовых и газоконденсатных месторождений поддерживать добычу газа на требующемся постоянном уровне. В соответствии с действующими нормативами этот период может продлиться 12-15 лет /3/.
Учитывая все вышеизложенное, можно сделать вывод о целесообразности применения стационарных газотурбинных установках на промышленно-отопительных котельных. В связи с этим появляется задача выбора из существующей номенклатуры газотурбинных установок такой, применительно к данным климатическим условиям и реконструируемой котельной, которая бы окупалась в кратчайшие сроки и приносила максимальную прибыль.
Ни в документации на заводе-изготовителе, ни в технической литературе не приводится такая методика выбора.
Достаточно высокая стоимость таких установок и ограниченный срок службы делают поставленную задачу актуальной.
Цель работы. Исследование эффективности применения отечественных стационарных газотурбинных установок на промышленно-отопительных котельных, реконструируемых в ТЭЦ малой мощности.
Задачи исследования.
Исследование промышленных и муниципальных котельных Омского региона с целью определения возможности реконструкции их в ТЭЦ малой мощности на основе современных ГТУ, выпускаемых отечественными заводами, оценка получения возможной дополнительной электрической мощности.
Разработка методики выбора оптимального газотурбинного агрегата с оптимальным вариантом утилизации тепла после ГТУ, для его применения на существующей котельной с учетом особенностей тепловой схемы и изменением в течение года нагрузки на теплоснабжение.
Разработка технико-экономической модели расчета эффективности реконструкции котельной в ТЭЦ малой мощности при работе как с регулированием отпуска тепла от ГТУ для нужд теплоснабжения, так и при работе ГТУ в течение года в номинальном режиме.
Методика исследования. В основу исследований положены: разрабатываемые модели на основе уравнений термодинамики, тепломассообмена, теплового и массового балансов, гидравлики и определения технико-экономических показателей с дальнейшим решением на ЭВМ методами последовательных итераций; использование в качестве исходных данных графических зависимостей, полученных в результате экспериментальных и теоретических исследований с последующим их преобразованием в аналитические уравнения на основе формул интерполяции.
Достоверность разработанной математической модели поверочного расчета ГТУ качественно подтверждена в результате испытаний на стенде завода-изготовителя с использованием аттестованной измерительной аппаратуры.
Научная новизна.
Выполнено исследование технико-экономических показателей и структуры производства электрической и тепловой энергии на крупных промышленных и муниципальных котельных г. Омска с целью определения возможности реконструкции в ТЭЦ малой мощности на базе ГТУ.
Разработана методика, позволяющая определять эффективность выбираемой стационарной установки для существующей котельной в условиях изменяющегося отпуска тепла на нужды теплоснабжения в течение года.
Создана замкнутая математическая модель поверочного термодинамического расчета стационарного газотурбинного агрегата, позволяющая определять изменение расхода топлива ГТУ при регулировании отпуска тепловой и электрической энергии в зависимости от климатических условий, учитывающая: состав и свойства природного газа; совместные режимы работы воздушного компрессора и приводящей его турбины; изменение состава и теплоемкости продуктов сгорания; гидравлические сопротивления по тракту ГТУ и теплоутилизатора.
Разработан алгоритм и выполнено численное моделирование на ЭВМ динамики работы ГТУ при изменении нагрузки и температуры наружного воздуха с последующим анализом.
Предложен графоаналитический метод и выведено универсальное уравнение для определения отпуска тепловой и электрической энергии от ГТУ и соответствующего им расхода топлива на основе прогнозов стояния температуры наружного воздуха в течение года.
Выполнен анализ различных способов утилизации тепла после ГТУ. Для варианта установки теплоутилизатора на тепловую сеть котельной разработана математическая модель и выполнены расчеты, позволяющие определять оптимальную компоновку оребренного или гладкотрубного теплообменного аппарата.
Создана математическая модель, позволяющая выполнять расчет технико-экономической эффективности реконструкции котельной в ТЭЦ малой мощности при работе как с регулированием отпуска тепла от ГТУ для нужд теплоснабжения, так и при работе ГТУ в течение года только в номинальном режиме.
Для оценки работы ГТА предложен обобщенный критерий, позволяющий комплексно определять эффективность использования энергии в агрегате, с учетом затрат энергии на вспомогательное оборудование ГТА и утилизации тепла.
Практическая ценность исследования заключается в том, что в работе с помощью разработанной методики проведены расчеты, подтверждающие конкурентоспособность энергопродукции теплогенерирующих предприятий Омского региона на рынке тепловой и электрической энергии и перспективность реконструкции промышленно-отопительной котельной в ГТУ-ТЭЦ, как одного из вариантов развития отечественной малой энергетики.
По прогнозным оценкам уже в течение 2005-2010 годов можно получить в Омском регионе дополнительную электрическую мощность на базе теплового потребления на реконструируемых котельных в размере не менее 500 МВт. Современная тенденция роста стоимости электроэнергии и топлива может привести только к возрастанию эффективности комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в том числе на предприятиях малой энергетики.
Исследование теплоисточников объектов промышленной тепло энергетики и общие замечания по их состоянию
В г. Омске создана развитая система централизованного теплоснабжения, осуществляемого следующими предприятиями:
1) ТЭЦ-2,3,4,5,6 входящими в систему ОАО АК ЭиЭ "Омскэнерго" (суммарная установленная мощность порядка 25150 ГДж/ч); ТЭЦ-2 и ТЭЦ-6 работают в режиме котельных;
2) промышленно-отопительными котельными, входящими в состав промышленных предприятий и строительных организаций (суммарная установленная тепловая мощность - свыше 16300 ГДж/ч);
3) отопительными котельными, входящими в состав специализированного муниципального предприятия "Теплокоммунэнерго" (суммарная установленная мощность - свыше 4600 ГДж/ч).
Ориентировочные расчеты показывают, что распределение тепловых нагрузок по городу в горячей воде в 1998-99 гг. оценивалось следующим образом (в процентах): ОАО АКЭиЭ "Омскэнерго" - 68, теплоисточники промышленных предприятий - 26; муниципальные теплоисточники - 5; индивидуальные котельные - 1 /6/.
Из приведенных данных видно, что теплоисточники промышленных предприятий имеют довольно высокую долю в покрытии тепловых нагрузок города и, как следствие, значительную долю в региональном балансе топливопотребления. Как будет показано далее, в большинстве своем котельные установки промышленных и муниципальных предприятий региона работают с низкими технико-экономическими показателями, что требует разработки ряда мероприятий, направленных на повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов.
Обследование ряда объектов промышленной и муниципальной теплоэнергетики г. Омска позволило выявить основные принципиальные замечания, характерные для многих промышленных источников теплоснабжения /14,16/.
1. Теплоисточники промышленных предприятий, как правило, в на стоящее время не имеют генеральных проектировщиков: прежние связи с проектными институтами утрачены, а новые не установлены. Отсутствуют ГИПы, за которыми были бы закреплены теплоисточники и соответствую щие системы теплоснабжения промышленных предприятий. В связи с этим перспектива развития или технического перевооружения объектов тепло энергетики города с учетом технико-экономических требований не опре делена.
В то же время отдельные локальные работы по котельным ведутся без увязки с генеральным проектным институтом, выполняются в ряде случаев неспециализированными организациями на довольно низком техническом уровне, без решения вопросов энергосбережения и охраны окружающей среды. По одной и той же котельной могут выполняться проектные работы различными организациями без увязки между собой.
2. На промышленных предприятиях, как правило, нет должного порядка в хранении, учете проектно-сметной, исполнительной и эксплуатационной документации по объектам теплоэнергетики. Очень трудно, а иногда невозможно отыскать первоначальную документацию. Изменения, связанные с реконструкцией схем и заменой оборудования, не вносятся в архивный экземпляр. Практически не представляется возможным отыскать исполнительную документацию, а тем более акты на производство "скрытых" работ на строительстве объектов теплоэнергетики.
3. За последние 10-12 лет не проводились специальные работы по определению степени морального и физического износа теплоэнергетического оборудования и возможности его замены на более эффективное с внедрением экологических и энергосберегающих технологий.
4. Использование установленной тепловой мощности промышленно-отопительных котельных города находится на низком уровне. На большинстве котельных имеется избыток тепловой мощности, которая в работе не участвует, но отвлекает на себя материальные, финансовые и трудовые ресурсы. В приложении 1 приведены некоторые технико-экономические показатели по существующим крупным котельным "Теплокоммунэнерго" и по котельным промышленных предприятий.
Коэффициент использования установленной тепловой мощности на котельных "Теплокоммунэнерго" доходит до 52,05 % и в среднем равен 20,29 %, для котельных промышленных предприятий этот показатель колеблется от 5,66 % до 28,9 % и в среднем составляет 14,86 %.
5. Тепловые схемы обследованных котельных в основном несовершенны и имеют ряд общих замечаний: не установлены или не работают подогреватели сырой воды перед водоподготовительной установкой, при этом ухудшается технологический режим ВПУ и увеличиваются расходы реагентов на подготовку воды; недостаточен подогрев химочищенной воды перед деаэратором, вследствие чего деаэратор не выполняет свои основные функции по удалению коррозионно-агрессивных газов (кислорода и углекислоты) из деаэрируемой воды;
Постановка задачи математического моделирования
Газотурбинная установка при эксплуатации позволяет получать два вида энергии: электрическую и тепловую. Величина отпущенной электрической мощности в сеть находится в определенной зависимости от величины тепловой мощности.
Для рационального использования в ГТУ тепла продуктов сгорания регулируют расход топлива так, чтобы тепловая мощность ГТУ удовлетворяла требуемой тепловой нагрузке.
Под работой ГТУ на базе теплового потребления будем в дальнейшем понимать работу, при которой в первую очередь получают тепло на теплоснабжение, а вторичный вид энергии - электричество, соответствующее заданной тепловой нагрузке /33/.
Из условий регулирования видно, что при уменьшении тепловой нагрузки, уменьшается и выработанная электрическая энергия /35/, следовательно, уменьшается и экономия от применения ГТУ.
Таким образом, при работе газотурбинной установки на базе теплового потребления, следует поддерживать определенную температуру (рис. 2.2) и расход теплоносителя на выходе. Поэтому необходимо уделять особое внимание режимам работы газотурбинного агрегата (ГТА). Это определяет составляющие себестоимости вырабатываемой электрической и тепловой энергии и общую эффективность ГТА.
Результатом поверочного расчета ГТА на переменном режиме должна стать зависимость, выражающая изменение отпуска тепла и электричества от расхода топлива на входе в камеру сгорания и условий эксплуатации ГТА. Такая зависимость позволит определять затраты и
себестоимость отпущенной тепловой и электрической энергии, а также сроки окупаемости ГТУ при работе на базе теплового потребления. 2.3.T-S и p-v диаграммы для расчета рабочего процесса ГТУ На рисунке 2.2 в T-S и p-v диаграммах изображен рабочий процесс стационарного газотурбинного двигателя /36/.
В т.1 происходит забор атмосферного воздуха с давлением ра и температурой Tj. Сжатие воздуха в компрессоре по линии 1-2 осуществляется в идеальном цикле по адиабате, а по линии 1-2 по политропе в действительном цикле. Как видно из рисунка при сжатии возрастает давление от ра до рг и температура воздуха от Tj до Тг, что осуществляется благодаря подведению удельной работы LKB.
По линии 2-3 к камере сгорания (КС) подводится топливо, чему соответствует увеличение температуры от Тг до Т3 и энтропии. Из-за гидравлических сопротивлений КС происходит падение давления ОТ р2 ДО р3.
Расширение продуктов сгорания в турбине высокого давления (ТВД) по линии 3-4 соответствует идеальному циклу - адиабатическое, по линии 3-4 - политропное действительное. Расширение происходит с получением удельной работы Ьгнд и уменьшением температуры до Т4 и давления до р4 при увеличении энтропии.
Действительное расширение в турбине низкого давления осуществляется по линии 4-5, аналогично 3-4 с уменьшением температуры до Т5, давления до р5 и увеличением энтропии при получении удельной работы LTHa. В случае идеального цикла адиабатное расширение в турбине будет происходить по линии 3-4 -5 /37/. Температура на выходе из газовой турбины Т5 должна соответствовать необходимой температуре нагрева сетевой воды или параметрам пара в парогенераторах.
Температура в т.6 определяется условиями эксплуатации дымовой трубы, и составляет 383 К. Как видно из рисунка 2 температура в т.5 выше температуры в т.6, данному температурному перепаду соответствует тепловая мощность ГТУ определяемая площадью Ь-6-5-с для 1 кг теплоносителя. Данная удельная тепловая мощность используется в утилизаторе.
За счет гидравлического сопротивления утилизатора давление р5 уменьшается до атмосферного ра/37/.
Площадь a-l-6-b - удельная тепловая мощность, безвозвратно выбрасываемая в атмосферу, определяемая условиями эксплуатации дымовой трубы.
Постановка задачи оптимизации при математическом моделировании теплообмена в теплоутилизаторе
Исходя из того, что стоимость теплообменного оборудования, при его установке, зависит от размеров утилизатора и определяется стоимостью удельной поверхности нагрева, необходимо осуществлять его выбор таким образом, чтобы свести затраты к минимуму. Помимо этого теплооб-менный аппарат, должен удовлетворять требованиям эксплуатации: полностью утилизировать тепло, поступающее от ГТУ (до температуры газов на входе в дымовую трубу 383 К); осуществлять нагрев сетевой воды от температуры в трубопроводе обратной воды, до температуры воды в прямом трубопроводе; иметь минимальное гидравлическое сопротивление по газовому тракту.
Исходя из вышеизложенного, необходимо разработать порядок расчета, позволяющий осуществлять выбор теплоутилизирующого устройства для газотурбинных установок с учетом всех вышеописанных условий.
Размеры и гидравлическое сопротивление теплообменного аппарата при передаче заданного количества тепла зависят как от абсолютных значений средних скоростей, так и от их соотношения. При заданном гидравлическом сопротивлении его размеры становятся минимальными только при определенном соотношении между средними скоростями потоков /61/.
Примем за основной показатель, подлежащий оптимизации, поверхность теплообмена, поскольку она наиболее полно отражает связь между эффективностью теплообмена (коэффициентом теплопередачи) и гидродинамическим сопротивлением. С целью определения оптимальных теплотехнических показателей утилизатора ГТА в первую очередь необходимо установить связь между тепловыми и гидрогазодинамическими факторами, характеризующими процесс передачи тепла.
В общем случае установившегося турбулентного движения теплоносителей в трубах и каналах уравнение теплообмена имеет вид /62/: Nu = c0PrkRen, (3.1) или в развернутом виде, где с0 - коэффициент пропорциональности; v - коэффициент кинематической вязкости; а, X, а - коэффициенты температуропроводности, теплопроводности и теплоотдачи; d3 - определяющий размер (эквивалентный диаметр), k, п - числовые коэффициенты.
Из зависимости (3.1) следует, что при заданных температурах на входе и выходе из теплоутилизатора по газовому и водяному тракту, коэффициенты теплоотдачи зависят только от скорости движения теплоносителей и определяющих размеров поверхности теплообмена.
В общем случае развитого турбулентного движения теплоносителей для различных поверхностей нагрева, коэффициент сопротивления технически гладких трубок и каналов определяется /63/: где А и m - коэффициенты, зависящие от выбранного режима движения теплоносителей.
Рассмотрим, с учетом изложенного, задачу по определению минимальной поверхности нагрева соответствующей заданным температурам на входе и выходе из утилизатора, а также его суммарном гидравлическом сопротивлении (7, ,. При этом условии коэффициент теплопередачи в утилизаторе будет зависеть от соотношения между коэффициентом теплоотдачи на его высоко- и низкотемпературных сторонах. Последние, в условиях данной задачи, зависят от соответствующих чисел Рейнольдса, или, что тоже самое, от средних скоростей потоков.
Таким образом, данная задача приводится к определению такого соотношения между средними скоростями теплоносителей, при котором коэффициент теплопередачи достигает максимума (минимум поверхности теплообмена). В связи с этим основным показателем, подлежащим непосредственной оптимизации, будет отношение средних скоростей потоков 0(0 = - , где сон - скорость нагреваемой воды, сог - скорость продуктов сог сгорания.
Условимся все параметры, показатели и понятия, относимые к продуктам сгорания на выходе из газовой турбины обозначать индексом "г", а к потоку нагреваемой сетевой воды - индексом "н". Таким образом данными индексами определяются показатели, характеризующие соответственно тракты низкого и высокого давления или высоко- и низкотемпературные стороны поверхности теплообмена.
На рисунке 3.3 изображены трубчатые теплообменные элементы с гладкотрубной и ребристой поверхностями теплоотдачи. Расчет таких систем можно выполнять по одним и тем же зависимостям /61/.
В выражениях, описывающих тепловые и гидродинамические явления, протекающие в гладкотрубном теплообменном аппарате (ТА), эквивалентные диаметры каналов выражаются через наружный dr и внутренний dH диаметры трубок. Для расчета ребристой поверхности теплообмена в эти выражения необходимо ввести средние диаметры drcp и dHCp, чтобы через них выразить эквивалентные размеры каналов. Исходя из этого, удобно принять такие диаметры, при которых площади поперечных сечений трубок по наружному и внутреннему периметру, были бы равны площадям, подсчитанным по соответствующим средним диаметрам.
Графоаналитический метод определения расхода потребляемого топлива и годовой выработки тепловой и электрической энергии от ГТУ
При удовлетворении от ТЭЦ малой мощности сезонной нагрузки (отопление, вентиляция), а также горячего водоснабжения тепловая нагрузка на выходе из ГТУ изменяются в зависимости от температуры наружного воздуха.
При понижении температуры наружного воздуха увеличивается тепловая нагрузка района. Одновременно должна повышаться температура воды в тепловой сети, а для этого необходимо увеличивать температуру и расход продуктов сгорания на выходе из газовой турбины, используемых для подогрева воды. При расчетной наружной температуре тепловая нагрузка района достигает максимума. Однако длительность стояния наиболее низких температур отопительного периода обычно невелика, поэтому максимальный отпуск теплоты имеет кратковременный характер.
Если тепловая мощность ГТУ выбирается по максимуму тепловой нагрузки, присоединенной к ТЭЦ малой мощности, то годовая длительность использования максимума тепловой мощности после ГТУ мала, так как большую часть года турбина недогружается. В то же время число часов использования максимума электрической мощности теплофикационной турбины должно составлять обычно около 5-6 тыс. ч/год /66/, что приводит к существенному увеличению выработки в годовом производстве электрической энергии. Как следствие из этого часть тепла после ГТУ безвозвратно выбрасывается в атмосферу, что приводит к перерасходу топлива.
Завышение электрической мощности выбираемой ГТУ вызывает также неоправданный перерасход капиталовложений из-за более высокой ее удельной стоимости.
Для уменьшения выработки электрической энергии на базе теплового потребления целесообразно максимум сезонной тепловой нагрузки покрывать теплотой от турбины не полностью, а частично. Часть теплоты целесообразно отпускать непосредственно из котлов.
Максимальный отпуск теплоты от ТЭЦ можно представить как сумму двух слагаемых, Дж/кг: Q2=Nr+QKa, (3.117) где Q2 - расчетная тепловая нагрузка отпускаема потребителю, Дж/кг; N3 - максимальная тепловая мощность газотурбинной установки, Дж/кг; QKa - пиковая тепловая нагрузка, покрываемая непосредственно от котлов.
Для рассмотрения режима работы теплофикационного оборудования, определения тепловой мощности турбины и расчета годового расхода топлива на ТЭЦ малой мощности воспользуемся годовыми графиками продолжительности тепловой нагрузки.
На рисунке 3.6, показывающем график зависимости тепловой нагрузки потребителей от температуры наружного воздуха (a-b-c-d-e-f) и числа часов стояния данной температуры в течение года (a-k-1-m-n-o), обозначим тепловую мощность газотурбинной установки при работе в номинальном режиме (s-r).
Как видно из рисунка 3.6, максимальная располагаемая тепловая мощность турбины равна Nax, располагаемая мощность котлов QKa при расчетной тепловой нагрузке Q2.
При этом тепловая мощность турбины, согласно выполненным расчетам, также изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха. Часть тепловой нагрузки от ТЭЦ малой мощности (площадь а-Ъ-т) покрывается непосредственно из котлов.
При максимальной тепловой нагрузке ТЭЦ, от котлов покрывается значительная часть в тепле. Однако от годового отпуска теплоты ТЭЦ, доля теплоты из котлов, должна быть невелика (отношение площади а-Ь-г к площади a-b-c-d-e-f-p-a).
При наружной температуре tHa тепловая нагрузка ТЭЦ малой мощности равна тепловой мощности турбины NT (т. Ь). При тепловой нагрузке Q NT все тепловое потребление (площадь b-c-d-e-f-u) удовлетворяется теплом от газотурбинной установки. Если не осуществлять регулирование отпуска тепловой мощности от ГТУ, то часть тепла будет безвозвратно выбрасываться в атмосферу (площадь b-c-d-e-s), поскольку под это тепло нет нагрузок.
Как видно из рисунка 6, такое положение имеет место при температурах наружного воздуха t„ t„a. При температурах наружного воздуха tH tHa тепловая нагрузка ТЭЦ малой мощности превышает тепловую мощность теплофикационной турбины Q NT, которая тоже возрастает с уменьшением температуры наружного воздуха. Поэтому для покрытия тепловой нагрузки, кроме теплоты от турбины, используется также теплота непосредственно из котлов. При расчетной наружной температуре tH0 тепловая нагрузка ТЭЦ достигает максимального значения
При этом режиме отдача теплоты от пиковых котлов QKa и ГТУ Nax в тепловую сеть также достигает максимального значения.
На рисунке 3.6, справа нанесен график тепловой нагрузки района по продолжительности (кривая a-k.-1-m-n-o). Ордината любой точки этого графика равна часовой тепловой нагрузке ТЭЦ малой мощности при данной температуре наружного воздуха, а абсцисса - годовой длительности стояния температур наружного воздуха, равных и ниже данной.
Площадь p-a-k-1-m-n-o-p, эквивалентная годовому расходу теплоты, слагается из двух площадей: p-r-k-1-m-n-o-p, эквивалентной годовому расходу теплоты от ГТУ, и r-a-k-r, эквивалентной годовому расходу теплоты из котлов.
Линия r-k получена в результате переноса линии s-r, который осуществлялся следующим образом. Точке Ь\ в левой части рисунка 3.6, соответствует определенное значение тепловой мощности, которое имеет значение и в правой части рисунка (точка к ). Однако тепловая мощность, отпускаемая турбиной, может при данной температуре наружного воздуха t принимать лишь значение обозначенное точкой Ь". Чтобы определить, где будет располагаться данная точка на правой части рисунка, проведем горизонтальную линию из точки Ь". Под точкой к на полученной w горизонтали и будет располагаться искомая точка к", соответствующая числу часов стояния данной наружной температуры n . Очевидно, что при выборе типа и мощности ГТУ, следует определять, какую тепловую мощность может покрывать в течение года турбина и сколько ее требуется для теплопотребителей. Выбор должен осуществляться так, чтобы турбина была максимально загружена в течение года по теплу и, следовательно, вырабатывала соответствующее количество электрической энергии на тепловом потреблении. Площадь Ь-c-d-e-s должна быть минимальна, а площадь r-b-c-d-e-f-p максимальна, чтобы турбина была наиболее загружена.
