Теплоелектроцентраль з урахуванням турбогвинтового двигуна АІ-20

Міністерство вищої й середнього спеціального образования.

РЕСПУБЛІКИ УЗБЕКИСТАН.

ТАШКЕНТСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНИчЕСКИЙ УНІВЕРСИТЕТ ЇМ. АБУ РАЙХАНА БЕРУНИ.

На правах рукописи.

Умиров Умид Рустамович.

Энергоэкономическая ефективність застосування авіаційних двигунів на.

ТЭС.

Спеціальність: 5А520 104.

«Теплові електричні станции».

Диссертация.

на здобуття ученого ступеня магістра теплоэнергетики Работа розглянута і Науковий керівник допускається до захисту доц. Родимкин С.Е.

_________________ Зав. кафедрою «Теплові Науковий консультант електричні станції» проф. Соколова Л. А. доц. Алімов Х.А. _________________ ____________________ «___"__________2003 г.

Ташкент — 2003.

СОДЕРЖАНИЕ Общая характеристика роботи 3 Запровадження 5 Глава 1. Літературний огляд 9.

1.1. Конвертація авіаційних газотурбінних двигунів для енергетичних цілей 9.

1.2. Електростанції з урахуванням АГТД країн СНД 12.

1.3. Зарубіжні електростанції з авіаційними АГТД 18 Глава 2. Тепловий розрахунок газотурбінної теплоелектроцентралі з урахуванням АГТД 27.

2.1. Опис газотурбінної ТЕЦ з урахуванням АГТД і його принципова теплова схема 27.

2.2. Тепловий розрахунок ГТУ з урахуванням двигуна АІ-20 29.

2.3. Розрахунок газо-водяного подогревателя мережевий води 37.

2.4. Тепловий розрахунок вакуумного деаэратора подпиточной води теплової мережі 43.

2.5. Техніко-економічні показники ГТТЭЦ 44 Глава 3. Станція повного енергопостачання (теплота, електроенергія і холод) з урахуванням конвертованого АГТД 46.

3.1. Особливості створення джерела повного енергопостачання — теплоэлектрохладоцентрали 46.

3.2. Розрахунок теплових потоків абсорбционной бромисто-литиевой холодильної машини 48 Глава 4. Економічна частина 59 Висновки 78 Література 80.

Загальна характеристика работы.

Актуальність роботи. Нині Узбекистан перебуває в шляху побудови правового, демократичної держави з ринковою економікою. У період початку ринкових відносин, усугубившимся розривом зв’язку з іншими республіками колишнього СРСР, необхідністю виходу з економічної кризи, у якому опинився Узбекистан після розпаду СРСР, становище у теплоенергетиці й у енергетичної галузі загалом, характеризується значним фізичним і моральних зносом основного устаткування великих теплових електростанцій (ТЕС) Узбекистану. Це Ташкентська, Навоийская, Ново-Ангренская, Ангренская та інші ТЕС. Усі вони було побудовано в радянський час вже відпрацювали від 25 до 40 лет.

У зв’язку з зазначеними вище причинами якість енергопостачання окремих груп споживачів, особливо промислових з безперервним процесом виробництва, погіршилося, т.к. почастішали випадки аварійних остановов блоків діючих ТЕС. Це спричиняє логічному рішенню, яке зводиться до децентралізації виробництва енергоресурсів (електроенергії, теплоти, а подальшому та холоду), тобто. розташуванню невеликого джерела енергопостачання в безпосередній близькості до потребителя.

Децентралізація енергопостачання виявляється обопільно вигідною для кінцевого споживача, що може бути власником незалежного джерела энергоснабжения.

Однією з способів створення невеликого джерела енергопостачання є конвертування авіаційних двигунів й створення їхній базі блокових станцій заводський готовності. Ефективним виявляється комбіноване виробництво електроенергії з виробленням їхньому базі теплової енергії для потреб теплоснабжения.

Тема дисертації є актуальною через те, що розглядаються питання створення теплоелектроцентралі для невеликого населеного пункту з урахуванням турбогвинтового двигуна АІ-20, і розглянутий варіант створення газотурбінної теплоэлектрохладоцентрали для всіх видів енергії (тепло, холод й електроенергії) з урахуванням авіаційних двигунів. Створення таких установок не потребує великих капіталовкладень і характеризується невеликими термінами окупаемости.

Мета роботи. Метою роботи є підставою обгрунтування можливість створення теплоелектроцентралі з урахуванням авіаційного газотурбінного двигуна, оцінка економічного ефекту від запровадження авіаційних двигунів в енергетику, аналіз можливих шляхів її подальшого розвитку джерел енергопостачання на базі авіадвигунів енергетики Узбекистану з урахуванням соціальноекономічних чинників нашої республики.

Новизна праці полягає у тому, що новий шлях розвитку генеруючих потужностей у Узбекистані, характеризується децентралізацією енерговиробництва шляхом упровадження локальних джерел постачання потребителй енергоресурсами з урахуванням комбінованого виро-бітку виробництва тепла й електроенергії з подальшим розвитком їхнього в джерела повного енергопостачання (теплота, електроенергія і холод) — теплоэлектрохладоцентрали (ТЭХЦ).

Однією з способів створення децентралізованих джерел постачання енергоресурсами є в енергетику Узбекистану газотурбінної технології виробництва енергії з урахуванням конвертованих авіаційних газотурбінних двигунів (АГТД). Діяльність розглянуті питання створення джерела із виробництва тепла з урахуванням АГТД — теплоелектроцентралі (ТЕЦ), і навіть розглянутий думка щодо створенню з урахуванням АГТД газотурбінної ТЭХЦ. Проведено порівняльні економічні розрахунки двох варіантів, котрі виявили переваги створення ТЭХЦ, проти іншими вариантами.

Публікації. По темі справжньої магістерської дисертації було опубліковано 2 статьи.

У Узбекистані галузь енергетики розвивається переважно шляхом збільшення одиничної потужності і параметрів енергоблоків конденсаційних електростанцій (КЭС) (Ангренская, Ташкентська, Навоийская, Тахиаташская, Сырдарьинская, Ново-Ангренская і Талимарджанская ТЕС). Ряд великих промислових регіонів постачається електричної й теплової енергією від теплоелектроцентралей (Ферганська і Мубарекская ТЕЦ, Навоийская ТЕС). Однак великі споживачі (комунально-побутові) забезпечуються теплової енергією переважно від районних котельних, а більшість індивідуальних споживачів навіть у час задовольняються пічним опаленням. Проте, рівень енергоспоживання республіки на свою душу населення 3…10 разів менше, ніж у розвинених странах.

ПРО ІРРАЦІОНАЛЬНОСТІ СЛОЖИВШЕЙСя СТРУКТУРЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИя СВІДЧАТЬ ТАКІ ФАКТЫ:

. ВИРОБЛЕННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА КЭС СОПРОВОЖДАЕТСя.

ТЕХНОЛОГИчЕСКИМИ ПОТЕРяМИ НИЗКОПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ТЕПЛОТИ (T? 30.

°З) У НАВКОЛИШНЮ СЕРЕДУ, СОСТАВЛяЮЩИМИ БІЛЬШЕ 65% ЭНЕРГИИ.

СПАЛЮВАНОГО ТОПЛИВА;

. НА НАГРІВАННЯ ВОДИ ДО 70…120 °З У КОТЛОАГРЕГАТАХ ДЛя ОТОПЛЕНИя И.

ГОРячЕГО ВОДОСНАБЖЕНИя РАСХОДУЕТСя ДЕФІЦИТНИЙ ПРИРОДНИЙ ГАЗ,.

СПАЛЮВАНИЙ З ТЕМПЕРАТУРОЮ ГОРЕНИя? 2000 °C.

КРІМ ТОГО, ЭЛЕКТРОЭНЕРГИя, ВЫРАБАТЫВАЕМАя НА КЭС З КОЕФІЦІЄНТОМ ПЕРВИчНОЙ ЕНЕРГІЇ (КПЭ) 30…35%, ВЛІТКУ У ЗНАчИТЕЛЬНЫХ КОЛИчЕСТВАХ РАСХОДУЕТСя НА ПОБУТОВІ І ПРОМИСЛОВІ КОНДИЦІОНЕРИ, щО ІСТОТНО ЗНИЖУЄ КОНЕчНЫЙ КПЭ ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИя. ТАКАя СИСТЕМА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИя СКЛАЛАСЯ ВНАСЛІДОК ВІДОМЧОЇ РОЗ'ЄДНАНОСТІ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИчЕСКОГО КОМПЛЕКСУ, НИЗКИХ ЦІН НА ПАЛИВО, ОТСУТСТВИя ЗАЦІКАВЛЕНОСТІ ПРОМИСЛОВИХ ПРЕДПРИяТИЙ І ВІДОМСТВ ВО ВНЕДРЕНИИ КОМБІНОВАНИХ ВИРОБНИЦТВ ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ І ТЕПЛОВИЙ ЕНЕРГІЇ З ВИСОКИМ КПЭ (ДО 80…90%).

ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ЭНЕРГЕТИчЕСКОГО ВИРОБНИЦТВА У РЕСПУБЛІЦІ МОЖЛИВО ШЛЯХОМ РЕАЛІЗАЦІЇ НАСТУПНИХ НАПРЯМІВ: ПЕРЕКЛАД ПЕВНОЇ чАСТИНИ КОНДЕНСАЦІЙНИХ ЕНЕРГОБЛОКІВ У ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЙ РЕЖИМ; ВИКОРИСТАННЯ ГАЗОВИХ ТУРБІН У СКЛАДІ ПАРОГАЗОВИХ УСТАНОВОК, А ТАКОЖ У КАчЕСТВЕ НАДБУДОВИ РАЙОННИХ КОТЕЛЬНИХ; СТВОРЕННЯ І ВПРОВАДЖЕННЯ АВТОНОМНИХ (ЛОКАЛЬНИХ) УСТАНОВОК КОМБІНОВАНОГО ВИРОБНИЦТВА ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ, ТЕПЛОВИЙ ЕНЕРГІЇ І ХОЛОДИ — ТЭХЦ (МІКРО І МАКРО); ВПРОВАДЖЕННЯ ЕНЕРГОУСТАНОВОК, ВИКОРИСТОВУЮТЬ НЕТРАДИЦІЙНІ ИСТОчНИКИ ЕНЕРГІЇ І ДР.

ПЕРЕХІД НА РЫНОчНЫЕ ОТНОШЕНИя І РІЗКЕ УВЕЛИчЕНИЕ ЦІН НА ЭНЕРГЕТИчЕСКОЕ ПАЛИВО ПОЗВОЛяЕТ СчИТАТЬ КОМБІНОВАНЕ ВИРОБНИЦТВО ТЕПЛОВИЙ І ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ ЕНЕРГІЇ, А У ПОДАЛЬШОМУ І ХОЛОДИ, У УЗБЕКИСТАНУ ЯК ОДНЕ ІЗ ПЕРСПЕКТИВНИХ НАПРАВЛЕНИЙ.

У ШИРОКОМУ ПЛАНІ НЕОБХІДНА ГОСУДАРСТВЕННАя СИСТЕМА МЕР, СТИМУЛЮЮЧИХ ВІДОМСТВА І ПРЕДПРИяТИя ПРОВОДИТИ ЕНЕРГОЗБЕРІГАЮЧУ ПОЛІТИКУ. ПРИ ПРОЕКТУВАННІ І БУДІВНИЦТВО НОВИХ ПРЕДПРИяТИЙ СЛІД ПЕРЕДБАЧАТИ ОДНОЧАСНО І БУДІВНИЦТВО ПРИ НИХ АВТОНОМНИХ ЕНЕРГОУСТАНОВОК ДЛя КОМПЛЕКСНОГО САМООБЕСПЕчЕНИя ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ, ТЕПЛОВИЙ ЕНЕРГІЄЮ І ХОЛОДОМ. НАДЛИШКИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ МОЖНА БУЛО Б НАПРАВИТИ У ОБ'ЄДНАНУ ЕНЕРГОСИСТЕМУ ПО ВИГІДНИМ ПРЕДПРИяТИЮ ЦІНАМИ. УВЕЛИчЕНИЕ ПОТРЕБЛЕНИя ЕНЕРГІЇ МОЖНА ДОПУСКАТИ ТІЛЬКИ ПРИ СТВОРЕННІ ЕНЕРГОЗБЕРІГАЮЧИХ ПРЕДПРИяТИЙ, ТОБТО. БЕЗ УВЕЛИчЕНИя ПОТРЕБЛЕНИя ПАЛИВА. ДЛя ТАКОГО СУЖДЕНИя Є ОБ'ЄКТИВНІ ПРЕДПОСЫЛКИ.

ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ИСПОЛЬЗОВАНИя ЭНЕРГЕТИчЕСКОГО ПАЛИВА У УЗБЕКИСТАНУ ПОВИННО ЙТИ ЗА СчЕТ ПОВСЮДНОГО ВНЕДРЕНИя КОМБІНОВАНОГО ВИРОБНИЦТВА ТЕПЛОВИЙ, ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ ЕНЕРГІЇ І ХОЛОДИ ШЛЯХОМ СТРОИТЕЛЬСТВА МАЛИХ І СЕРЕДНІХ ТЕЦ І ТЭХЦ. ДОЦІЛЬНО МАКСИМАЛЬНЕ ВИКОРИСТАННЯ ГАЗОВИХ ТУРБІН ПРОМИСЛОВОГО ТИПУ, А ТАКОЖ КОНВЕРТОВАНИХ ГАЗОТУРБІННИХ АВІАЦІЙНИХ ДВИГУНІВ, ЯКІ ВІДПРАЦЮВАЛИ ГАЗИ ЯКИХ З ТЕМПЕРАТУРОЮ 400…550 °З МОЖНА УТИЛІЗУВАТИ ДЛя ПОЛУчЕНИя ТЕПЛОВИЙ ЕНЕРГІЇ І ХОЛОДИ. У ЦЕЛяХ ПРЕДОТВРАЩЕНИя КОРОЗІЇ МЕТАЛУ І НАКИПЕОБРАЗОВАНИя У ТЕПЛОПРОВОДАХ І НА ПОВЕРХНОСТяХ НАГРІВУ ОБОРУДОВАНИя СЛІД ВНЕДРяТЬ БЕЗВІДХОДНІ ТЕХНОЛОГІЇ ВОДОПІДГОТОВКИ, НАПРИКЛАД, З ВИКОРИСТАННЯМ ВИСОКОЕФЕКТИВНИХ ПОВЕРХОВОАКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ.

Рівень теплового споживання республіці Узбекистан порівняємо з втратами енергії в термодинамическом циклі діючих КЭС, що свідчить про наявність об'єктивних передумов до різкого збільшення комбінованого виробництва теплової та електричної енергії в энергоустановках різної одиничної потужності від десятків кіловат до сотень мегават. Проте організація комбінованого виробництва на великих ТЕС, зазвичай, проблематична у зв’язку з їх відмежуванням від великих міст й управління промислових об'єктів із високий рівень теплоспоживання. невеликі енергоустановки для комбінованого виробництва теплової, електричної енергії, а деяких випадках та холоду, можна створювати в невеликих селищах, на промислових підприємствах, в агропромислових комплексах і навіть у окремо що стоять житлових і громадських організацій будинках. Тому енергоустановки середній і малої потужності дуже перспективні для комбінованого виробництва энергии.

Використання новою для Узбекистану технології виробництва електричної й теплової енергії з урахуванням конвертованих авіаційних двигунів є особливо актуальним для невеличких населених пунктів сільського типу. Адже, зазначив І.А. Каримов у роботі «Прогрес дехканского господарства — шлях до достатку », «є в нас віддалені кишлаки, які забезпечені питної води, теплом, електрикою… Аби зробити їх упорядкованими, держава має виділити кошти з централізованих фондів. Ця роботу і почала б нашій першій метою «. 1] Завдяки створенню подібного незалежного джерела постачання електроенергією і теплотою з’являться можливості створення, по-перше, нових робочих місць, по-друге, опановуватимуться нові підходи до області джерел генерації енергії, по-третє, якісно підвищиться рівень життя населення, через появу власного джерела постачання електрикою, і теплом, по-четверте, буде створено умови збільшення продуктивність праці сільському господарстві. З іншого боку, Президент І.А. Каримов у роботі «Прогрес дехканского господарства — шлях до достатку «зазначив, що «сільському господарстві криються безмежні змогу збільшення виробництва, підвищення його ефективності «[2].

Отже, зі сказаного вище можна дійти невтішного висновку, що з Узбекистану, з його велику кількість віддалених від центрів виробництва енергоресурсів населених пунктів, особливо у сільській місцевості, де проживає всього близько 60% населення [Л. 3], ефективним виявляється локальне виробництво всіх видів енергетичних ресурсів (електричної й теплової енергії, і навіть холоду), а здійснюватися він може з урахуванням конвертованих авіаційних двигунів, що дозволяє знизити удільні капіталовкладення у такі встановлення і цим значно знизити термін окупності коштів (від 1 року по 3 — 5 лет).

Глава 1. Літературний обзор

1.1. Конвертація авіаційних газотурбінних двигунів для енергетичних целей.

Найпоширеніші типи авіаційних газотурбінних двигунів (АГТД) за низкою основних показників цілком задовольняють вимогам, що ставляться до приводним двигунам електростанцій. Зокрема, АГТД порівняно прості, оскільки виконуються з відкритого циклу. Не потребують охолоджувальної води та немає допоміжних систем з автономними приводами. АГТД відрізняються швидким запуском із будь-якої стану, високим рівнем автоматизації й надійності. У порівняні з енергетичними ГТД вони мають ще меншими питомими масами і габаритами, компактні і може працювати у будь-яких кліматичних условиях.

Завдяки крупносерийному випуску АГТД мають порівняно низьку питому стоимость.

Проте з ряду показників, як, наприклад, числу оборотів вихідного валу, економічності, моторесурсу, тепловыделениям, вони за повною мірою відповідають вимогам, що ставляться до ГТД електричних станций.

У той самий час авіаційні ГТД мають ряд специфічних якостей, що зовсім не обов’язкові для ГТД енергетичного призначення. Тож у разі використання тієї чи іншої авіаційного двигуна в енергетичних цілях, потрібна її конвертувати, т. е. пристосувати для створення нового призначення. Природно, що, конвертуючи АГТД для енергетики, можна створити установки лише з цими характеристиками, які здатний забезпечити конкретно обраний АГТД. Наприклад, до створення газотурбогенератора (ГТГ) можна використовувати як ТРД, і ТГД. У той самий час ТГД то, можливо одновальным чи двухвальным. Конструкція і характеристики кожного з вибраних двигунів визначаються типом літаки чи вертольота, для якого він призначений. Природно, що це позначиться характеристиках ГТГ.

У насправді, використовуючи одновальный чи двухзальный ГТД для приводу електричного генератора певної потужності, ми матимемо ГТГ, відмінні по пусковим характеристикам, якості генерованого струму та інших показників. Отже, вибір типу ГТД у тому чи іншого ГТГ має визначатися технічно-економічними показниками, що висуваються до последнему.

У окремих випадках від використання обраного двигуна доводиться відмовлятися через ту причину, що це двигун випускається малої серією чи має високий вартість. Це змушує використовувати більш доступний і дешевий двигун, що у своє чергу б'є по техніко-економічних показниках ГТГ, створеного з його основе.

Інакше кажучи, вибір конкретного АГТД для газотурбогенератора необхідно здійснювати, з що висуваються до даному ГТГ вимог, і насамперед — потужності та призначення станции.

Наприклад, потрібно вибрати двигуни для ГТГ аварійної електростанції і електростанції тимчасового забезпечення. Природно, що у першому випадку більшої уваги приділяється пусковим характеристикам ГТГ, тоді як у другому — його транспортабельности.

Після вибору необхідного ГТД слід визначити роботи вистачить, необхідної щодо його конвертації, можливості її участі виконання і орієнтовні витрати. Тільки провівши такий всебічний аналіз обраного ГТД і отримавши оптимальні дані, можна розпочати розробки проекту та її практичної реализации.

Що стосується спрямування ГТГ ТРД необхідно серйозну увагу приділити вибору або створення силовий газової турбіни потрібної потужності. Втім, завжди необхідно приділяти багато уваги з’ясовуванню можливостей комплектації створюваного ГТГ і всієї електростанції необхідним оборудованием.

Як було вказано вище, потужність сучасних АГТД коливається в межах: від кількох основних десятків за кілька тисяч і навіть десятків тисяч кіловат. Тому, за виборі ГТД для певного генератора необхідно особливу увагу привернути до себе потужність двигуна. У той час як потужність ГТГ визначається обраним електричним генератором (з серійного випуску промисловості), потужність АГТД визначено його цільовим призначенням. У одних випадках наявний у розпорядженні конструктора ГТГ приводний двигун може мати надлишкової, за іншими — недостатньою потужністю. Вибрати оптимальний за проектною потужністю і характеристикам ГТД далеко ще не завжди возможно.

Можливі варіанти застосування АГТД для приводу електричних генераторів показані нижче. На рис. 1 представлені два варіанта використання ТГД для приводу електричних генераторов.

У перший варіант — вихідний вал двигуна з'єднується безпосередньо з ротором електричного генератора. Це у разі вибору ТГД, рівного за проектною потужністю електричному генератору Другий варіант передбачає необхідність використання кількох ТГД для приводу одного електричного генератора. У обох випадках, за рідкісними винятками, виникає у додатковому редукторе.

[pic] Рис. 1. Варіанти використання ТГД для приводу електричного генератора: а) використання одного ТГД; б) використання нескольких.

ТВД.

1 — турбіна; 2 —камера згоряння; 3 — компресор; 4 — редуктор;

5 — электрогенератор

Можливі варіанти компонування ГТГ з кількома ТРД показані на рис. 2. Варіанти чи б здійсненні під час роботи однієї чи кількох ТРД однією силову турбіну. Варіант в вибирається у разі, якщо є кілька силових турбін певної мощности.

[pic].

Рис. 2. Варіанти використання ТРД для приводу електричного генератора: а) використання одного ТРД; б) використання кількох ТРД та однієї силовий турбіни; в) використання кількох ТРД відносини із своїми силовими турбинами.

1-компрессор; 2 — камера згоряння; 3-турбина компресора; 4.

-силова турбіна; 5 — электрогенератор

Позитивним якістю ГТГ, виконаного за схемами рис. 1, б і рис. 2, б й у, є можливість підтримки порівняно високої теплової економічності ГТГ при часткових навантаженнях з допомогою роботи частини ГТД з повним нагрузкой.

1.2. Електростанції з урахуванням АГТД у країнах СНГ.

Ідея використання вітчизняних ГТД енергетики уперше було висловлена професорами А. М. Ложкиным і Р. М. Петриченко [Л. 11].

Перший експериментальний зразок газотурбогенератора з урахуванням вітчизняного авіаційного газотурбінного двигуна спроектували під керівництвом З. М. Уварова в 1962;63 рр. Після всебічного аналізу вітчизняних ГТД були виконані технічний і непрацевлаштований працівник проекти газотурбогенератора з урахуванням турбогвинтового двигуна (ТГД) АИ-20.

ГТГ спроектували з урахуванням ГТД АІ-20 першої серії і синхронного, трифазного електричного генератора марки ГС-1612−6, потужністю 1600 кВА і напругою 400/380 У з прибудованим збудником типу ВС-24,5/18 (16,5 кВт, 50 В).

ГТГ призначений як основне агрегату стаціонарної електростанції, яка працює електричну мережу напругою 380 У і частотою 50 гц буде в діапазоні навантажень від 0 до 1600 кВА. Під час розробки проекту були, на можливості збережені без змінити систему, штатні прилади й апарати ГТД. Майже всі додаткові агрегати і механізми були обрані у складі серійному виробництві вітчизняної промышленностью.

Паркан повітря компресором двигуна виробляється безпосередньо з приміщення чи з воздухопроводу з атмосфери, а які відпрацювали гази відводяться межі приміщення з допомогою спеціальної газохода [Л. 11].

У проекті система автоматики і контрольно-вимірювальних приладів забезпечувала: автоматичний запуск і вихід на обертів холостого ходу; висновок на номінальні обороти і підтримку в заданих межах з коригуванням витрати палива на залежність від температури зовнішнього повітря; автоматичне обмеження максимально припустимою потужності і предельно-допустимого числа оборотів; автоматичну зупинку ГТГ в аварійних условиях.

Пізніше, з урахуванням ТГД АІ-20 було створено пересувні автономні електростанції ПАЭС-1250, ПАЭС-1600 потужністю 1250 і 1600 кВт відповідно. Устаткування цих електростанцій розташовувалося спочатку у двох причепах, транспортованих автоседельными тягачами КрАЗ. Надалі устаткування було розміщено щодо одного причепі, а більш повного використання потужності ТГД АІ-20 було створено ПАЭС-2500 потужністю 2500 кВт, транспортируемая тягачем КамАЗ і розташована у одному причепі. Ця електростанція випускають і нині в Україні на ВАТ Моторобудівний завод «Січ » .

Її основні технічні характеристики: |Номінальна потужність |2500 кВт | |Рід струму |Перемінний, трифазний | |Частота струму |50 гц | |Номінальне напруга |6300 У | |Коефіцієнт потужності |0,8 | |Двигун |газотурбінний, з урахуванням ТГД АІ-20| |Генератор типу СГС-14−100−6УЗ |синхронний, трифазний, | | |змінного струму | |Паливо для двигуна: | | |Рідке |гас ТС-1; Т-2 по ГОСТ-10 227 | | |й їхні суміші; дизельне пальне за| | |ГОСТ-4749 | |Газоподібне (за відповідного замене|попутный чи природного газу | |на двигуні агрегатів паливної системы|давлением 10−12 кг/см2 | |і автоматики) | | |Вартовий витрата рідкого палива на |трохи більше 1100 кг/ч | |номінальному режимі | | |Вартовий витрата олії на |трохи більше 1,0 литр/час | |номінальному режимі | | |Вартовий витрата газоподібного палива на |трохи більше 1000 м3/ч | |номінальному режимі | | |Габаритні розміри: | | |Довжина |Не більш 11 500 мм | |Ширина |Не більш 2500 мм | |Висота |Не більш 3700 мм | |Вага електростанції |Не більш 30 000 кг |.

Установки з урахуванням ТГД характеризуються низькими питомими капіталовкладеннями, лише на рівні 40 — 250 долл./кВт встановленої потужності, цьому вони характеризуються компактністю, блоковим виконанням, коротким терміном монтажа.

На цей час у Росії в Україні нагромаджено великий політичний досвід створення енергетичних установок з урахуванням конвертованих турбореактивних двигунів (ТРД). Працюють кілька заводів із проектування й виробництву таких газотурбінних установок з урахуванням конвертованих ТРД. Найбільші їх це — НПП «Машпроект «(Україна), ВАТ «Авіадвигун» (Росія), СНТК їм. Кузнєцова (Россия).

Однією з вдалих прикладів застосування АГТД енергетики є теплофикационная ГТУ 25/39, встановлена і перебуває у промисловій експлуатації на Безымянской ТЕЦ, що у Самарської області у Росії, опис якої наведено ниже.

Газотурбинная установка варта вироблення електричної і теплової енергії потреб промислових підприємств і побутових споживачів. Теплова схема установки приведено на рис. 3.

Електрична потужність установки — 25МВт, теплова — 39 МВт. Сумарна потужність установки — 64 МВт. Річна продуктивність електроенергії - 161,574 ГВт? ч/год, теплової енергії - 244 120 Гкал/год.

Установка відрізняється застосуванням унікального авіаційного двигуна НК- 37, забезпечує ККД в 36,4%. Такий ККД забезпечує високу ефективність установки, недосяжну на звичайних теплових електростанціях, і навіть низку інших преимуществ.

Установка дбає про природному газі із тиском 4,6 МПа з витратою 1,45 кг/с.

Крім електроенергії установка виробляє 40 т/ч пара тиском 14 кгс/см2 і нагріває 100 тонн мережевий води від 70 до 120 °C, що дозволяє забезпечити світлом й теплому невеличкий город.

При розміщення установки біля теплових станцій непотрібен додаткових спеціальних блоків хімводоочищення, скидання води та т.д.

[pic].

Рис. 3. Теплова схема ГТУ 25/39 1 — газотурбінний двигун, 2 — електрогенератор, 3 — котел-утилизатор, 4.

— насос.

Такі газотурбінні енергетичні установки незамінні для застосування у випадках, когда.

— необхідно комплексне розв’язання проблеми забезпечення електричної і тепловою енергією невеликого міста, промислового чи житлового району — модульність установок дозволяє легко скомпонувати будь-який варіант в залежність від потреб потребителя;

— здійснюється індустріальне часом з’являтимуться нові районів життя людей тому числі, з екстремальними умовами життя, коли особливо важлива компактність і технологічність установки. Нормальна працездатність установки забезпечується буде в діапазоні температур від -50 до +45°С при дії та всіх інших несприятливих чинників: вологості до 100%, опадах як дощу, снігу і т.д.;

— важлива економічність установки: високий ККД забезпечує можливість виробництва як дешевої електричної й теплової енергії і найкоротший термін окупності (близько 3,5 років) при капіталовкладень у житлове будівництво установки 10 млн. 650 тис. доларів (за даними виробника). Графік окупності наведено на рис. 4.

[pic].

Рис. 4. Графік окупності ГТУ 25/39.

З іншого боку, установка відрізняється екологічної чистотою, наявністю багатоступінчастого шумоподавления, повної автоматизацією процесів управления.

ГТУ 25/39 є стаціонарну установку блочноконтейнерного типу розміром 21 на 27 м. Для її функціонування варіанті автономному від станцій в поєднанні з установкою повинні перебувати устрою химводоподготовки, відкрите розподільне пристрій для зниження вихідного напруги до 220 У чи 380 У, градирня для охолодження води та відділіться дожимной газовий компресор. При відсутності потреби у води та парі конструкція установки сильно спрощується і удешевляется.

Сама установка включає у собі авіаційний двигун НК-37 виробництва СНТК їм. Н.Д. Кузнєцова, котел-утилизатор типу ТКУ-6 виробництва АТ «Червоний казаняр «і турбогенератор.

Повне час монтажу установки — 14 месяцев.

У Росії її випускається дуже багато установок з урахуванням конвертованих АГТД потужністю від 1000 кВт за кілька десятків МВт, вони користуються попитом. Це підтверджує економічну ефективність їх використання коштів і необхідність подальших розробок на цій галузі промышленности.

Установки, випущені заводах Росії й України отличаются:

— низькими питомими капиталовложениями:

— блоковим исполнением;

— скороченим терміном монтажа;

— малим терміном окупаемости;

— можливістю повної автоматизації і др.

1.3. Зарубіжні електростанції з авіаційними АГТД.

Ряд іноземних фірм протягом багато часу працюють над створенням електростанцій з урахуванням конвертованих АГТД. До нинішнього часу досить значну кількість стаціонарних і пересувних електростанцій різної потужності перебуває у тривалої эксплуатации.

Однією із перших було спроектовано й стаціонарна електростанція промислового типу потужністю 3 МВт. Англійська фірма «Брістоль «використовувала до створення електростанції що випускає нею авіаційний двигун. Електростанція варта зняття пікових навантажень в зимовий період. Вона здатна також забезпечувати місцеве електропостачання у разі з експлуатації лінії электропередачи.

Основними достоїнствами ГТГ з авіаційними ГТД є: висока ступінь надійності і автоматизації; малі ваги і габарити; здатність швидко приймати навантаження; легкість заміни приводного двигуна; точна балансування і відсутність вибрации.

Електростанція було створено з урахуванням ТГД «Протей ». Повітря з атмосфери вступає у компресор і після стискування направляють у камеру згоряння. Гази, які відпрацювали в турбіни, викидаються назовні. Турбіна двигуна двухвальная четырехступенчатая: два щаблі (тонн на. буд.) наводять у обертання компресор, що дві (т. зв. буд.) утворюють силову турбіну. Вал силовий турбіни обертається зі швидкістю 194 об/сек. Спеціальний редуктор знижує швидкість обертання до робочих оборотів електрогенератора (16,6 об/сек).

ГТД має потужність 3125 кВ та дбає про дизельному паливі. Ступінь підвищення тиску в компресорі — 2,3. Температура газів перед тонн на. буд. дорівнює 850° З. Ефективний до. п. буд. двигуна — 23%. Габарити двигуна: довжина — 2690 мм, діаметр — 990 мм. Маса двигуна — 1530 кг.

Допоміжне устаткування двигуна те, що у разі використання літаком. Його запуск здійснюється стартергенератором потужністю 15 кВт, які отримують харчування від акумуляторної батареї напругою 110 В.

Електричний генератор змінного струму, трифазний, з повітряним охолодженням, потужністю 3200 кВА при Co? = 0,9. Напруга генерованого струму 11 кВ, частота 50 гц. Повітря для охолодження генератора вступає у приміщення електростанції через спеціальну шахту. З обертовим збудником генератор пов’язаний жорстко. Збудник регулюється як вручну, і автоматично. Маса електрогенератора 11,75 т, а маса ротора генератора — 5 т. Мастило підшипників генератора здійснюється від спеціального электронасоса.

Використання двигуна з цими двома незалежними турбінами виявилося вигідним, позаяк у цьому випадку мала потрібна для запуску двигуна міць і полегшується автоматична синхронізація включення агрегату в паралельну работу.

ГТГ має довжину 7,4 метрів і розміщений в цегельному будинку (10,65Ч7,00Ч6,70 м) з бетонним підлогою й збірної фундаментной плитою. Розміщення ГТГ у будинку показано на рис. 5.

Здебільшого приміщенні розташований електрогенератор з розподільчим пристроєм, контрольним щитом і кабіною управління. ГТД встановлено у окремому відсіку. Кінець його валу відбувається на відсік генератора через звукоизолирующую перегородку, зібрану з знімних панелей, що забезпечує легкий демонтаж двигуна у разі потреби його замены.

[pic].

Рис. 5. Розміщення обладнання будинку електростанції фірми «Брістоль «.

1 — воздухозаборник; 2 — повітряний фільтр; 3 — глушитель выхлопа;

4 —ТГД; 5 — електрогенератор; 6 — возбудитель.

Повітря в відсік двигуна забирають згори з повітряного короби, розташованого вздовж усього будинку над апаратурою розподільного устрою. Повітряний короб оснастили звукопоглощающими пакетами і фільтрамипылепоглотителями. Які Відпрацювали гази надходять із двигуна у глушник через дедалі ширший патрубок. З глушника гази видаляються через вертикальну трубу наружу.

Приміщення станції, крім кабіни управління, не опалюється. Нормальна температура підтримується з допомогою тепла, який виділяється обмотками генератора при работе.

Спеціальне олію не вимагає підігріву і дозволяє запускати двигун за нормальної температури зовнішнього повітря до —40° С.

Управління станцією здійснюється за телефону з допомогою спеціальної системи. Пуск, контролю над роботою та громовідвід ГТГ виготовляють відстані 160 км.

Весь процес запуску ГТГ до прийняття навантаження припадає близько двох хвилин. ГТГ— автономний, у процесі запуску всі споживачі отримують живлення від акумуляторної батареи.

Практика показала, що автоматичний пуск відбувається більш послідовно і надійно, ніж ручной.

Система автоматичного регулювання спроектована в такий спосіб, що з роботі ГТГ надворі із від'ємною температурою (до —1,0° З) його потужність вбирається у номінальну. Працюючи ГТГ на зовнішньому повітрі з плюсової температурою потужність відповідно ограничивается.

Експлуатація електростанції характеризується надійної і безвідмовною роботою ГТГ. Будівництво і експлуатація станції показали також, що, незважаючи на порівняно низький до. п. буд. ГТД, вартість відпущеного 1 кВт? ч електроенергії менше, ніж базисних електростанціях. Це невеликими початковими витратами спорудження електростанції і його повної автоматизацией.

У Великобританії на замовлення Центрального електричного суспільства були виготовлені кілька ГТГ потужністю по 17,5 МВт. Кожен ГТГ і двох конвертованих ТРД «Ейвон », використовуваних як генераторів газу, силовий турбіни промислового типу, і електричного генератора. ГТГ входять у роботу автоматично з допомогою реле зниження частоти чи натисканням кнопки «пуск ». Вони можуть приймати повне навантаження за два хвилини. ТРД можуть працювати на дизельному паливі чи природному газі. Проектний до. п. буд. ГТГ 28%. Компонування ГТГ показано на рис. 6.

Цікаво зазначити, що все процес розробки проекту ГТГ до його створення металі зайняв 18 месяцев.

Конвертований ТРД «Ейвон «у складі ГТГ використовується зі значно меншою, ніж у умовах експлуатації літаками, потужністю, внаслідок чого зростає його моторесурс.

[pic].

Рис. 6. Компонування ГТГ потужністю 17,5 МВт.

1 — вихлопна труба; 2 — ТРД «Ейвон »; 3 — електрогенератор; 4 — возбудитель.

Силова двоступенева турбіна варта роботи з газі з низькою температурою і тиском. Вона сконструйована як звичайна газова турбіна промислового типа.

Цей конвертований ТРД випускається від використання як у пікових і аварійних електростанціях, і на електростанціях, працюючих 8000 год на рік. Залежно від призначення, ці ТРД може мати агрегатную потужність від 6000 до 40 000 кВ та працювати на гасі, дизельному паливі чи природному газі. Поруч із розглянутими типами електростанцій нині з урахуванням конвертованих АГТД експлуатуються і створюють потужніші електростанції. Приміром, лише у енергосистемах Англії й США експлуатується близько півтора десятка електростанцій з ГТГ потужністю 60—140 МВт.

Основним призначенням таких електростанцій є вироблення електроенергії зі зняттям піків електричної навантаження, а допоміжним — створення енергосистемах резервної мощности.

Зазвичай така електростанція надається великому паротурбинному блоку. Вважають, що головним надбанням пікових електростанцій такий потужності є низька, проти паротурбинными електростанціями, вартість їхнього перебування строительства.

Компоновочные рішення газотурбогенераторов цих електростанцій виконані за варіантами б й у (рис. 2). Деякій різновидом компоновочного варіанти вживляють у є ГТГ електростанції потужністю 56—60 МВт фірми «Инглиш електрик «(Англія). Електрогенератор даного ГТГ наводиться у обертання двома силовими турбінами, кожна з яких з'єднана з однією з кінців його ротора. Роботу кожної силовий турбіни забезпечують два ТРД.

Нині там експлуатується тисячі ГТУ потужністю до 35 МВт, створених з урахуванням авіаційних турбореактивних чи турбовентиляторних двигунів. Вони складаються вже з чи двох компресорів, наведених у обертання пов’язані з ними турбінами, які з камерою згоряння, розташованої між компресором і турбіною високого тиску, є генератором гарячих газів. Гази розширюються в турбіни корисною потужності (силовий турбіни). Показники найпотужніших і скоєних зарубіжних ГТУ подібного типу наведені у таблиці 1 [Л. 5].

Найширше (до 1000 однотипних агрегатів) поширені за кордоном установки, створені з урахуванням ГТД Avon, Olympus, FT4, які випускаються вже протягом 25−30 років. Використання ГТД дозволило перенести в промисловість передовий науково-технічний досвід, накопичений в авіації, використовувати підготовлену технологічну базу і переваги крупносерійного виробництва, і навіть досвід експлуатації авіаційної техніки [Л. 5]. |Таблиця 1 | |Параметри й економічні показники енергетичних ГТУ з промисловими варіантами | |авіаційних ГТД | |Параметри і |Фирма-изготовитель і тип ГТД | |показники | | | |Olympu|Olympu|RB211-|Avon |LM2500|LM5000|FT4C-3| | |p.s B |p.s З |24 |1535 | | |F | |Потужність ГТУ в |17,5 |28,1 |23,5 |14,7−1|19−22,|32,5−3|30,6 | |базовому режимі, МВт | | | |6,0 |0 |5,4 | | |ККД ГТУ в базовому |26,9 |30,7 |33,5 |28,2−2|34,2−3|35,5−3|31,3 | |режимі, % | | | |8,9 |6,0 |7,7 | | |Потужність ГТУ в |20,0 |29,6 |24,5 |16,3−1|23,9 |35−38 |33,0 | |піковому режимі, МВт | | | |8,2 | | | | |ККД ГТУ пікового |27,8 |31,0 |33,9 |28,8−2|36,6 |35,9−3|32,2 | |режимі, % | | | |9,6 | |8,2 | | |Ступінь стискування |10,3 |11,0 |19,2 |10,1 |18 |29−31 |14,5 | |Витрата повітря, кг/с |108,5 |109,0 |94,0 |79,5−8|64−67 |123−12|142,5 | | | | | |2,2 | |7 | | |Температура газів за |490 |530 |490 |475−50|490 |435 |490 | |турбіною, °З | | | |0 | | | | |Кількість щаблів | | | | | | | | | компресора |5+7 |5+7 |7+6 |17 |16 |5+14 |8+8 | | турбіни ГТД |1+1 |1+1 |1+1 |3 |2 |2+1 |1+2 | | силовий турбіни |2 |2−3 |3 |2 |2−6 |2−3 |3 | |Кількість полум’яних труб |8 |8 |Кольце|8 |Кольце|Кольце|8 | | | | |вая | |вая |вая | | |Маса ГТД, т |2,2 |2,2 |2,6 |1,6 |— |3,9 |— | |Маса ГТУ, т |23 |25,5 |23,0 |20,5 |21,5−3|28,5−4|19,5 | | | | | | |5,5 |3 | | |Довжина ГТУ, м |9,2 |9,2 |6,5 |7,3 |5,5−6,|8,8−9,|8,8 | | | | | | |4 |8 | | |Ширина ГТУ, м |3,1 |3,4 |4,0 |3,4 |2,1−3,|3,4 |3,05 | | | | | | |4 | | | |Висота ГТУ, м |4,0 |3,4 |3,9 |3,1 |2,1−3,|3,1−3,|2,8 | | | | | | |4 |4 | |.

Специфічними якостями ГТУ, створених з урахуванням авіаційних двигунів, є дуже малі маса кафе і габарити, швидкість запуску (до $ 1,5 хв до навантаження в установках потужністю 20−25 МВт) при невеличкий пускової потужності та повної автономності, можливість швидкого відновлення при негаразди шляхом простий заміни ГТД-генератора газу чи навіть всього агрегату. Недоліки таких ГТУ — жорсткіші вимоги до палива і експлуатаційному обслуговування, складна технологія капітальних ремонтів, можливих лише у заводських умовах. Використовувані в енергетичних ГТУ двигуни випускаються спеціально для промислового застосування. Задля більшої ефективнішої роботи в наземних умов частину їх деталей або переконструирована проти авіаційними прототипами, або виготовлено по зміненої технології або з інших матеріалів. Паралельно здійснювалися заходи щодо підвищення потужності і ККД шляхом вдосконалення турбомашин, збільшення витрати повітря, ступеня стискування і початковій температури газів і поліпшення експлуатаційних якостей: збільшення ресурсу деталей, тривалості безперервної роботи, ремонтопригодности.

У промислових ГТУ з урахуванням ГТД третього покоління «Спей », RB211, TF39 і CF6, виконаних з вищими ступенями стискування і вже економічними системами охолодження, досягнуто більш висока економічність (див. таблицю 1). Найбільш потужної з цих ГТУ є налаштованість з генератором газу типу LM5000, створеним фірмою General Electric з використанням до70% деталей турбовентиляторного ГТД CF6. На його конструкції зупинимося подробнее.

Вентиляторна щабель ГТД знято і замінена двома першими сходами пятиступенчатого КНД зі ступенем стискування 2,5. Далі йде одновальный ШВД (14 щаблів), який стискує повітря до тиску 3 МПа.

Камера згоряння — кільцева з 30 встановлюваними ззовні регістровими пальниками. Зона горіння спроектована з підвищеними избытками повітря, для здобуття права знизити дымление, скоротити довжину смолоскипа і применшити кількість повітря, який буде необхідний охолодження полум’яною труби. Початкова температура газів становить 1150−1180 °С.

ШВД наводиться у обертання двоступінчастої ТГД, все лопатки якої розладнуються добірним повітрям з ШВД. Ротор ШВД — ТГД виконано трехопорным; звісно ж, в ГТД використовуються підшипники качения.

Блок ШВД — камера згоряння — ТГД використаний у такому вигляді в ГТУ LM2500, кілька сотень яких випущено для морського флоту і промисловості, деякі з них пропрацювали понад 40 — 50 тис. ч.

Одноступінчаста ТНД, вращающая вал КНД через з'єднувальний вал, проходить всередині валу ШВД — ТГД, спеціально спроектована для ГТУ LM5000. загальна довжина генератора газу (без силовий турбіни) 4,47 м, маса 3,9 т.

Енергетичні ГТУ з агрегатом LM5000 спроектовані і випускаються кількома фірмами. Вони оснащуються триступеневої силовий турбіною, ротор і статор якої виконуються охлаждаемыми. Тривалість нормального пуску до включення електрогенератора до мережі становить 7, прискореного — 3 мин.

Глава 2. Тепловий розрахунок газотурбінної теплоелектроцентралі з урахуванням АГТД.

2.1. Опис газотурбінної ТЕЦ з урахуванням АГТД і його принципова теплова схема.

Газотурбинная теплоелектроцентраль ГТТЭЦ-7500Т/6,3 із порушенням установленої електричної потужністю 7500 кВт складається з трьох газотурбогенераторов з турбовинтовыми двигунами АІ-20 номінальною електричної потужністю 2500 кВт кожен. Принципова теплова схема ГТТЭЦ-7500Т/6,3 показано на рис. 7.

Теплова потужність ГТТЭЦ 15,7 МВт (13,53 Гкал/ч). За кожним газотурбогенератором встановлено газовий підігрівник мережевий води (ГПСВ) з оребренными трубами для підігріву води відпрацювали газами потреби опалення, вентиляції і гарячого водопостачання селища. Через кожен экономайзер проходять які відпрацювали в авіаційному двигуні гази у кількості 18,16 кг/с з температурою 388,7 °З на вході у экономайзер. У ГПСВ гази розладнуються до температури 116,6 °З повагою та подаються у димову трубу. Для режимів із зниженими тепловими навантаженнями введено байпасирование потоку вихлопних газів із конкретним висновком в димову трубу.

Витрата води через один экономайзер становить 75 т/ч.

Мережевий вода нагрівається від температури 60 °З до 120 °З повагою та подається споживачам потреб опалення, вентиляції і гарячого водопостачання під тиском 2,5 МПа.

Частина води, нагреваемой в ГПСВ з колектора прямий мережевий води вступає у горизонтальний вакуумний деаэратор, який працює при абсолютному тиску 0,01 МПа і деаэрирует хімічно очищену воду, що надходить з хімводоочищення потреб гарячого водопостачання й у поповнення втрат мережевий води від витоків до споживачів на кількості 30 т/ч.

Устаткування станції розміщено у будинку з збірних залізобетонних панелей. Розміри будинку 30Ч18 м. Машинний зал розділений звукоізолюючими перегородками на два відсіку. Одне з них розміром 12Ч18 м — відсік для ГТД і ГПСВ, другий — генераторное приміщення площею 6Ч18 м.

До машинному залі прилягають допоміжні приміщення. У першому площею 5Ч6 м розміщається щит управління, у інших площею по 3Ч6 м душова з раздевалкой і майстерня, у четвертому — площею 10Ч12 м — устаткування хімводоочищення, і навіть подпиточные насоси, насоси прямий і зворотної мережевий води, вакуумний деаэратор, шафу акумуляторної батареи.

У приміщенні двигунів встановлено масляні блоки, які включають у собі видаткові баки олії з устаткуванням і насосами, і навіть масляні радіатори з вентиляторами, всасывающими зовнішнє повітря і выбрасывающими після проходження через радіатор межі помещения.

Паркан повітря і викид відпрацьованих газів здійснюється за спеціальним воздухоі газопроводах, якого вивів вище покрівлі будинку електростанції. На воздухозаборе передбачається установка глушителів з асбосиликатных плит, знижують рівень шуму до норми. На всасывающем патрубке передбачається також установка противопыльных фильтров.

За авіаційними двигунами розміщені які гальмують грати, які знижують швидкість газів та створюють рівномірне потік газів на вході у казанутилизатор.

Турбогвинтовий двигун АІ-20 закріплено спеціальному фундаментной рамі, розташованої на жорсткому підставі (платформе).

Кріплення двигуна до подмоторной рамі з допомогою чотирьох стійкий з шарнірами забезпечує центровку валів і компенсує температурні напруги. Подмоторная рама двигуна і генератор жорстко кріпляться до платформі. Поєднання двигуна з электрогенератором СГС-14−100−6УЗ здійснено з допомогою спеціальної валу і сполучної муфти. Довжина з'єднувального валу дозволяє визначити перегородку між двигуном і электрогенератором, зниження галасу зчинив на генераторному відсіку. Конструкція муфти дає можливості виробляти монтаж і демонтаж кожного з агрегатів в отдельности.

На двигуні розташовані агрегати, що забезпечують автоматизацію його запуску, подачу та олії, і навіть захист двигуна в аварійних режимах.

Маса газотурбогенератора з усіма системами і пристроями в сухому стані близько 20 т. Загальна довжина газотурбогенератора становить 6,4 м, ширина платформи 1,7 м, висота 2,6 м.

На станції встановлено синхронні електричні генератори СГС-14−100- 6УЗ змінного струму, трифазні, з повітряним охолодженням, потужністю 2500 кВт. Напруга генерованого струму 6,3 кВ, частота 50 гц. Повітря для охолодження генератора вступає у приміщення електростанції через спеціальну шахту. З обертовим збудником генератор пов’язаний жестко.

Розподільне пристрій на 6 кВ комплектується з країн шаф типу КРУН6 зовнішньої установки.

У шафах розміщуються: введення генератора, трансформатор потреб, розрядники, два відведених фидера з олійними вимикачами, трансформатор напряжения.

Комплектне розподільне пристрій обладнано також блоком автоматичної синхронізації з енергосистемою, энергоустановками.

2.2. Тепловий розрахунок ГТУ з урахуванням двигуна АИ-20.

Основні показники потужність, МВт 2,5.

Рис. 7. Принципова теплова схема ГТТЭЦ-7500Т/6,3.

КС — КАМЕРА СГОРАНИя; ГТ — ГАЗОВАя ТУРБІНА; ГПСВ — ГАЗОВЫЙ.

ПІДІГРІВНИК СЕТЕВОЙ ВОДИ; ВД — ВАКУУМНИЙ ДЕАЭРАТОР.

РІВЕНЬ ПОВЫШЕНИя ДАВЛЕНИя 7,2 температура газів у турбине,(С (на вході 750 не вдома 388,69 витрата газів, кг/с 18,21 кількість валів, прим 1 температура повітря перед компресором, (З 15.

Розрахунок компрессора.

Знайдемо теоретичне значення ентропії повітря виході з компресора. При заданих значеннях температури повітря на вході у компресор t1 = 15 °З і рівня підвищення тиску повітря на компресорі ?k = 7,2 воно составит:

[pic]0,0536 + 0,287 ln7,2 = 0,6201 [pic], тут R = 0,287 [pic] - газова стала воздуха.

Тоді теоретична температура повітря виході з компресора становитиме [pic](C.

ККД компресора прийнято рівним [pic]. Тоді справжня робота стискування в компресорі составит:

Hk = (i2t — i1)/?k = (234,06 — 15,04)/0,87 = 251,75 [pic], де i2t = 234,06 [pic] - энтальпия повітря за нормальної температури t2t = 231.

°З; i1 = 15,04 [pic] - энтальпия повітря за нормальної температури t1 = 15.

°С.

Тоді справжня энтальпия повітря виході з компресора буде мати значення: i2 = i1 + Hk = 15,04 + 251,75 = 266,79 [pic].

По знайденому значенням энтальпии виході з компресора знайдемо справжню температуру повітря виході з компресора: t2 = f (i2) = 262,88 (С.

Розрахунок камери сгорания.

Паливо — природного газу Шуртанского месторождения.

Об'ємний склад газа:

СН4 — 90,6%,.

С2Н6 — 3,45%,.

С3Н8 — 0,9%,.

С4Н10 — 0,38%,.

С5Н12 — 0,3%,.

Н2S — 0,08%,.

СО2 — 2,69%,.

О2 — 1,6%.

Нижча теплота згоряння Q[pic] = 48 340 кДж/кг.

Фізичною теплотою вносимой до камери згоряння нехтуємо. Приймемо ККД камери згоряння? кс = 0,98. Тоді відносна кількість повітря, що міститься продукти згоряння за нормальної температури t3 = 750 °З за камерою згоряння становитиме: gв = [Q[pic]??кс + L0? i2 — (L0 + 1)?i3(?=1)]/(i3в — i2) =.

= [48 340?0,98 + 16,43?266,79 — (16,43 + 1)?905,916]/(799,10 — 266,79).

=.

= 67,63 кг/кг.

Тут L0 = 16,43 кг/кг — теоретична маса повітря, необхідна для згоряння 1 кг палива; i3(?=1) = f (t3) — энтальпия продуктів згоряння при коефіцієнті надлишку повітря? = 1; i3 В = f (t3) — энтальпия повітря при температурі виході з камери сгорания.

Коефіцієнт надлишку повітря виході з камери згоряння составит:

? = (L0 + gв)/L0 = (16,43 + 67,63)/16,43 = 5,116.

Питома витрата робочого тіла в камері згоряння збільшився на величину gв = 1/(??L0) = 1/(5,116?16,43) = 0,0119 кг/кг.

Розрахунок газової турбины.

Адиабатный ККД турбіни прийнято рівним ?т = 0,88; коефіцієнт втрат тиску в турбіни? = 0,03.

Тоді ступінь зниження тиску в турбіни составит.

?т = (1 — ?)??до = (1 — 0,03)?7,2 = 6,984.

Теоретична температура продуктів згоряння виході з турбіни t4t визначається за допомогою уравнения.

S (T4t) = S (T3) — R? ln?т = 1,4221 — 0,2896?ln6,984 = 0,8592.

[pic].

Тоді t4t = f [S (T4t), ?] = 348,9 °C.

Потім знайдемо роботу розширення газів у турбіни із наступного выражения.

На = (i3 — i4t)??т = (820,91 -365,75)?0,88 = 400,54 кДж/кг.

Отже, справжня энтальпия газів виході з турбіни можна знайти з висловлювання i4а = i3 — На = 820,91 — 400,54 = 420,37 кДж/кг.

Тоді справжня температура газів виході з турбіни становитиме t4а = f (i4а, ?) = 398,98 °С.

Приймемо середньої температури стінки лопаток tст = 600 °З; число охлаждаемых вінців z = 1. Оскільки [pic], то a = (z + 1)/(2?z) = (1 + 1)/(2?1) = 1; b = (z — 1)/(3?z) = (1 — 1)/(3?1) = 0.

Знайдемо середньої температури робочого тіла, коли він відводиться теплота охолодження з выражения.

Tq = T3?[1 — b?(T3 — Tст)/T3] = 1023?[1 — 0?(1023 — 873)/1023] =.

= 1023 До = 750 °C.

Беручи коефіцієнт ефективності охолоджувача ?* = 0,02, знаходимо кількість теплоти, що відводиться від охлаждаемых елементів проточній частини з наступного выражения.

[pic]0,02?1,1817?1?1?(1023 — 873) =.

= 3,55 кДж/кг, де [pic] — теплоємність продуктів сгорания.

Коефіцієнт утрати роботи при закритому охлаждении.

[pic].

Питома робота розширення газу турбіни з урахуванням збитків охлаждения.

[pic] кДж/кг.

Тоді энтальпия газів у кінці розширення составит.

[pic] кДж/кг.

Cредняя температура газу, коли він охолоджувач виводиться в проточну частина турбины,.

[pic] До = 600 °C.

Для визначення [pic] приймемо, що розширення газу турбіни — политропический із показником политропы.

[pic].

Тоді ступінь зниження тиску охладителя.

[pic].

Беручи коефіцієнт використання хладоресурса охолоджувача [pic], вважатимемо, що у охолодження дисків і елементів статора знадобиться повітря [pic]. Тоді витрата повітря на охлаждение.

[pic].

Тут ср, охл — середня изобарная теплоємність охолоджувача: [pic] при t = (tст + t2)/2 = (600 + 262,68)/2 = 431,34(C.

Cредняя энтальпия охолоджувача при виведення в проточну часть[pic].

[pic] кДж/кг, тоді [pic]єС.

Вважаючи, що политропические ККД процесів розширення газу та охолодження збігаються, имеем.

[pic].

Ентропію охолоджувача наприкінці процесу розширення газу визначимо з допомогою уравнения.

[pic] тоді энтальпия охолоджувача наприкінці расширения[pic].

= 189,62 кДж/кг.

Отже, робота розширення охолоджувача составит.

[pic] кДж/кг.

Cуммарная питома робота розширення газу та охладителя.

[pic] кДж/кг.

Витрата охолоджувача, віднесений до витраті повітря через компрессор

[pic].

Коефіцієнт надлишку повітря суміші газу та охладителя.

[pic].

Энтальпия суміші газу та охолоджувача за турбиной.

[pic] тоді температура суміші газів і охолоджувача виході з турбіни [pic](C.

Вихідні характеристики ГТУ.

Питома корисна праця ГТУ (при [pic]).

[pic].

Коефіцієнт корисною работы.

[pic].

Витрата повітря при потужності 2,5 МВт.

[pic] кг/с.

Витрата пального при потужності 2,5 МВт.

Gтоп = Gк? gтоп = 17,95?0,0119 = 0,21 кг/с.

Сумарний витрата вихлопних газов.

Gг = Gк + Gтоп = 17,95 + 0,21 = 18,16 кг/с.

Питома витрата повітря на турбине.

[pic].

Питома витрата теплоти в камері сгорания.

[pic] кДж/кг.

Ефективний ККД ГТУ.

[pic].

Питома витрата умовного палива на вироблену електроенергію (при ККД генератора? ген = 0,95) без утилізації тепла вихлопних газов.

[pic].

2.3. РАСчЕТ ГАЗО-ВОДяНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛя СЕТЕВОЙ ВОДЫ.

Вихідні дані до розрахунку газо-водяного подогревателя:

Витрата мережевий води через підігрівник — 75 т/ч.

Температура води на вході - 60 °C.

Температура води не вдома — 120 °C.

Витрата газів через підігрівник — 18,16 кг/с.

Температура газів на вході - 388,69 °С.

Газо-водяной підігрівник має поверхню нагріву як поперечно омиваних газами труб з зовнішнім оребрением, розташованими в шахових пучках. Кількість ходів за водою — 3, за газ — 1.

Геометричні параметри подогревателя:

Діаметр труб — 0,028 м.

Діаметр ребра — 0,048 м.

Внутрішній діаметр труби — 0,022 м.

Товщина ребра — 0,002 м.

Крок ребра — 0,005 м.

Поперечний крок труб — 0,06 м.

Подовжній крок труб — 0,045 м.

Ширина подогревателя — 2 м.

Висота подогревателя — 2 м.

Для визначення температури газів виході з подогревателя складемо рівняння теплового балансу подогревателя:

Qв = Qг, де Qв = Gв (h «- h ») — теплота, сприймаючи водою, здесь.

Gв = 75 т/ч = 20,83 кг/с — витрата води через підігрівник; h «= 505,05 кДж/кг — энтальпия води виході з подогревателя; h «= 253,23 кДж/кг — энтальпия води на вході у подогреватель;

Qг = Gг (i «- і «) — теплота, передана газами воді в подогревателе, здесь.

Gг = 18,16 кг/с — витрата газів через підігрівник; і «= 408,7 кдж/кг — энтальпия газів на вході у подогреватель.

Тоді энтальпия газів виході з подогревателя можна знайти з наступного висловлювання і «= [pic] =.

= 119,85 кДж/кг.

Тоді температура газів виході з подогревателя становитиме? «= 116,6 °С.

Завданням розрахунку є визначення необхідної поверхні нагріву подогревателя задля забезпечення необхідної теплової производительности.

Живе перетин поверхні нагріву для проходу газів визначається по наступній формуле.

F= [pic].

= 1,6 м².

Тут [pic] — поперечний крок труб, м; d — діаметр несучою труби, м;

[pic] — висота ребра, м;

[pic] — крок ребер, м;

[pic] — товщина ребра, м.

Обсяг газів, які відбуваються що розрахунковому сечении, при щільності? = 1,292 кг/м3.

Vг = Gг/? = 18,16/1,292 = 14,09 м3/с.

Швидкість газів у розрахунковому сечении.

?р = Vг/F = 14,09/1,6 = 8,806 м/с.

Для круглих труб з круглими ребрами ставлення поверхні ребер до повної поверхні з газової стороны.

[pic]=[pic] =.

= [pic] = 0,9005.

Тут D — діаметр ребра, м.

Ставлення ділянок несучою поверхні без ребер повної поверхні з газової стороны.

[pic].

Далі визначимо коефіцієнт тепловіддачі конвекцией при поперечному омывании шахового пучка труб з круглими ребрами із наступного выражения.

?до = 0,23Сz?[pic][pic]=.

= 0,23?1,02?1,2280,2?[pic]=.

= 55,38 ккал/(м2?ч?°С).

Здесь.

Сz — поправочний коефіцієнт, визначається по номограмме 26 [Л. 8];

?[pic]=[pic]=1,228 — параметр, враховує геометричне розташування труб в пучку, здесь.

?1 = s1/d = 0,06/0,028 = 2,143 — відносний поперечний крок труб; p. s «2 = [pic]=1,931 — відносний діагональний крок труб;

?2 = s2/d = 0,045/0,028 = 1,607 — відносний подовжній крок труб;

? — коефіцієнт теплопровідності за середньої температурі потоку газів, ккал/(м2?ч?°С);

? — коефіцієнт кинематической в’язкості за середньої температурі потоку газів, м2/с.

Наведений коефіцієнт тепловіддачі з газової боку, віднесений до повної поверхні, визначається по формуле.

? «1пр = [pic].

[pic]= 47,89 ккал/(м2?ч?°С).

Тут, Є — коефіцієнт ефективності ребра, визначається залежно від форми ребер і параметрів ?hрб і D/d по номограмме 24 [Л. 8];

? ' [pic]= [pic]' 37,146;

?м — коефіцієнт теплопровідності металу ребер, ккал/(м2?ч?°С);

? — коефіцієнт, для ребер постійної товщини дорівнює 1;

[pic] — коефіцієнт, враховує нерівномірну тепловіддачу по поверхні ребра, для ребер з циліндричним підставою приймається рівним 0,85.

? — коефіцієнт забруднення, під час спалювання газу приймається рівним 0.

Коефіцієнт теплопередачі, віднесений повної поверхні з газової боку, знайдемо за такою формулою k = [pic].

Для поверхонь нагріву, у яких нагрівається вода, впливом 1/?2 нехтують, т.к. ?2 >> ?1. Тоді k =? «1пр = 45,38 ккал/(м2?ч?°С) = 52,77 Вт/(м2?К).

Для перебування необхідної поверхні нагріву подогревателя, вирішити рівняння теплового баланса.

Qг = kH? t,.

H = [pic].

Далі необхідно визначити температурний натиск. І тому складемо схему руху середовищ в подогревателе.

У подогревателе застосована трехходовая за водою схема з перехресним током.

Температурний натиск в подогревателе визначається за такою формуле.

?t = ??tпрт = 1?71,26 = 71,26 °С.

[pic].

Рис. 8. Схема руху середовищ в подогревателе.

Тут ?tпрт = [pic]=71,26 °З — температурний натиск для противоточной схеми руху середовищ в подогревателе.

Тут [pic]= ?' - t" = 388,69 — 120 = 268,69 °З — найбільша різницю температур середовищ на кінці поверхні нагрева,.

[pic]= ?" - t' = 116,6 — 60 = 56,6 °З — найменша різницю температур середовищ на кінці поверхні нагрева.

? = 1 — коефіцієнт перерахунку від противоточной схеми до перехресною. Перебуває по номограмме 31 [Л. 8] залежно від параметрів Р і R.

Повний перепад температури газу подогревателе.

?б = ?' - ?" = 388,69 — 116,6 = 272,09 °С.

Повний перепад температури води в подогревателе.

?м = t" - t' = 120 — 60 = 60 °C.

Параметр Р = [pic].

Параметр R = [pic].

Тоді, з урахуванням знайдених раніше значень Qг, ?t і k, визначимо необхідну повну поверхню нагріву подогревателя.

H = [pic] = [pic] = 1394,828 м².

Тоді, оребреная поверхню труб матиме площа 1256,043 м², а гладка відповідно 138,785 м². Тоді загальна довжина труб то, можливо знайдено простими обчисленнями і її становитиме 2629,56 м.

При заданих геометричних параметрах подогревателя можна знайти кількість труб у низці і кількість рядів труб. Вони становитимуть кількість труб у низці - 34 прим, кількість рядів — 39 шт.

Геометричні розміри подогревателя при отриманому кількості труб в ряду і кількості рядів труб становитимуть (робоча частина, не враховуючи підводять і отводящих патрубків з газової і водяний боці): довжина — 1,8 м, ширина — 2 м, висота — 2 м.

2.4. Тепловий розрахунок вакуумного деаэратора подпиточной води теплової сети.

Для розрахунку вакуумного деаэратора подпиточной води тепломережі приймаються такі вихідні данные:

ПРОДУКТИВНІСТЬ ПО ДЕАЭРИРОВАННОЙ ВОДІ, DХ. О — 30 Т/ч.

ТЕМПЕРАТУРА КОТРА НАДХОДИТЬ У ДЕАЭРАТОР ХІМІ- — 30 °З чЕСКИ ОчИЩЕННОЙ ВОДИ, TХ.О.

ЭНТАЛЬПИя ХИМИчЕСКИ ОчИЩЕННОЙ ВОДИ, I[pic] — 126 КДЖ/КГ.

ТЕМПЕРАТУРА СЕТЕВОЙ ВОДИ, TC. В — 120 °C.

ЭНТАЛЬПИя СЕТЕВОЙ ВОДИ, IС. В — 505,05 КДЖ/КГ.

У ВІДПОВІДНІСТЬ З РЕКОМЕНДАЦИяМИ ЦКТИ ВИТРАТА ВЫПАРА ІЗ ДЕАЭРАТОРА ПОВИНЕН СОСТАВЛяТЬ 5 КГ НА 1 Т ДЕАЭРИРУЕМОЙ ВОДИ [Л. 9], ИЛИ.

DВЫП = 5DХ. О· 10−3 = 5· 30·10−3 = 0,15 Т/ч.

АБСОЛЮТНЕ ТИСК ПАРА У ДЕАЭРАТОРЕ ПРИНИМАЕТСя РІВНИМ РД. П = 10 КПА, ТЕМПЕРАТУРА ДЕАЭРИРОВАННОЙ ВОДИ (ПРИ ТЕМПЕРАТУРІ НАСЫЩЕНИя) TД. Н = 45 °З, ЇЇ ЭНТАЛЬПИя I[pic] = 188 КДЖ/КГ, ЭНТАЛЬПИя СУХОГО НАСИЧЕНОГО ПАРА IД. Н = 2583 КДЖ/КГ.

ВИТРАТА ГРЕЮЩЕЙ СЕРЕДОВИЩА — СЕТЕВОЙ ВОДИ У ДЕАЭРАТОР ОПРЕДЕЛяЕТСя ІЗ УРАВНЕНИя ЙОГО ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА, ЯКИЙ У ДАНОМУ СЛУчАЕ МАЄ ВИД.

[pic].

ВТРАТИ ТЕПЛОТИ У НАВКОЛИШНЮ СЕРЕДУ УчИТЫВАЮТСя ТУТ КОЕФІЦІЄНТОМ ?Д = 0,98. РЕШАя РІВНЯННЯ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА, ЗНАХОДИМО ВИТРАТА СЕТЕВОЙ ВОДИ, НЕОБХІДНИЙ ДЛя ДЕАЭРАЦИИ ПОДПИТОчНОЙ ВОДЫ.

DС.В = 7,568 Т/ч = 2,1 КГ/С.

2.5. Техніко-економічні показники ГТТЭЦ

Встановлена електрична потужність ГТТЭЦ

NУСТ = N· NГТУ = 3· 2500 = 7500 КВТ, ДЕ П — КОЛИчЕСТВО ГТУ НА ГТТЭЦ, ШТ.

ВИТРАТА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА ВЛАСНІ ПОТРЕБИ ПРИНяТ РІВНИМ 5,5%.

НОМИНАЛЬНАя ТЕПЛОВАя ПОТУЖНІСТЬ ВСТАНОВЛЕНИХ НА ГТТЭЦ ГПСВ.

QТЭЦ = N· QГПСВ = 3· 5245,41 = 15 736,23 КВТ.

КОЕФІЦІЄНТ ПЕРВИчНОЙ ЕНЕРГІЇ ГТТЭЦ БРУТТО:

?[pic] = [pic] = [pic]= 0,763.

КОЕФІЦІЄНТ ПЕРВИчНОЙ ЕНЕРГІЇ ГТТЭЦ НЕТТО:

?[pic]= [pic].

=[pic] = 0,732.

ККД ВИРОБІТКУ ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ ЕНЕРГІЇ У ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ГТУ.

?[pic]= [pic]= [pic]= 0,5311,.

ГДЕ.

НЕ — УДЕЛЬНАя РОБОТА ГАЗУ У ГТУ, КДЖ/КГ;

Q1 — ПИТОМИЙ ВИТРАТА ТЕПЛОТИ У КАМЕРЕ СГОРАНИя ГТУ НА 1 КГ РАБОчЕГО ТЕЛА, КДЖ/КГ;

QТ.П = QГПСВ/GГ = 5245,41/18,16 = 288,84 КДЖ/КГ — ПИТОМИЙ ВІДВІД ТЕПЛА У ГПСВ ВІД 1 КГ УХОДяЩИХ ГАЗІВ ГТУ, ДЕ QГПСВ — ТЕПЛОВАя ПОТУЖНІСТЬ ГПСВ, GГ — ВИТРАТА ГАЗІВ У ГТУ, КГ/С.

ВИТРАТА УМОВНОГО ПАЛИВА НА ВИРОБЛЕННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ У ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ГТУ.

B[pic] = 231,6 [pic].

ГОДИННИКОВИЙ ВИТРАТА УМОВНОГО ПАЛИВА НА ВИРОБЛЕННЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

B[pic]= B[pic]· NГТУ = 0,2316· 2500 = 579 КГ У.Т./ч.

ГОДИННИКОВИЙ ВИТРАТА УМОВНОГО ПАЛИВА У ГТУ.

B[pic]= GТОП· [pic]·3600 = 0,21· [pic]·3600 = 1246 КГ У.Т./ч, ДЕ GТОП — ВИТРАТА НАТУРАЛЬНОГО ПАЛИВА У ГТУ, КГ/С.

НА ВИРОБЛЕННЯ ТЕПЛОТИ У ВІДПОВІДНІСТЬ З «ФИЗИчЕСКИМ МЕТОДОМ «ОТНОСИТСя ОСТАВШЕЕСя КОЛИчЕСТВО УМОВНОГО ТОПЛИВА.

В[pic]= B[pic]— B[pic]= 1246 — 579 = 667 КГ У.Т./ч.

ТОДІ ПИТОМИЙ ВИТРАТА УМОВНОГО ПАЛИВА НА ВИРОБЛЕННЯ 1 ГКАЛ ТЕПЛОТИ У ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ГТУ СОСТАВИТ.

B[pic]= В[pic]/ QГПСВ = 667/4,51 = 147,89 КГ У.Т./ГКАЛ.

Глава 3. Станція повного енергопостачання (теплота, електроенергія і холод) з урахуванням конвертованого АГТД.

3.1. Особливості створення джерела повного енергопостачання — теплоэлектрохладоцентрали.

Наступним етапом розвитку газотурбінної теплоелектроцентралі може стати створення її основі джерела повного енергопостачання — газотурбінної теплоэлектрохладоцентрали (ГТТЭХЦ), що дозволяє виробляти все практично використовувані види енергоресурсів — теплоту, електроенергію і холод.

Такі установки особливо актуальні для специфічних кліматичних умов Узбекистану, що характеризуються нетривалої взимку і відповідно нетривалим опалювальним періодом (3000 — 3500 год), і спекотного літа з температури повітря, яка доходить у деяких сферах Узбекистану до 42 — 46 °З. Навіть якби такі умови комбінована вироблення електроенергії з одночасним відпусткою теплової енергії споживачеві виявляється обопільно вигідною, що показано в розділах 2 і 4 справжньої роботи. У цьому використання авіаційних двигунів, особливо відпрацьованих свій льотний ресурс, дозволяє значно скоротити терміни монтажу і в експлуатацію подібних станцій, і навіть скоротити капітальні вкладення їх строительство.

Більшість населених пунктів Узбекистану, розміщених у сільськогосподарських районах, характерна віддаленість від джерел постачання енергоресурсів. Задля більшої їх енергією доводиться споруджувати ЛЕП, які характеризується додатковими втратами площею близько 15 — 20% електроенергії, виробляють конденсаційних електростанціях (КЭС) з ККД не перевищує 30 — 35%. Теплота для теплопостачання виробляється зазвичай, у місцевій котельні, має ККД не перевищує 85%. У цьому високий теплової потенціал спалюваного палива (2000 — 2500 °З) в котельної використовується для підігріву води до 95 — 120 °З повагою та, у кращому разі, розробки пара промислових параметров.

Задля більшої комфортних умов проживання, робочому місці, широко використовуються системи місцевого кондиціонування, споживають електроенергію, знов-таки вироблену на КЭС.

Підприємства сільськогосподарського комплексу, особливо у тваринництві, характеризуються середніми показниками, особливо з таким, як приріст живої ваги на фермах. Підвищення продуктивності ферм можна досягти з допомогою систем задля забезпечення комфортних умов худоби часи року: тепла — в зимове, кондиціонування повітря — в літній час. Для зберігання продукції сільського господарства необхідно створення спеціальних сховищ зі створенням у яких необхідних умов зберігання, зокрема і низької температури летом.

Забезпечення в літній час холодом систем кондиціонування повітря і теплом в зимовий період — систем вентиляції, допомагає збільшити продуктивності праці робочих на промислових предприятиях.

Отже, видно, що поліпшення якості життя населення, для підвищення продуктивності як і сільське господарство, і у промисловому виробництві Узбекистану, необхідно постачання усіма видами енергії, а саме — теплом, електроенергією і холодом.

Комбіноване виробництво всіх трьох видів енергії то, можливо здійснено на принципово нове джерело повного енергопостачання — теплоэлектрохладоцентрали (ТЭХЦ).

До сформування джерела повного енергопостачання зручно використовувати установки з урахуванням АГТД, т.к. вони компактні, не вимагають великих питомих капіталовкладень, поставляються може заводський готовності та його легко компонувати і створювати їхній базі необхідні рішення конкретних потреб споживача. До сформування з урахуванням АГТД ГТТЭХЦ необхідно ГТТЭЦ, описану в главі 2, доповнити АБХМ. У цьому кілька збільшаться капітальні вкладення навіть трохи ускладниться схема установки з допомогою появи додаткових трубопроводів, які представляють греющую, охолодну і охлаждаемую води АБХМ. При цьому зросте витрати за власні потреби, т.к. у складі АБХМ входить насосне обладнання перекачування слабкого та мішаного розчинів, рециркулируемой води. З іншого боку, необхідно встановити насоси на шляху подання охолоджувальної і охлаждаемой води у і з АБХМ. У подальших розрахунках прийнято, що передвиборне збільшення витрати електроенергії за власні потреби становитиме 2% виявленої електричної потужності ГТТЭХЦ.

Схема ГТТЭХЦ з урахуванням конвертованого АГТД АІ-20 (з одного АБХМ, приєднаної до трубопроводу мережевий води) представлена на рис. 9.

3.2. Розрахунок теплових потоків абсорбционной бромисто-литиевой холодильної машины.

Схема машини — з генератором затопленого типу, і рециркуляцией слабкого розчину та води відповідно через абсорбер і випаровувач. Подача охолоджувальної води в абсорбер і конденсатор параллельная.

Вихідні данные.

Температура води, До: греющей Th 393 охолоджувальної Tw 299 охолодженою Т3 280.

Прийняті значення температур і тисків такі. Вища температура наприкінці процесу кипіння розчину в генераторі T4 = Th — ?Th = = 383 — 28 = 365 До. Температури конденсації водяної пари Tк, розчину в кінці процесу абсорбції Т2, кипіння води в испарителе Т0 прийнято равными.

Рис. 9. Принципова теплова схема ГТТЭХЦ-7500Т/6,3. КС — камера згоряння; ГТ — газова турбіна; ГПСВ — газовий підігрівник мережевий води; ВД — вакуумний деаэратор; АБХМ — абсорбционная бромистолитиевая холодильна машина Tк = 307 До, Т2 = 307 До, Т0 = 277 До. Тиску конденсації рк і кипіння р0 робочого тіла відповідно будуть рк = 5,45 кПа, р0 = 0,83 кПа.

Оскільки тиск конденсації пара робочого тіла значно вища тиску його кипіння, питомий обсяг пара в конденсаторі при даних умовах майже шість разів нижче питомої обсягу пара в испарителе. У неперервному зв’язку з цим у блоці генератор — конденсатор швидкість руху пара з генератора в конденсатор буде низької культури й гідравлічними опорами проходженню пара між зазначеними апаратами можна знехтувати і прийняти тиск кипіння розчину рh рівним тиску конденсації пара рк, т. е. рh = рк = 5,45 кПа. У блоці абсорбер — випаровувач через високого значення питомої обсягу пара його рухи з випарника в абсорбер буде значної (40 — 50 м/с), унаслідок чого необхідно врахувати сумарні гідравлічні опору?? p усім ділянках руху пара з випарника в абсорбер. По досвідченим даним з промисловою типах машин величина?? p сягає 0,133 кПа. Тоді тиск пара в абсорбере ра = р0 — ??p = 0,83 — 0,133 = 0,697 кПа. Теоретичне значення концентрацій ?[pic] слабкого і ?[pic] міцного розчинів визначають по ?-і діаграмі по відповідним значенням Т2, ра і Т4, рh: ?[pic] = 58,6%, ?[pic] = 67,5%. Насправді ж концентрація міцного розчину нижче теоретичного значення ?[pic] на величину недовыпаривания?? r розчину, що у генераторі затопленого типу виникає у основному через негативного впливу процес кипіння гідростатичного тиску стовпа киплячого раствора.

По досвідченим даним в генераторах затопленого типу промислових машин величина?? r змінюється залежно від параметрів роботи у межах 2,5—3,5%. Тоді ?r = ?[pic] — ??r = 67,5 — 3,5 = 64,0%. Насправді ж концентрація міцного розчину через небезпеки його кристалізації в апаратах, трубопроводах та інших елементах машини має перевищувати 64%.

[pic].

Рис. 10. Схема АБХМ: а — схема машини; б — процеси в ?-і диаграмме;

I — конденсатор; II — генератор; III — випаровувач; IV, VI, VII — насоси рециркулируемой води, змішаного й слабкого розчинів відповідно; V — абсорбер;

VIII — теплообменник.

Якщо ?r > 64%, необхідно змінити температуру Т4 міцного розчину чи тиск його кипіння рh шляхом збільшення відповідно величини? Th чи температури конденсації Тк. Можна одночасно змінювати T4 і Тк до тих пір, поки що не виконано умова? r? 64%. Насправді ж концентрація слабкого розчину? a в абсорбере вище теоретичного значення концентрації ?[pic] на величину недонасыщения?? a раствора.

Величина ??a залежить від параметрів роботи машини та може змінюватися в межах 0,5—2,5%. Тоді ?a = ?[pic] + ??a = 58,6 + 1,4 = 60,0%. При наявності кінцевої різниці ?Tр температур на «холодної» боці теплообмінника температура міцного розчину виході з нього T8 = T2 + ?Tр. Різниця температур? Tр приймається не більше 15—20 До. Тоді T8 = 307 + 15 = 322 До. Параметри вузлових точок циклів, зображених на рис. 10, наведені у таблиці 2. |Таблиця 2 | |Параметри вузлових точок АБХМ | |Стан речовини |Т, До |р, кПа |?, % |і, кДж/кг | |Рідина | | | | | |Вода після конденсатора |Тк = Т3 = 307|рк = 5,45 |? = 0 |i3 = 561,1 | |Розчин: | | | | | |міцний після генератора |Т4 = 365 |рh = 5,45 |?r = 64 |i4 = 366,8 | |слабкий після абсорбера |Т2 = 307 |pa = 0,697|?а = 60 |i2 = 252,9 | |міцний після |Т8 = 322 |рh = 5,45 |?r = 64 |i8 = 289,74| |теплообмінника | | | | | |Вода в испарителе |Т0 = Т1 = 277|р0 = 0,83 |? = 0 |i1 = 435,5 | |Пара | | | | | |Після випарника |Т1' = 277 |р0 = 0,83 |? = 0 |i1' = | | | | | |2914,2 |.

Кратність циркуляції розчину f* = ?[pic]/(?[pic] — ?[pic]) = 64/(64 — 60) = = 16 кг/кг. Теплота теплообмінника qт = (f — 1) (i4 — i8) = (16 — 1)(366,8 — — 289,74) = 1159,9 кДж/кг.

Энтальпия слабкого розчину після теплообмінника i7 = i2 + qт/f =.

= 252,9 + 1155,9/16 = 325,14 кДж/кг. За величиною i7 = 325,14 кДж/кг при? а = 60% з ?-і діаграми визначають становище точки 7 і температуру слабкого розчину виході з теплообмінника: Т7 = 345,5 К.

У зв’язку з тим, що слабкий розчин на вході у генератор недогрет до стану рівноваги, він підігрівається у ньому до рівноважного стану 5 і далі кипить у процесі 5—4. Температуру Т5 знаходять по ?-і діаграмі по відомим значенням рh і ?а: Т5 = 349,5 До. Середня температура розчину, киплячого в генераторі, Тр = (Т4 + Т5)/2 = (365 + 349,5)/2 = 357,25 До. Концентрація розчину, відповідна температурі Тр (точка 5), ?р = 61,8%. Энтальпию перегрітого пара виході з генератора визначають по ?-і діаграмі при відомих рh і ?р: i3' = 3067,4 кДж/кг. Теплота генератора qh = i3' + (f — 1) i4 — — fi7 = 3067,4 + (16—1)366,8 — 16?325,14 = 3367,1 кДж/кг. Теплота випарника q0 = i1' — i3 = 2914,2 — 561,1 = 2353,1 кДж/кг. Теплота конденсатора q = i3' — — i3 = 3067,4 — 561,1 = 2506,3 кДж/кг. Теплота абсорбера qa = i1' + (f — 1) i8 — — fi2 = 2914,2 + (16— 1)289,74 — 16?252,9 = 3213,9 кДж/кг. Теплота підведена ?qподв = qh + q0 = 3367,4 + 2353,1 = 5720,2 кДж/кг. Теплота відведена ?qотв = q + qa = 2506,3 + 3213,9 = 5720,2 кДж/кг. Тепловий баланс? qподв = ?qотв = = 5720,2 кДж/кг. Тепловий коефіцієнт ?= q0/qh = 2353,1/3367,1 = 0,699.

Знайдемо продуктивність за холодом АБХМ, повністю яка використовує теплоту одного ГПСВ, працюючого на номінальних параметрах.

Після АБХМ температура греющей води знизиться на 28 °З (поставлено по розрахунку АБХМ), тоді температура греющей води виході з АБХМ становитиме t «» = 120 — 28 = 92 °З. Энтальпия води у своїй становитиме h «» = 387 кДж/кг. Теплота, яку вносить потоком гарячої у своїй составит.

Qг = G· (h «— h «») = 20,83· (505,05 — 387) = 2459 кДж/с.

Холодопроизводительность АБХМ составит.

Q0 = ?· Qг = 0,699· 2459 = 1718,8 кДж/с чи 1 476 773 ккал/ч.

З іншого боку, температура води після АБХМ дозволяє вживати в потреби гарячого водопостачання літній период.

Коли станції встановити 3 АБХМ, те є нагоду отримати 1 476 773· 3 = 4 430 319 ккал/ч холоду та відпускати 225 м3/ч мережевий води з температурою близько 90 відсотків °З потреби теплопостачання, у своїй холод виробляється з допомогою теплоти, отриманої з допомогою утилізації вихлопних газів ГТУ в ГПСВ, тобто без видатки його виробництво додаткової кількості энергии.

Розрахунок фінансової ефективності ГТТЭХЦ-7500Т/6,3 з урахуванням авіаційних турбогвинтових двигунів АІ-20 приведено у главі 4.

Глава 4. Економічна часть.

Запровадження Перехід до ринкової економіки передбачає подолання виникаючих труднощів під час створення необхідних умов швидких темпи зростання економіки, культури та поліпшення умов життя народа.

Набуття державної незалежності відкрило перед Узбекистаном широкі перспективи для економічного і «соціального прогресу, культурного та духовної обновления.

Попри труднощі економічних реформ республіки зберігаються стабільність, розвиток економіки та іде у обстановці взаємної недовіри згоди всіх народів, які проживають тут. Це дуже важливий чинник руху до прогресу і процвітання. Враховуються регіональні особливості нашої республіки, зокрема високих темпів зростання населення Криму і трудових ресурсів. За розрахунками демографів до 2005;у року населення республіки досягне приблизно 27 млн. людина, а до 2010 -32 млн. человек.

Достатні працю — це головний чинник розширеного виробництва та дальшого поступу продуктивних зусиль і всього народного господарства. Але треба пам’ятати, що за умови багатодітності коефіцієнт утриманства в Узбекистані більш ніж 2 разу перевищує показники інших республік СНД (крім держав Центральної Азії). Це впливає показники національного прибутку і валового суспільного продукту, що припадає душу населення. Саме тому, в умовах початку ринкової економіки, темпи зростання виробництва матеріальних благ набувають ще більше важливе значение.

Найважливіше регіональна особливість Узбекистану визначає необхідність — забезпечити відповідні темпи зростання народного господарства, аби запобігти диспропорції між потребами народу і її реальним наявністю товарів та послуг різних сфер.

Продуктивні сили та виробництво матеріальних благ, передусім промислової власності й сільськогосподарської продукції, разом із виробничими відносинами є основою економічного розвитку. Тому слід шукати шляху ефективнішого використання раніше створеного виробничого потенціалу, потребує матеріальних та трудових ресурсів, найкращих методів організації виробництва, розробці принципів раціонального розміщення продуктивних сил, впровадження прогресивних методів у організацію труда.

Рівень економічного розвитку виражається, насамперед ступенем розвитку в промисловості й сільського господарства, науку й техніки, індустріалізації процесів усього виробництва з урахуванням науково-технічного прогресу. Впровадження науково-технічного прогресу має здійснюватися з урахуванням регіональних особливостей Узбекистану за умов ринкової экономики.

Узбекистан готує кваліфікованих кадрів майже з усіх основним напрямам науково-технічного прогресу, в усіх галузях, які відповідають вимогам ринкової экономики.

Характерною регіональної особливістю Узбекистану те, що вся економіка, насамперед сільському господарстві, виходить з поливному землеробстві. Отже, дуже важливе значення має наявність достатніх водних ресурсів, ирригационно-мелиоративной мережі для зрошення полей.

По протяжності каналів, колекторів, дренажних мереж, свердловин республіка посідає помітне місце серед країн світу. Поливних земель зараз у республіці більш 4,2 млн. га. Приблизно 60% населення Узбекистану мешкають у сільській місцевості. Перед сільського господарства припадає близько 26−27% валового суспільного продукту і майже 45% виробленого національного доходу. [Л. 3].

Узбекистан виробляє 60−62% бавовни всього СНД, 65% коконів і 40% каракулю, багато овочів, винограду, фруктів, і баштанних [Л. 2].

Наша республіка займає 5 місце на світовому ринку бавовни після Китаю, США, Пакистану й Індії. По врожайності поступається лише Австралії та Туреччини, що свідчить про високої ефективність використання польових земель і майстерності хлопкоробов.

По запасам мінерально-сировинних ресурсів Узбекистан займає 5 місце у світі. На загальну обсягу виробництва золота на 8 місці у світі. Щороку республіка виробляють понад 80 000 т міді [Л. 2].

Прекрасні природно-кліматичні умови республіки дозволяють вирощувати цінні сільськогосподарські культури та дають можливість отримувати два урожаї .

Особливу увагу приділяють зміцнення законності і вдосконаленню фінансової та банківської системи. Нині у Узбекистані функціонують різні банки.

Велика робота проходить за соціальний захист незаможного населення — пенсіонерів, багатодітних матерів, викладачів, лікарів, працівників культури та науку й т. буд. Створено спеціальні фонди з надання матеріальної допомоги малозабезпеченим сім'ям. Основними джерелами цих фондів є республіканський місцевий бюджет, громадські й благодійні фонди, кошти підприємств і господарств, добровільне пожертвування громадян. Адресна допомогу проводиться через органи самоврядування громадян, селищ, кишлаків, аулів, махаллей. У цьому неодмінною умовою має бути дотримання принципу соціальної справедливості, відкритості, цільового й ефективного використання виділених средств.

Запровадження нового виду адресної матеріальної допомоги малозабезпеченим сім'ям є ще однією свідченням великої соціальної політики держави, важливим поступом шляху до формування сучасного демократичного суспільства, заснованого широкому самоврядуванні народу. Це результат нової внутрішньої політики суверенної держави, спрямованої на покращення й підвищення життя всього народу період переходу до ринкової экономике.

Використання новою для Узбекистану технології виробництва електричної й теплової енергії з урахуванням конвертованих авіаційних двигунів є особливо актуальним для невеличких населених пунктів сільського типу. Завдяки створенню подібного незалежного джерела постачання електроенергією і теплотою з’являються, по-перше, нові робочі місця, по-друге, освоюються нові підходи до області генеруючих джерел енергії, по-третє, якісно підвищується рівень життя населення, через появу власного джерела постачання електрикою, по-четверте, створюються умови збільшення продуктивність праці в сільському хозяйстве.

Нижче наведені техніко-економічна оцінка запропонованої ТЕЦ з урахуванням конвертованого авіаційного двигуна АІ-20 і - оцінка ефективності джерела повного енергопостачання з урахуванням ТГД АИ-20.

Техніко-економічна оцінка ТЕЦ з урахуванням ТГД АИ-20.

Газотурбинная ТЕЦ складається з 3 газотурбінних установок з урахуванням конвертованого авіаційного двигуна АІ-20 електричної потужністю 2,5 МВт кожна. Кожна ГТУ має газо-водяной підігрівник мережевий води потужністю 4,51 Гкал/ч, утилизирующий теплоту що йдуть газів і що збільшує коефіцієнт первинної енергії установки в целом.

Для розрахунку техніко-економічних показників ТЕЦ прийнято такі вихідні данные:

1. Кількість блоків — 3.

2. Паливо — газ.

3. Капіталовкладення ТЕЦ — 1 млрд. сум.

4. Кількість годин використання встановленої електричної потужності — 6000 ч/год.

5. Кількість годин використання встановленої теплової потужності — 3500 ч/год.

6. Витрата електроенергії за власні потреби — 5,5%.

7. Нижча теплота згоряння палива — 36 400 кДж/м3.

8. Середньомісячна зарплата — 200 тис. сум.

9. Кількість персоналу — 7 чел.

10. Норма амортизації — 10%.

11. Розрахунковий період — 10 лет.

12. Ціна палива — 15 тис. сум/тыс. м3.

13. Ставка дисконтування — 20%.

14. Відрахування на соціальне страхування — 37,2%.

15. Інші відрахування — 25%.

16. Тариф на електроенергію — 13 сум/кВт?ч.

17. Тариф на теплову енергію — 3500 сум/Гкал =.

18. Податок з прибутку — 20%.

Для розрахунку фінансово-економічних показників було винесено таке розподіл інвестицій ?до і виручки? v за літами реалізації проекту: |1 |Встановлена електрична |МВт |3[pic]2,5 | | |потужність | | | |2 |Капіталовкладення |тис. торб |1 «000 «000 | |3 |Річний відпустку електроенергії |кВт (ч |42,525· 106 | |4 |Річний відпустку теплоти |Гкал |47 «357,53 | |5 |Кількість годин використання | | | | |встановленої електричної |год |6 «000 | | |потужності | | | | |встановленої теплової |год |3 «500 | | |потужності | | | |6 |Собівартість одиниці | | | | |електроенергії |сум/кВт (ч |6,85 | | |теплоти |сум/Гкал |2 «979 | |7 |Балансова (валова) прибуток |тис. торб |286 «845 | |8 |Cрок окупності |років |4,2 | | |капіталовкладень | | | |9 |Крапка беззбитковості |% |34,94 | |10 |Рентабельність (загальна) |% |27,64 | |11 |Внутрішня ставка дохідності |% |50,54 |.

|Таблиця 3 | |Фінансові показники реалізації проекту ГТТЭЦ рахунок власних коштів | |1 |Встановлена електрична |МВт |3[pic]2,5 | | |потужність | | | |2 |Капіталовкладення |тис. торб |1 «150 «000 | |3 |Річний відпустку електроенергії |кВт (ч |41,625· 106 | |4 |Річний відпустку теплоти |Гкал |47 «357,53 | |5 |Річний відпустку холоду |Гкал |11 «076 | |6 |Кількість годин використання | | | | |встановленої електричної |год |6 «000 | | |потужності | | | | |встановленої теплової |год |3 «500 | | |потужності | | | | |встановленої холодильної |год |2 «500 | | |потужності | | | |7 |Собівартість одиниці | | | | |електроенергії |сум/кВт (ч |6,85 | | |теплоти |сум/Гкал |2 «979 | | |холоду |сум/Гкал |4 «262 | |8 |Балансова (валова) прибуток |тис. торб |339 «721 | |9 |Cрок окупності |років |4 | | |капіталовкладень | | | |10 |Крапка беззбитковості |% |33,68 | |11 |Рентабельність (загальна) |% |28,61 | |12 |Внутрішня ставка дохідності |% |52,46 |.

Выводы.

У зв’язку з моральним і фізичним зносом устаткування діючих ТЕС Узбекистану, зниженням надійності і забезпечення якості енергопостачання споживачів, однією з перспективних напрямів розвитку теплоенергетики Узбекистану може бути децентралізація джерел енергопостачання, тобто. установка генеруючих установок в безпосередній близькості до споживача і навіть з його території, якщо це теж стосується промислових підприємств. Децентралізація енергопостачання виявляється особливо ефективної, коли його проводитися базі комбінованого виро-бітку тепла і электроэнергии.

ЕФЕКТИВНИМ МЕТОДОМ ДЕЦЕНТРАЛІЗОВАНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИя яВЛяЕТСя ЗАСТОСУВАННЯ АВІАЦІЙНИХ ДВИГУНІВ, КОНВЕРТОВАНІ ДЛя ПОТРЕБ ЕНЕРГЕТИКИ. ЕФЕКТ ВІД ИСПОЛЬЗОВАНИя АГТД ЗРОСТАЄ, ЯКЩО ИСПОЛЬЗОВАТЬ ДВИГУНИ, ЯКІ ВІДПРАЦЮВАЛИ СВІЙ ЛЬОТНИЙ РЕСУРС, щО ПОЗВОЛяЕТ ЗНАчИТЕЛЬНО ЗНИЗИТИ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИя ПО ПОРІВНЯННЮ З УСТАНОВКАМИ, СТВОРЮВАНИМИ НА БАЗІ НОВИХ АГТД.

ВИРОБНИЦТВО ПОДІБНИХ УСТАНОВОК МАЛОЇ І СЕРЕДНЬОЇ ПОТУЖНОСТІ МОЖЕ ОСУЩЕСТВЛяТЬСя ВЖЕ У НАЙБЛИЖЧЕ ВРЕМя АБО ЗА СчЕТ ЗАСОБІВ ВЛАСНИКІВ, АБО НА КРЕДИТНОЇ АБО ЛІЗИНГОВОЇ ОСНОВЕ.

УСТАНОВКА ВЛАСНИХ ЕЛЕКТРОІ ТЕПЛОГЕНЕРУЮЧИХ ПОТУЖНОСТЕЙ ДАЄ ДОДАТКОВЕ ПІДВИЩЕННЯ НАДІЙНОСТІ ЕЛЕКТРОІ ТЕПЛОСНАБЖЕНИя ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.

ЭКОНОМИчЕСКИЕ РАСчЕТЫ ПОКАЗУЮТЬ, щО ТЕРМІН ОКУПНОСТІ КАПІТАЛОВКЛАДЕНЬ У УСТАНОВКИ КОМБІНОВАНОГО ВИРОБНИЦТВА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ І ТЕПЛОТИ З АГТД СОСТАВЛяЕТ ВІД 1,5 РОКІВ ПРИ ВИКОРИСТАННІ КРЕДИТА ДО 4,5 РОКІВ ПРИ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРОЕКТІВ ЗА ВЛАСНІ ЗАСОБИ. ПРИ ЦЕ ТЕРМІН СТРОИТЕЛЬСТВА МОЖЕ СОСТАВЛяТЬ ВІД КІЛЬКОХ ТИЖНІВ, ПРИ МОНТАЖЕ НЕВЕЛИКИХ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ ПОТУЖНІСТЮ ДО 5 МВТ, ДО 1,5 РОКІВ ПРИ ВВЕДЕННЯ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ ПОТУЖНІСТЮ 25 МВТ І ТЕПЛОВИЙ 39 МВТ. СКОРОЧЕНІ СТРОКИ МОНТАЖУ ОБЪяСНяЮТСя МОДУЛЬНОЇ ПОСТАВКОЮ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ НА БАЗІ АГТД З ПОВНОЇ ЗАВОДСЬКИЙ ГОТОВНОСТЬЮ.

ТАКИМ ЧИНОМ, ОСНОВНІ ПЕРЕВАГИ КОНВЕРТОВАНИХ АГТД ПРИ ВНЕДРЕНИИ У ЕНЕРГЕТИКУ СВОДяТСя До СЛЕДУЮЩИМ:

. НИЗЬКІ УДІЛЬНІ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИя У ПОДІБНІ УСТАНОВКИ;

. МАЛИЙ ТЕРМІН ОКУПАЕМОСТИ;

. СКОРОЧЕНІ СТРОКИ СТРОИТЕЛЬСТВА;

. МОЖЛИВІСТЬ ПОВНОЇ АВТОМАТИЗАЦІЇ СТАНЦИИ.

НАСТУПНИМ ЕТАПОМ РАЗВИТИя ЭНЕРГЕТИчЕСКИХ УСТАНОВОК НА БАЗІ АГТД яВЛяЮТСя ТЕПЛОЭЛЕКТРОХЛАДОЦЕНТРАЛИ, ПОЗВОЛяЮЩИЕ ПОСТАЧАТИ ПОТРЕБИТЕЛя УСІМА ВИДАМИ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ (ТЕПЛОТА, ЭЛЕКТРОЭНЕРГИя І ХОЛОД). ПРОВЕДЕНІ РАСчЕТЫ ПОКАЗАЛИ, щО ПРИ ОчЕВИДНОМ УСКЛАДНЕННІ СХЕМИ СТАНЦІЇ, УВЕЛИчЕНИИ КАПІТАЛОВКЛАДЕНЬ І ПОТРЕБЛЕНИя ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА ВЛАСНІ ПОТРЕБИ, ЭКОНОМИчЕСКИЙ ЕФЕКТ ВІД ПРИМЕНЕНИя ТЭХЦ ЗНАчИТЕЛЕН. ПРИ ЦЕ МОЖЕ НЕЗНАчИТЕЛЬНО УВЕЛИчИТЬСя ТЕРМІН ОКУПНОСТІ, АЛЕ У ЦІЛОМУ ТЭХЦ СПРИЯЄ РОЗВИТКУ ТОГО РЕГІОНУ, АБО НАСЕЛЕНОГО ПУНКТУ У ЯКОМУ ВОНА РОЗТАШОВАНА, І ОСОБЛИВО РОЗВИТКУ ІНФРАСТРУКТУРИ І ПІДВИЩЕННЯ ПРОДУКТИВНОСТІ ПРАЦІ НА ПРЕДПРИяТИяХ СІЛЬСЬКОГО ХОЗяЙСТВА, щО ОСОБЛИВО ВАЖЛИВО ДЛя УСЛОВИЙ УЗБЕКИСТАНА.

ІЗ ВИЩЕСКАЗАНОГО МОЖНА ЗРОБИТИ ТАКІ ВЫВОДЫ:

. ЕФЕКТИВНИМ НАПРЯМОМ РАЗВИТИя ТЕПЛОЕНЕРГЕТИКИ УЗБЕКИСТАНУ яВЛяЕТСя ДЕЦЕНТРАЛИЗАЦИя ЭНЕРГОСНАБЖЕНИя З ПРИМЕНЕНИЕМ.

КОНВЕРТОВАНИХ АГТД;

. НАЙБІЛЬШ ЕФЕКТИВНОЇ ОКАЗЫВАЕТСя КОМБИНИРОВАННАя ВИРОБЛЕННЯ ТЕПЛОТЫ.

І ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА БАЗІ АГТД;

. ПОДАЛЬШИМ ЕТАПОМ РАЗВИТИя ПРИМЕНЕНИя АГТД У ЕНЕРГЕТИЦІ яВЛяЕТСя.

СТВОРЕННЯ НА ЇХ БАЗІ ТЭХЦ, ВИРІШАЛЬНИХ ПРОБЛЕМУ СНАБЖЕНИя ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.

УСІМА ВИДАМИ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

.

ЛИТЕРАТУРА

.

1. Каримов І.А. Наша вища мета — процвітання Батьківщини, воля і добробут народу. Т.: Узбекистон, 2000.

2. Каримов І.А. Узбекистан одразу на порозі ХХІ сторіччя: загрози національній безпеці, умови і гарантії прогресу. Т.: Узбекистон, 1997.

3. Каримов І.А. Узбекситан — свій шлях відновлення і технічного прогресу. Т.:

Узбекистон, 1992.

4. Каримов І.А. Прогрес дехканского господарства — шлях до достатку. Т.:

Узбекистон, 1994.

5. Ольховський РР. Енергетичні газотурбінні установки. М.:

Энергоатомиздат, 1985.

6. Орлов В. М., «Газотурбінний двигун авіаційного типу НК-37 для електростанції «, Теплоенергетика, № 9, 1992, з. 27 — 31.

7. Рівкін С. Л. Термодинамические властивості газів. М.: Энергия, 1973.

8. Тепловий розрахунок котельних агрегатів (нормативний метод). М.: Энергия,.

1973.

9. Ріхтер Л.А. та інших. Допоміжне устаткування теплових електростанцій. М.: Энергоатомиздат, 1987. 10. Соколов Е. Я. Теплофикация і теплові мережі. М.: Видавництво МЭИ, 1999. 11. Уварів С. Авіаційні газотурбінні двигуни енергетики. Л.:

Енергія, 1971. 12. Батенин В. М., Масльонніков В.М., Цой А. Д. «Про роль і піднятому місці децентралізованих джерел енергопостачання », Енергозбереження, № 1,.

2003, с. 14 — 18. 13. Методичні рекомендації за оцінкою ефективності інвестиційних проектів та його відбору на фінансування. М.: Теринвест, 1994. 14. Аналіз і управління проектами. /Під общ. ред. Н.А. Артыкова/. Т.: РИК.

Узинвестпроект, 2000. 15. Методичні вказівки з виконання економічній частині випускний роботи з магістрантів енергетичних спеціальностей. Т.: ТГТУ, 2002. 16. Газотурбінні установки. Конструкції і розрахунок: Довідкове посібник /Під общ. ред. Л. В. Арсеньєва і В. Г. Тырышкина/. Л.: Машиностроение.

Ленингр. відділення, 1978. 17. Захидов Р. А., Родимкин С.Є. Теплоэлектрохладофикационные системи. Т.:

Фан, 1991 18. Соколов Е. Я., Бродянский В. М. Енергетичні основи трансформації тепла і процесів охолодження. М.: Энергоиздат, 1981. 19. Промислова теплоенергетика і теплотехніки. Довідник /Під обш. ред.

В.А. Григор'єва і В.М. Зоріна/. М.: Энергоатомиздат, 1983. ———————————- [1] Каримов І.А. Прогрес дехканского господарства — шлях до достатку. — Т.: Узбекистан, 1994, із шостої. [2] Каримов І.А. Прогрес дехканского господарства — шлях до достатку. — Т.: Узбекистан, 1994, з. 7.

———————————- топливо воздух дымовые газы горячая вода до потребителю пар до потребителю обратная вода від потребителя конденсат від потребителя.

Насос подпи-точной воды.

Насос зворотної мережевий воды.

ВД Эжектор деаэратора из ХВО.

КС.

КС.

КС в дымовую.

трубу.

Насос мережевий воды.

Колектор подпиточной воды.

ГТ.

ГТ.

ГТ.

ГТ в дымовую.

трубу в дымовую.

трубу.

ГПСВ.

компрессор воздух.

топливо.

ГПСВ.

компрессор воздух.

топливо.

ГПСВ.

компрессор воздух.

топливо.

T".

t'.

?'.

?".

АБХМ.

До споживачеві холода Насос охлаждаемой воды Насос охолоджувальної воды в дымовую.

трубу в дымовую.

трубу.

Насос подпи-точной воды.

Насос зворотної мережевий воды.

ВД Эжектор деаэратора из ХВО.

КС.

КС.

КС.

Насос мережевий воды.

Колектор подпиточной воды.

ГТ.

ГТ.

ГТ.

ГТ в дымовую.

трубу.

ГПСВ.

компрессор воздух.

ГПСВ.

компрессор воздух.

ГПСВ.

компрессор воздух.

топливо.

ТОПЛИВО.

ТОПЛИВО.

До СПОЖИВАЧА теплоты.