Выбор и расчетное обоснование характеристик утилизационной паротурбинной установки для выработки электроэнергии на собственные нужды газоперекачивающих компрессорных станций тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат наук Лыков, Алексей Викторович

• Лыков, Алексей Викторович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Лыков, Алексей Викторович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Глава 1. Обзор и состояние вопроса по использованию вторичных энергоресурсов в газопаровых установках. Постановка задачи и цели исследования

1.1 Классификация и источники вторичных топливно-энергетических ресурсов (ВЭР) на промышленных предприятиях и транспорте

1.2 Обзор реализованных проектов по использованию ВЭР на промышленных предприятиях

1.3 Обзор реализованных проектов по использованию ВЭР на компрессорных станциях линейных газопроводов

1.3.1 Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец»

1.3.2 Блочный утилизационный энергокомплекс на компрессорной станции «Чаплыгин»

1.3.3 Газопаротурбинная установка «Водолей» на газоперекачивающей станции «Ставищенская»

1.3.4 Компрессорный агрегат с парогазовым приводом на компрессорной станции в Мальнове (Германия)

1.3.5 Теплоутилизационные установки на газопроводе «Northern Border Pipeline» США

1.3.6 Микротурбодетандерный генератор на газораспределительной станции «Сертолово»

1.4 Обзор современных паротурбинных установок малой мощности

1.4.1 Паровые турбины группы компаний ТУРБОПАР

1.4.2 Паровые турбины малой мощности Калужского турбинного Завода

1.4.3 Турбины Невского завода

1.4.4 Малые паровые турбины «Ютрон - паровые турбины»

1.4.5 Паровые турбины Электротехнического Альянса

1.4.6 Турбины малой мощности конструкции ЛПИ

1.5 Методики расчета комбинированных установок

1.6 Постановка цели и задачи исследований

Глава 2. Анализ располагаемой тепловой мощности уходящих газов и эмиссии загрязняющих веществ газоперекачивающих агрегатов единой системы газоснабжения России

2.1 Общие сведения о единой системе газоснабжения России

2.2 Структура парка газоперекачивающих агрегатов единой системы газоснабжения России

2.3 Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов газоперекачивающих агрегатов газотранспортной системы России

2.4 Расчет мощности эмиссии загрязняющих веществ от единой системы газоснабжения России

2.5 Оценка роста тарифов на электроэнергию в России

2.6 Определение мощности необходимой для собственных нужд компрессорной станции «Северная»

2.7 Выводы по главе 2

Глава 3. Исследование режимных характеристик газотурбинной установки TAURUS 60 S по методике СПБГПУ

3.1 Технические характеристики газотурбинной установки TAURUS 60 S

3.2 Описание тепловой схемы ГТУ TAURUS 60 S

3.3 Расчет тепловой схемы ГТУ

3.3.1 Расчет тепловой схемы ГТУ со свободной турбиной

3.3.2 Тепловая схема ГТУ с охлаждаемой высокотемпературной турбиной

3.3.3 Определение параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части ГТУ при использовании стандартного углеводородного топлива

3.3.4 Уточнение параметров рабочего процесса и характеристик ГТУ при учете зависимости теплоемкости рабочего тепла от температуры

3.4 Результаты расчета тепловой схемы ГТУ

3.5 Выводы по главе 3

Глава 4. Выбор тепловой схемы, разработка методики расчета утилизационной паротурбинной установки и проведение численного эксперимента

4.1 Выбор и описание тепловой схемы ГПУ

4.2 Расчет тепловой схемы ГПУ

4.2.1 Выбор температурных напоров в пинч-пунктах

4.2.2 Составление математической модели ГПУ

4.2.3 Расчет основных параметров тепловой схемы ГПУ

4.2.4 Расчет тепловой схемы ГПУ по программе Оа1еСус1е и по программе морского технического университета

4.3 Результаты исследования тепловой схемы ГПУ с одноконтурным котлом-утилизатором

4.3.1 Влияние температуры окружающей среды на показатели ГПУ

4.3.2 Влияние давления в конденсаторе на показатели ГПУ

4.3.3 Влияние минимального температурного напора на холодном конце испарителя котла-утилизатора на показатели ГПУ

4.3.4 Влияние относительного внутреннего КПД паровой турбины на показатели ГПУ

4.4 Гидравлический расчет котла-утилизатора

4.4.1 Расчет площади нагрева пароперегревателя

4.4.2 Компоновочный расчет пароперегревателя

4.4.3 Гидравлический расчет пароперегревателя

4.5 Выбор параметров парового контура ГПУ по результатам проведенных исследований

4.6 Выводы по главе 4

Глава 5. Утилизационная паротурбинная установка с органическим рабочим теплом

5.1 Выбор и описание тепловой схемы ГПУ с промежуточным контуром и органическим рабочим телом

5.2 Выбор теплоносителей промежуточного контура и органического рабочего тела парового контура

5.3 Расчет тепловой схемы ГПУ с промежуточным теплоносителем

5.3.1 Составление математической модели ГПУ с ОРТ

5.3.2 Выбор температурных напоров в пинч-пунктах

5.3.3 Расчет основных параметров тепловой схемы ГПУ с ОРТ

5.3.4 Результаты исследования тепловой схемы ГПУ с органическим рабочим

телом

5.3.5 Построение в T-s диаграммы органического цикла Ренкина и h-s

диаграммы процесса расширения пара органического рабочего тела

5.4 Выводы по главе 5

Глава 6. Сравнительный анализ утилизационной паротурбинной установки с пароводяным рабочим телом с характеристиками утилизационной паротурбинной установки с органическим рабочим телом и выдача

рекомендаций

Заключение

Список литературы

Список используемых сокращений и обозаначений

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор и расчетное обоснование характеристик утилизационной паротурбинной установки для выработки электроэнергии на собственные нужды газоперекачивающих компрессорных станций»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Россия располагает крупнейшими в мире топливно-энергетическими ресурсами. На территории России сосредоточено около 25% всех энергоресурсов планеты: 45 % мировых запасов природного газа, 13 % нефти, 23 % угля и 14 % урана. [1, с. 119, 2]. По запасам природного газа и его добыче Россия занимает 1-е место в мире [3, с. 128].

В тоже время Россия располагает масштабным недоиспользуемым потенциалом энергосбережения, который по способности решать проблему обеспечения экономического роста страны сопоставим с приростом производства всех первичных энергетических ресурсов [4].

Распоряжением Правительства России №1715-р от 13.11.2009 г. принята «Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.» [5]. В соответствии с этой стратегией одним из направлений развития газовой промышленности является развитие единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны. При этом энергосбережение и энергоэффективность являются одними из важнейших направлений.

ЕСГ России является крупнейшей в мире газотранспортной сетью. В состав ЕСГ входят 161,7 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа [6].

Российская Федерация является собственником контрольного пакета акций ОАО Газпрома - 50,002% [5]. На компрессорных станциях ОАО «Газпром» эксплуатируется более 3200 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом. По количеству потребляемого топлива газовая промышленность в России занимает второе место после электроэнергетики.

Одним из основных направлений энергосбережения является утилизация

тепла уходящих газов газотурбинных установок (ГТУ)._________ _____ —

В настоящее время возрастает значение сохранения и охраны окружающей природной среды. Особенно актуальным становится вопрос связанные с эмиссией загрязняющих веществ (ЗВ) от газотранспортной системы. Также большое значение приобретают экологические характеристики ГТУ которые применяются для привода ГПА.

Обеспечение линейных компрессорных станций (КС) и других объектов ЕСГ электроэнергией на собственные нужды является одной из актуальных задач. Зачастую подвод линий электропередач к объектам ЕСГ является трудновыполнимым и дорогостоящим из-за их удаленности от крупных электростанций и единой электрической сети.

В тоже время теплота уходящих газов ГТУ может быть использована в комбинированных газопаровых установках (ГПУ) для выработки электроэнергии. Полученная электроэнергия может использоваться на собственные нужды КС или другими находящимися по близости промышленными и гражданскими объектами. Таким образов решаются сразу две важные задачи: утилизация тепла уходящих газов ГТУ и обеспечение КС электроэнергией на собственные нужды. Цели и задачи

Целью работы является разработка научно технической основы создания утилизационной паротурбинной установки (УПТУ) для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций ЕСГ России электроэнергией собственных нужд с учетом снижения экологической нагрузки на окружающую среду.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи исследования:

1. Анализ структуры парка ГПА единой системы газоснабжения (ЕСГ) России.

2. Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГТУ ГПА ЕСГ России.

3. Определение мощности собственных нужд КС «Северная».

4. Выбор тепловой схемы и разработка методики расчета УПТУ в составе ГПУ.

5. Анализ существующих методик расчет ГПУ. __ -

6. Выбор оптимальных режимных характеристик УПТУ в составе ГПУ.

7. Анализ возможности применения органических рабочих тел (ОРТ) в УПТУ.

8. Выбор тепловой схемы и разработка методики расчета УПТУ с ОРТ в составе ГПУ.

9. Оценка аэродинамического сопротивления котла-утилизатора.

10. Исследование экологических характеристик ГТУ парка ГПА ЕСГ России и оценка эмиссии парниковых газов и загрязняющих веществ от ГТУ ГПА ЕСГ России.

Научная новизна

1. На основе исследования парка ГПА ЕСГ России обоснованно применение ГПУ для выработки электроэнергии на собственных нужды КС.

2. Разработана методика расчета ГПУ для выработки электроэнергии только лишь для собственных нужд КС.

3. Рассмотрены традиционная схема ГПУ с одноконтурным котлом-утилизатором (КУ) и схема ГПУ с органическими рабочими телами (ОРТ) в которых используется лишь часть уходящих газов ГТУ.

4. Для компенсации аэродинамического сопротивления котла-утилизатора в рассматриваемых схемах ГПУ предусмотрен дымосос.

Теоретическая и практическая значимость

1. Разработана научно техническая основа создания утилизационной паротурбинной установки для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций электроэнергией собственных нужд.

2. Исследована структура парка ГПА ЕСГ России.

3. Произведена оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГПА ЕСГ России равная 87,9 ГВт, которая может быть использована для выработки электроэнергии.

4. Разработана методика расчета ГПУ с ОРТ для выработки электроэнергии собственных нужд КС.

Методы исследования

При выполнении диссертационной работы^ ^использовались- расчета о— экспериментальные методы исследования. Для проведения исследований были построены математические модели ГПУ с применением современных вычислительных систем.

Личный вклад автора состоит в разработке и обосновании научно технической основы создания утилизационной паротурбинной установки (УПТУ) для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций ЕСГ России электроэнергией собственных нужд.

Положения выносимые на защиту:

-Результаты исследования парка ГПА ЕСГ России по: структуре, мощности ГТУ, расходу и температуре уходящих газов ГТУ.

-Результаты проведенных оценок: располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГТУ, мощностей выбросов NOx, С02, СО, СН4 в зависимости от типа ГПА и их количества.

-Обоснование тепловой схемы и параметров комбинированной ГПУ на базе ГТУ Taurus 60 для выработки электроэнергии собственных нужд КС «Северная» с одноконтурным КУ, а также тепловой схемы ГПУ с ОРТ. Степень достоверности и апробация результатов работы Основные результаты работы докладывались и обсуждались на семинарах и конференциях:

¡.Международная - научно практическая конференция «XXXVIII неделя науки

СПБГПУ», Санкт-Петербург, СПбГПУ, 30-ноября- 05 декабря 2009 г.

2. «I Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО

«Силовые машины» 25-26 ноября 2010 года.

3.Международная научно-практическая конференция «XXXIX Неделя науки

СПБГПУ», Санкт-Петербург, СПбГПУ, 6-11 декабря 2010 г.

4.«II Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО

«Силовые машины» 20-21 октября 2011 года,

5.«III Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые машины» 31 октября -2 ноября 2012^года.___ _______ — - —

6. Международная научно-практическая конференция «ХЫ Неделя науки

СПБГПУ», Санкт-Петербург, СПбГПУ, 3-8 декабря 2012 г.

7.«IV Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые машины» 7-8 ноября 2013 года.

8.Научно-практическая конференция с международным участием «НЕДЕЛЯ НАУКИ СПбГПУ», 2 - 7 декабря 2013 года.

Публикации

По теме диссертация опубликовано 7 печатных работ. Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 229 страницах, диссертация содержит 74 рисунка, 34 таблицы, список использованных источников, включающий 90 наименований и 6 приложений.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ В ГАЗОПАРОВЫХ УеТАНОВКАХГПОСТАНОВКА И ЦЕЛИ

ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Классификация и источники вторичных топливно-энергетических ресурсов (ВЭР) на промышленных предприятиях и транспорте

В соответствии с ГОСТ Р 51387-99 [7] вторичные топливно-энергетические ресурсы это: топливно-энергетические ресурсы, полученные как отходы или побочные продукты (сбросы и выбросы) производственного технологического процесса. ВЭР подразделяют на следующие группы (виды) [8, с.9]: горючие, тепловые, избыточного давления.

1. Горючие ВЭР - все виды топливных вторичных продуктов и отходов и получаемые в результате технологических процессов с участием топливных и сырьевых (горючих) ресурсов;

2. Тепловые ВЭР - тепло отходящих газов технологических агрегатов, тепло основной, побочной, промежуточной продукции и отходов основного производства, тепло рабочих тел систем принудительного охлаждения технологических агрегатов и установок, тепло горячей воды и пара, отработанных в технологических и силовых установках. Различают низкопотенциальные и высокопотенциальные тепловые ВЭР [9, с. 14];

3. ВЭР избыточного давления - газы и жидкости, обладающие потенциальной энергией, покидающие технологические агрегаты под избыточным давлением, достаточным для их дальнейшего эффективного использования.

Различают следующие основные направления использования ВЭР разных видов:

- топливное, предусматривающее использование горючих ВЭР

непосредственно в качестве котельно-печного топлива;

- тепловое, предусматривающее использование потребителями тепла, получаемого непосредственно в виде или—производимого ^ установках утилизации ВЭР;

- силовое, предусматривающее использование ВЭР избыточного давления в турбинах для привода рабочих машин (компрессоров, насосов, воздуходувок и т. п.) или для выработки электрической энергии;

- комбинированное, предусматривающее комплексное использование ВЭР для выработки электроэнергии и тепла в утилизационных установках (утилизационных ТЭЦ) по теплофикационному циклу.

ВЭР химической промышленности. В состав горючих ВЭР химических производств входят все горючие отходы, получаемые при переработке технологического сырья, а также выделяющиеся в процессах хвостовые и танковые газы, фракция СО, печные газы фосфорного производства, производства карбида кальция.

В состав тепловых ВЭР включают тепло уходящих газов после технологических агрегатов; избыточное теплопродукционных потоков; тепло конденсата, различных загрязненных сбросных жидкостей, охлаждающей воды, шлака руднотермических печей, пара вторичного вскипания (который можно использовать как ВЭР избыточного давления), а также все попутно вырабатываемое тепло в виде пара и горячей воды.

В состав ВЭР избыточного давления входят обладающие потенциальной энергией газы и жидкости, покидающие технологические аппараты под избыточным давлением, которое необходимо снижать перед последующим их использованием или выбросом в атмосферу.

ВЭР в металлургической промышленности. Черная металлургия обладает рядом особенностей. Высокотемпературные технологические процессы приводят к относительно низкой эффективности использования топлива [10, с. 143]. Одновременно значительная часть вносимой в процесс энергии уходит из агрегата с энергоносителями, которые затем могут быть использованы в виде ВЭР.

К топливным ВЭР относят доменный, ферросплавный и конвертерный газы.

Топливными побочными продуктами металлургического „производства- являются----

также коксовый газ, промежуточный продукт углеобогащения и коксовые отсевы.

Наиболее ценными для утилизации тепла являются те теплоносители, которые обладают следующими особенностями: непрерывностью поступления, высоким температурным потенциалом и количественной концентрированностью. К ним относятся: тепло готового продукта, тепло уходящих газов, тепло, отводимое при охлаждении элементов печей. Наряду с этим важным является также использование низкопотенциальных ВЭР, даже таких, как, например, вентиляционные выбросы. Уходящие газы металлургических печей по возможности утилизации — самые ценные тепловые ВЭР. Газы нагревательных, мартеновских, обжиговых, термических печей, а также конвертерные газы имеют температуру 700 -1800 °С.

ВЭР дизельных и газопоршневых энергетических установок. Дизельные энергетические установки получили широкое распространение на морском транспорте. В качестве главных двигателей на морских судах применяют мощные малооборотные двухтактные, а на речных судах- средне и высокооборотные четырехтактные дизели [11, с. 5].

При использовании отходов тепла главных двигателей на морских транспортных средствах в системах теплоснабжения, в утилизационных турбогенераторных и опреснительных установках возможно повышение коэффициента полезного использования тепла топлива в двигателе до 50% и более [11, с. 246].

ВЭР газотранспортной системы. К тепловым ВЭР газотранспортной системы относится высокопотенциальная теплота уходящих газов ГТУ и ДВС, которые используются для привода ГПА, а также низкопотенциальная теплота охлаждающего воздуха после аппаратов воздушного охлаждения компримируемого газа [12]. К ВЭР избыточного давления относится потенциальная энергия транспортируемого по магистральному газопроводу газа.

1.2 Обзор реализованных проектов по на промышленных предприятиях

Рассмотрим положительный опыт Новолипецкого металлургического комбината (НЛМК) в утилизации доменного газа [13, с.32].

Основное оборудование станции (котел, турбина, генератор) -российского производства. На утилизационной ТЭЦ (УТЭЦ) установлены адаптированные под доменный газ три паросиловых блока с параметрами острого пара 9,8 МПа и 540 °С. Каждый блок включает энергетический котел Е-220-9,8-540ГД производства ОАО «Сибэнергомаш», паровую турбину ПТ-40/50-8,8/1,3 (Калужский турбинный завод) и генератор ТТК-50-2УЗ-П (ОАО «Привод»). Принципиальная тепловая схема утилизационной ТЭЦ «НЛМК» представлена на рисунке 1.1.

О» шг лов Ьяеясл Ш7 t*l

orfecw Ш2НЧ

Кошюктор ОСНОВНОГО

•юиаеисага

А-

От блока

¡i .

От блока N>31

Деаэратор

Щр*

i

е-22С>-9.в-Я0ГД

¿I •

ч

Коллектор острого пара

"Т

(впгмко nao*« W

..........г - И

■й'Мм -Л*-

" И

Пар на производство

»>«m ») JT л

Коллектор произоодственмого отбора м Коллектор теплофикационного отбора

(лм

ПТ-40/50-8 8/1 3

г т

50 М81

J

ПВД« ПВД5

i i г

■Hit

ПЦДЗ 1 ш

О

JL

ТТК-50-2УЗ-Л

Конденсатор

КН

пев

It

I

í¡ г1

Рисунок 1.1. Принципиальная тепловая схема УТЭЦ «НЛМК»

Ввод УТЭЦ позволил увеличить на 45 % собственные мощности по выработке электроэнергии на основной (липецкой) производственной площадке НЛМК, достигнув показателя 482 МВт. При этом уровень самообеспечения электроэнергией вырос до 56-60 %. Основные показатели УТЭЦ:

- утилизация доменного газа 2 970 млн. м"5 в год (325 тыс. т. у.т.-60%);

- годовой расход природного газа 174 млн. mj (199 тыс. т. у.т.- 40 %) при расчетном времени использования установленной электрической мощности УТЭЦ 7332 ч/ год;

- установленная электрическая мощность 150 МВт, в режиме максимального отпуска тепла - 140 МВт;

- установленная тепловая мощность 276 Гкал/ч, в том числе 87 Гкал/ч (120 т/ч) для потребителей производственного пара;

- годовая выработка электроэнергии 1100 млн. кВт ч.

Успешная реализация проекта УТЭЦ HJ1MK может стать стимулом для активного внедрения на отечественных металлургических предприятиях технологий использования ВЭР, в частности, на базе паротурбинных установок.

В Германии на цементном заводе (Heidelberger Zement AG, Germany) была пущена в эксплуатацию бинарная электростанция (БЭС) на пентане мощностью 1,5 МВт [14, 15]. Эта БЭС расположена отдельно (по условиям взрывоопасности пентана) и использует тепло выходящих газов с цементного завода. Аналогичная БЭС мощностью 4,8 МВт установлена на цементном заводе в Индии (Cement Works, Tadipatri, India) [15].

Тепловая схема БЭС показана рисунке 1.2. БЭС имеет промежуточный контур, в котором используется в качестве теплоносителя специальное масло.

Конденсатор

Питательный насос j -\

Технологическое оборудование цементного завода j

Рисунок 1.2. Тепловая схема БЭС на цементном заводе (Германия)

1.3 Обзор реализованных проектов по использованию ВЭР на

компрессорных станциш^1инейнызи1азопроводов--------------

1.3.1 Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец»

Активная разработка проблемы внедрения газопаровых установок (ГПУ) на компрессорных станциях магистральных газопроводов началась в России еще в начале 80-х.

Мингазпромом было принято решение о создании первой опытно-промышленной парогазовой установки с приводом нагнетателя на КС «Грязовец» [16, с. 23-28]. Основной целью проекта было приобретение опыта строительства и эксплуатации паросилового оборудования в условиях компрессорных станций. Технологическая схема ГПУ на ОПКС «Грязовец» включала:

- один газотурбинный агрегат ГТН-25 (НЗЛ);

- котел-утилизатор КГТ-50/16-500 (БЗЭМ);

- паровую турбину К-11 -10П (Калужский завод);

- нагнетатель типа 235-23-1 мощностью 10 МВт (НЗЛ);

- воздушно-конденсационную установку с промежуточным теплоносителем (Таллиннский завод).

По технологической схеме КС паротурбинный агрегат с приводом нагнетателя 235-23-1 замещал один из агрегатов ГТН-10Н.

Проектом предусматривались следующие технические характеристики ГПУ: расход газов перед КУ 152,8 м3/ч; температура газов перед КУ 404 °С; паропроизводительность КУ 152,8 т/ч; температура газов перед КУ 570 °С; температура перегрева пара 375 °С; пемпература уходящих газов 170 °С; аэродинамическое сопротивление 340 Па; мощность паровой турбины 10 МВт; КПД парогазовой установки 37,4 %.

Принципиальная тепловая схема ГПУ на ОПКС «Грязовец» представлена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3. Принципиальная тепловая схема ГПУ на ОПКС «Грязовец»: 1- ГТН-25; 2 - КГТ-50/16-50; 3 - барабан-сепаратор; 4 - К-11-10П с Н-235-1; 5 -конденсатор ПТ; 6 - деаэратор; 7 - пусковой конденсатор; 8 - охладитель конденсата; 9 - водо-водяной теплообменник; 10 - бак запаса конденсата; 11 -питательные насосы; 12 - конденсатные насосы; 13 - электроциркуляционные насосы; 14 - насосы рециркуляции; 15 - насосы бака запаса конденсата; 16 - РОУ; 17 - регулятор давления; 18 - блок дожигающих устройств (БДУ); 19 - шиберы; 20 - пусковая дымовая труба

12 февраля 1997 г. ГПУ была включена в работу на газоперекачивающую магистраль с целью проверки ее работоспособности при эксплуатационных условиях; она проработала до 16 апреля 1997 г., что составило 1360 ч.

При комплексном опробовании ГПУ и при ее работе в трассу силами АООТ "НПО ЦКТИ" и специализированной организацией РАО "Газпром" Оргэнергогаз" были проведены измерения основных параметров ГПУ.

По результатам которых полностью подтверждены все технические решения, заложенные при проектировании ГПУ._ПpaJm^чe^iLжeJO.cнoвнoe_oбopyдoвaниe-паросиловой части ГПУ работало в соответствии с его техническими характеристиками и не потребовало длительной доводки и наладки.

Максимальное значение КПД ГПУ равно 37,4%; это значение получено при начальной температуре газа перед ТВД ГТН-25/76 800°С, температуре уходящих из КУ газов 161,4°С, мощности ГПУ 36 104 кВт, из которой мощность паротурбонагнетателя составила 10 602 кВт, а мощность ГТН-25/76 — 25 502 кВт. Абсолютное приращение КПД установки 11%, а относительная его величина 41,6%. Максимальная паропроизводительность КУ, равная 66,5 т/ч при температуре перегретого пара 365°С, была получена при температуре газа на входе в котел 395°С и его расходе 157,0 кг/с; при этом температура питательной воды перед узлом питания КУ составляла 159°С, а температура уходящих газов за котлом 161,4°С.

Результаты комплексного опробования и последующей опытно-наладочной эксплуатации ГПУ на ОПКС «Грязовец» полностью подтвердили, что применение ГПУ на КС кроме повышения теплотехнических показателей при транспортировке газа в магистральных газопроводах обеспечивает:

• экономию природного газа от 35 до 50 млн. мЗ в год —в зависимости от типа ГПА;

• уменьшение валового выброса ТчЮх на 30%.

1.3.2 Блочный утилизационный энергокомплекс на компрессорной станции «Чаплыгин»

На компрессорной станции «Чаплыгин» Первомайского управления магистрального газопровода ООО «Мострансгаз» в 2001 году запущен в эксплуатацию блочный утилизационный комплекс (БУТЭК) мощностью 500 кВт, работающий на уходящих газах газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3 (см. рисунок 1.4.) [17].

Рисунок 1.4. БУТЭК мощностью 500 кВт на КС «Чаплыгин»

БУТЭК мощностью 500 кВт полностью обеспечивает потребности компрессорной станции «Чаплыгин» в электроэнергии.

Технический проект комплекса разработан научно-производственным предприятием «Турбокон», рабочий проект — ОАО «Гипрогазцентр», разработчик и изготовитель энергетического оборудования — ОАО «Калужский турбинный завод»; котел-утилизатор разработан и изготовлен в ОАО «Белэнергомаш».

Основное назначение энергокомплекса — накопление опыта эксплуатации в качестве источника электроэнергии на КС для последующего внедрения более мощных и совершенных установок такого типа.

Принципиальная тепловая схема энергокомплекса приведена на рисунке 1.5.

I

: ь з ^ & ^

4

- воздух

—► - топливо - выхлопные газы —► - вода

Рисунок 1.5. Принципиальная тепловая схема БУТЭК: 1 - компрессор ГТУ; 2 -камера сгорания; 3 - турбина газогенератора; 4 - силовая турбина; 5- компрессор природного газа; 6- котел-утилизатор; 7 - паровая турбина; 8 - электрогенератор; 9 - воздушно - конденсационная установка (ВКУ)

Уходящие газы ГТУ агрегата ГПА-Ц-6,3 температурой 340-360°С поступают в КУ, где охлаждаются примерно до 220°С. Тепло газов используется -для-выра-ботки 11,2 т/ч водяного пара температурой 200°С и давлением 0,99 МПа. Пар поступает в турбину типа «Кубань-0,75» (ТГ0,75/04Р13/2, работающую на пониженных параметрах пара), производит 500 кВт электрической мощности и конденсируется в ВКУ при атмосферном давлении. Конденсат пара из конденсатно-питательным насосом в котел-утилизатор, и цикл замыкается. В схеме предусмотрена система охлаждения для обеспечения работы охладителя генератора, маслоохладителя и эжектора отсоса из уплотнений турбины. Маневровые качества энергокомплекса обеспечиваются байпасированием ТГУ «Кубань-0,75» с использованием редукционно-охладительной установки.

Техническая характеристика основного оборудования БУТЭК «Чаплыгин-0,5» приведена в таблице 1.1. Таблица 1.1

Котел-утилизатор КГТ-11/0,9-200 Расход пара вп ,т/ч 11,2

Давление пара Рп, МПа 0,99

Температура пара 1 п, °С 209

Паровая турбина Расход пара вп, т/ч 9,5

Давление пара Рп, МПа 0,75

Температура пара 1;п, °С 200

Мощность 1Мном, кВт 500

Частота вращения ротора п, об/мин 8000

Воздушный конденсатор и водоохлади-тельные модули Тепловая нагрузка воздушного конденсатора С)к, МВт 6,2

Давление в воздушном конденсаторе Рк, кПа 100

Тепловая нагрузка водоохладительных модулей (}во, МВт 0,89

Количество вентиляторов 4

Тип вентилятора ВГ25-РК

Частота вращения рабочего колеса п, об/мин. 5,727

КУ КГТ-11/0,9-200 барабанного водотрубного типа, с многократной

принудительной циркуляцией, вертикальный. Каркас котла устанавливается на портале над выхлопом ГПА. Турбогенератор типа «Кубань-0,75» с воздушно-конденсационной установкой и вспомогательным оборудованием произведен ОАО «КТЗ». Турбогенератор выполнен в виде моноблока, состоящего из рамы-

маслобака и установленных на ней турбины, редуктора и генератора типа МСК-

940-1500 номинальной мощностью 750 кВт,^ю^шналшьш_напряжением-400-В,--

Турбогенератор смонтирован в контейнере вагонного типа изготовления ОАО «Тверской вагоностроительный завод». Вспомогательное оборудование состоит из блока конденсато-питательной системы , блока системы охлаждения, ВКУ.

ВКУ для турбогенератора состоит из 8 модулей, расположенных в 2 ряда по 4 модуля в каждом. Из общего количества модулей ВКУ два выделены под модули с газоохладителями и два модуля — для системы водяного охлаждения генератора. На два модуля приходится один вентилятор с диаметром колеса 2,5 м, всего на установке 4 вентилятора. Она смонтирована на отдельной площадке и расположена выше уровня боксов с оборудованием.

В декабре 2002 года комиссия приняла установку БУТЭК-0,5 в эксплуатацию. К этому времени наработка составила около 3000 часов при мощности 200-450 кВт. В целом расчетные характеристики были подтверждены, и сам процесс эксплуатации установки не создавал каких-либо проблем при обеспечении главной функции — компримирования газа.

Вместе с тем были выявлены некоторые недостатки: поверхность воздушного конденсатора оказалась недостаточной для обеспечения заданного давления и конденсации при расчетной температуре воздуха +20°С. Поэтому было решено использовать водоохладительные модули ВКУ (2 шт.) в составе конденсационной части, а охладитель воды выполнить отдельной секцией на базе аппарата воздушного охлаждения.

Выявлены также некоторые отклонения от расчетных характеристик по утечке воды: из-за повышенного парения (установка химводоочистки работает на пределе своей производительности — около 800 л/ч) в системе охлаждения были задействованы все три насоса, включая резервный.

В зимнее время возникла проблема замерзания воды в трубах ВКУ, в результате чего несколько труб было разрушено. Произошел прогар 9 трубок пароперегревателя в котле-утилизаторе, что привело к остановке всего утилизационного комплекса.

1.3.3 Газопаротурбинная установка «Водолей» на газоперекачивающей станции «Ставищенская»

В ноябре 2003 года первая серийная комбинированная газопаротурбинная установка мощностью 16 МВт (КГПТУ-16), созданная в НПКГ «Зоря» -«Машпроект» на базе разработок профессора H.A. Дикого (Киевский политехнический институт), введена в эксплуатацию на газокомпрессорной станции Ставищенская газопровода «Прогресс» ( рисунок 1.6.) [18].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лыков, Алексей Викторович, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Видяпина, В.И. Экономическая география России: учебник - изд. перераб. и доп. / под общей ред. В.И. Видяпина и М.В. Степанова.— М.: ИНФРА-М: Российская экономическая академия, 2004.—568 с.

2. Арбузов, Ю. Д. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России / П.П. Безруких, Ю. Д. Арбузов, Г.А. Борисов и др.— СПб.: Наука, 2002,— 314 с.

3. Морозова, Т.Г. Экономическая география России: учеб. пособие для вузов / Под ред. Т.Г. Морозовой.-2-е изд., перераб. и доп. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2001.— 471 с.

4. Министерство энергетики Российской Федерации. Энергосбережение и энергоэффективность [Электрон. ресурс] // Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/activity/energoeffektivnost/

5. Министерство энергетики Российской Федерации [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/activity/oi 1 gas

6. Официальный сайт ОАО «Газпром» [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http: //www. gazprom. ru/about/product i on/transportati on/

7. ГОСТ P 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения. 1999. - 15 с.

8. Хараз, Д.И. Пути использования вторичных энергоресурсов в химических производствах / Д.И. Хараз.—М.: Химия, 1984. — 224 с.

9. Григоров, В.Г. Утилизация низкопотенциальных тепловых вторичных энергоресурсов на химических предприятиях. / В.Г. Григоров, В.К. Нейман, С.Д. Чураков. М.: Химия, 1987,— С. 240.

10. Розенгарт, Ю.И. Теплоэнергетика металлургических заводов: Учебник для вузов / Ю.И. Розенгарт, З.Л. Муралова, Б.З. Тенеровский и др.—М.: Металлургия, 1985,— 303 с.

11. Селиверстов, В.M. Утилизация тепла в судовых дизельных установках. / В.М. Селиверстов.— Л.: Судостроение , 1973.— 256 с.

12. Козаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие / А.Н. Козаченко, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков.— М. ГУП. Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2001.—400 с.

13. Салманов, А.А. Утилизационная ТЭЦ на Новолипецком металлургическом комбинате./ Салманов А.А. // Турбины и дизели.— 2012.— № 5.— С. 32—36.

14. Поваров, О.А. Бинарные электрические станции / О.А Поваров, В.А. Саакян, А.И. Никольский и др. //Тяжелое машиностроение. — 2002. № 8. — С. 13—15.

15. Официальный сайт фирмы ORMAT [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.ormat.com

16. Гольдштейн, А.Д. Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец» / А.Д. Гольдштейн, В.Ф. Кузнецов, А.В. Пичкалов // АООТ «НПО-ЦКТИ»-научно-техническая база энергомашиностроения. Сб. научных трудов ЦКТИ. Выпуск 281, т. 2. СПб.: 1997,— С. 23-28.

17. Дашулин, Н. Блочный утилизационный энергокомплекс мощностью 500 кВт на "Чаплыгин" / Н. Дашунин, О. Мильман, С. Циммерман, Н. Винниченко // Газотурбинные технологии.— 2003.— №6.— С.34—35.

18. Романов, В.В. Новая высокоэкономичная газопаротурбиннная установка «Водолей» [Электронный ресурс] /В.В. Романов // Территория нефтегаз.—

19. № 9.—2009.— с.86-87.— Режим доступа: http://neftegas.info/territoriya-neftegaz/2989-novava-vysokoekonomichnaya-gazoparoturbinnnaya-ustanovka-vodoley-opyt-ekspluatacii-pilotnoy-ustanovki-na-ks-stavischenskaya-ukraina.html

20. Официальный сайт компании ПрессАэр [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.pressair■ru/нoвocти/гaзoвaя-кoмпpeccopнaя-cтaнция-в-мaльнoвe.html

21. How to make 'green' power with a simple-cycle gas turbine. Combined Cycle Journal.— №4,—2006,—C.59—62.

22. Официальный сайт ООО НТЦ «Микротурбинные технологии» [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://stc-mtt.ru/news/pusk-mdg-20-na-grs-sertolovo.html

23. Фокин, С.А. Автономные энергоисточники для ГРС на основе микро турбодетандерных генераторов / С.А. Фокин, И.С. Харисов, H.A. Забелин и др. //Турбины и Дизели,—2012,— №6.— С. 16—18.

24. Беседин, С.Н. Разработка и создание автономных энергетических установок малой мощности с расширительной турбиной / С.Н. Беседин, В.А. Рассохин, Г.А. Фокин // Газотурбинные технологии.—2010.—№1.—С. 10—13.

25. Официальный сайт компании ТУРБОПАР [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.turbopar.ru/proizvodstvo-turbin/100.html

26. Официальный сайт компании ОАО "КАЛУЖСКИЙ ТУРБИННЫЙ ЗАВОД" [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://oaoktz.ru/products/

27. Обзор современных ПТУ малой мощности [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://stc-mtt.ru/publication

28. Кирюхин, В.И. Паровые турбины малой мощности КТЗ / Кирюхин В.И., Н.М. Тараненко, Е.П. Огурцова и др.— М.: Энергоатомиздат, 1987.— 216 с.

29. Официальный сайт ЗАО "Невский завод" [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.nzl.spb.ru/

30. Официальный сайт ООО Электротехнический Альянс (ЭЛТА) " [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http : // www .elta-e.ru/company. htm 1

31. РТМ 108.020.22-84. Установки парогазовые стационарные. Методика расчета тепловых схем установок и высоконапорных парогенераторов. - Л.: НПО ЦКТИ, 1985,—56 с.

32. Трухний, А. Д. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: методическое пособие / А.Д. Трухний, C.B. Петрунин.— М.: Издательство МЭИ, 2001.— 24 с.

33. Рабенко, В. С. Тепловой расчет двухконтурной парогазовой установки утилизационного типа: учеб. пособие./ B.C. Рабенко, И. В. Будаков, М.А. Алексеев ГОУВПО. «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2008.—310 с.

34. Степанов, И. Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение и перспективы / И.Р. Степанов—Апатиты: изд. Кольского научного центра РАН, 2000,—169 с.

35. Денисов, И.Н. Расчет принципиальной тепловой схемы парогазовой установки с котлом-утилизатором: учеб.-метод, пособ. / И.Н. Денисов; Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 2007.—87 с.

36. Арсеньев, JI.B. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами: учеб. пособие / JI.B. Арсеньев, В. Рис, В.А. Черников .СПб.: изд-во СПбГТУ, 1996,— 124 с.

37. Единая система газоснабжения России [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/transportation/

38. Министерство энергетики Российской Федерации [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/activity/oilgas

39. Газотранспортная система России: стратегии балансировки [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://gasforum.ru/obzory-i-issledovaniya/1492/

40. Газпром в цифрах 2008—2012 гг. Справочник. [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/

41. Козаченок, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов : Учебное пособие для вузов нефтегазового профиля / А.Н. Козаченко, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков. - М. : Нефть и газ, 2001. - 400 с.

42. Том 1 - «Каталог газотурбинного оборудования»: каталог энергетического оборудования 2011./ Издательский дом «Газотурбинные технологии», 2011.-392 с.

43. СТО Газпром ХХХ-2008. Технические нормативы выбросов. Газоперекачивающие агрегаты ОАО «Газпром». М.—2008.— 33 с.

44. Арсеньев, J1.B. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: справочное пособие / JI.B. Арсеньева, Ф.Д. Бедчер, И.А. Богов [и др.].—JL: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1978.—232 с.

45. Костюк, А.Г. Паровые и газовые турбины для электростанций: учебник для вузов / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Д. Трухний [и др.]; под ред. А.Г. Костюка. -М.: Издательский дом МЭИ, 2008.—556 с.

46. Концепция энергосбережения и повышения энергоэффективности на период 2011-2020 гг. [Электрон. ресурс]// Режим доступа: http://www.gazprom.ru/nature/ecology/

47. Андреев, К.Д. Рабочие процессы газо- и паротурбинных установок тепловых электрических станций. Рабочие, процессы газотурбинных установок [Электронный ресурс]: [учебное пособие]/ К.Д. Андреев, С.Ю. Олейников, В.Г. Полищук [и др.]// Режим доступа: http://elib.spbstu.ru/dl/2/3086.pdf/info

48. Министр природных ресурсов и экологии Российской Федерации [Электрон, ресурс] // Режим доступа:

http://www.mnr.gov.ru/activities/list.php ?part=148&sphrase_id=310467

49. Горшков, С.П. Киотский алармизм и его последствия для Росси. / С.П. Горшков // Энергия, экономика, техника, экология.— 2013.—№1.— С. 48—55.

50. Мазурин, И.М. Спасая атмосферу - губим себя / И.М. Мазурин, В.Я. Столяревский, Е.Ф. Уткин // Энергия, экономика, техника, экология.— 1996.— №8,— С.8—13.

51. СТО Газпром 2-1.19-332-2009. Технические нормативы выбросов. Газоперекачивающие агрегаты ОАО «Газпром». М.—2009.

52. Федеральная служба по тарифам. Справочно-аналитическая информация. [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.fstrf.ru/tariffs/analit_info

53. Богов, И.А. Теплообменные аппараты газотурбинных установок. Основы проектирования: монография /И.А. Богов, В.А. Суханов, А.П. Бузухов, В.В. Толмачев, A.A. Смирнов, А.И. Бодров; под общей ред. Проф., д.т.н. И.А. Богова. СПб.: ООО «Издательство «Полигон», 2010.—208 с.

54. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. [Электрон. ресурс]// Режим доступа: http://www.stroyplan.ru/docs.php?showitem=49848

55. Каталог газотурбинного оборудования : каталог энергетического оборудования-2008./Издательский дом «Газотурбинные технологии». 2008.—356 с.

56. Каталог энергетического оборудования 2011 г. Том 1. Каталог газотурбинного оборудования: каталог энергетического оборудования 2011./ Издательский дом «Газотурбинные технологии». 2011.—392 с.

57. Каталог энергетического оборудования 2012 г. Том 1. Каталог газотурбинного оборудования: каталог энергетического оборудования 2012 // Издательский дом «Газотурбинные технологии». 2012.—452с.

58. Turbomachinery Package Specification. Taurus ™ 60 Compressor Set and Mechenical Drive. [Электрон. ресурс]// Режим доступа: http://mysolar.cat.eom/cda/files/2050489/7/TPS60CSMD.pdf

59. Технические характеристики ГТУ Taurus 60 [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.energoteh.com/upload/PDF/solar/Taurus60.pdf.

60. Арсеньев, JI.B. Расчет тепловой схемы ГТУ: учебное пособие / JI.B. Арсеньев, В.А. Рассохин, С.Ю. Олейников и др. Ленингр. гос. техн. Ун-т. СПб. 1992,— 64 с.

61. Арсеньев, Л.В. Стационарные газотурбинные установки /Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов и др.; Под ред. Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, 1989.—543 с.

62. Манушин, Э. А. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок. / Э. А. Манушин, В. Е. Михальцев, А. П. Чернобровкин. - М. : Машиностроение, 1977. - 447 с.

63. Арсеньева, В. Г. Газотурбинные установки : конструкции и расчет / под общ. ред. Л. В. Арсеньева, В. Г. Тырышкина. - Л. : Машиностроение, 1978. - 232 с.

64. Ходак, Е. А.Термодинамические свойства газа - Л.: ЛПИ, 1986.- 324 с.

65. СТО Газпром ХХХ-2008. Технические нормативы выбросов. Газоперекачивающие агрегаты ОАО «Газпром».— М.—2008.

66. Арсеньев, Л.В. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: справочное пособие / Л.В. Арсеньева, Ф.Д. Бедчер, И.А. Богов и др.—Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1978.—232 с.

67. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций [Текст]: учебное пособие для вузов/ Цанев С.В., Буров В.Д.,

Ремезов А.Н.; под ред. Цанева С.В.—3-е изд, стереот.-М.: Издательский дом МЭИ, 2009,—584 с.

68. Гавра, Г. Г.Тепловой и гидравлический расчет теплообменных аппаратов компрессорных установок: учебное пособие./ Г. Г. Гавра, П. М. Михайлов, В. В. Рис .— Л., ЛПИ, 1982,— 72 с.

69. Официальный сайт ЗАО «Сибирская энергетическая компания» [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.siec-brn.ru/catalog/catalogl/catalogl_15.html

70. Официальный сайт ООО "КМПУ №7" [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://kalorifer.net/content/view/63/63/

71. Официальный сайт ЗАО "Завод Технологического Оборудования "ФОРМУЛА" [Электрон. ресурс]// Режим доступа: http://www.e-formula.ru/Ventil/Dymososy centrobeznye.htm

72. Официальный сайт Группы компаний "Комплексные системы" [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.komsyst.ru/equipment_08_05.html

73. Официальный сайт ООО «Гидроэлектромонтаж» [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://gem2000.ru/dymososy_dn_i_vdn

74. Вукалович, М.П. Теплофизические свойства органических теплоносителей / М.П. Вукалович, Ю.М. Бабиков, Д.С. Рассказов,- М.: Атомиздат, 1970.—240 с.

75. Долинин, Я. П. Установки для нагрева химической аппаратуры высокотемпературными органическими теплоносителями.—М.: Машгиз, 1963.— 292 с.

76. Чечеткин, A.B. Высокотемпературные теплоносители. Изд. 3-е, перераб. и доп., М., «Энергия», 1971.— 496 с.

77. Сапожников, М.Б. Электрические станции на низкокипящих рабочих телах / М.Б Сапожников, Н.И. Тимошенко // Теплоэнергетика.— 2005.— № 3.— С.73—77.

78. Томаров Г.В. Развитие российских геотермальных энергетических технологий / Г.В. Томаров, А.И. Никольский, В.Н. Семенов, A.A. Шипков // Теплоэнергетика.— 2009.— № 11.— С. 2—12.

79. Официальный сайт ОАО "Геотерм" [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://geoenergy.ru

80. Создание российского пилотного бинарного энергоблока на Паужетской ГеоЭС / Г.В. Томаров, А.И. Никольский, В.Н. Семенов, A.A. Шипков // Теплоэнергетика.— 2010.— №11.— С. 18—22.

81. Гришутин, М.М. Паротурбинные установки с органическими рабочими телами / М.М. Гришутин, А.П. Севастьянов, Л.И. Селезнев и др. —Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ие, 1988.— 219 с.

82. Цанев, С. В. Расчет на ЭВМ тепловых схем газотурбинных установок в составе парогазовых установок тепловых электростанций / С. В. Цанев, И. М. Чухин; под ред. Т. Н. Тамбиевой.—М.: Моск. энерг. ин-т, 1986.—40 с.

83. Сапожников, М.Б. Электрические станции на низкокипящих рабочих телах / М.Б Сапожников, Н.И. Тимошенко // Теплоэнергетика.— 2005.— № 3.— С. 73-77.

84. NIST Chemistry WebBook [Электрон. ресурс]// Режим доступа: http://webbook.nist.gov/chemistry/fluid/

85. Варгафтик, Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей / Н.Б. Варгафтик.— 2-е изд. Гос. издат физ-мат. Литературы. — М, 1972.—720 с.

86. Официальный сайт ОАО «Мир смазок» [Электрон, ресурс]// Режим доступа: http://www.mirsmazok.ru

87. Официальный сайт ООО "Хозпромторг-Экспорт" [Электрон, ресурс] // Режим доступа: http://www.petroltrade.ru/n_amt.php

88. Справочник теплофизика [Электрон. ресурс]// Режим доступа: http://thermalinfo.ru/publ/zhidkosti/toplivo_i_maslo/teplofizicheskie_svoistva_masla_a mt 300/31-1-0-372

89. Бакластов, A.M. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: справочник [Текст]/ A.M. Бакластов, В.М. Бродянский, Б.П. Голубев и др.; под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина.—М.: Энергоатомиздат, 1983.—552 с.

90. Борисов, Б.Г. Теплоэнергетика и теплотехника. Кн. 4. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: справочник.—: справочная серия: В 4 кн. / Б.Г.

Борисов, К.Б. Борисов, В.М. Бродянский и др.; под. общ. ред. A.B. Клименко и В.М. Зорина.— 4-е изд., стереот.— М.: Издательский дом МЭИ, 2007.— 632 с.

Список используемых сокращений и обозначений

Используемые сокращения

ЕСГ — единая система газоснабжения;

ГПА — газоперекачивающий агрегат;

ГТУ — газотурбинная установка;

ЗВ — загрязняющие вещества;

КС — компрессорная станция;

ГПУ — газопаровая установка;

ПТУ — парогазовая установка;

КУ — котел-утилизатор;

ОРТ — органическое рабочее тело;

ВЭР — вторичные топливно-энергетические ресурсы

ГУБТ — газовая утилизационная бескомпрессорная турбина

HJIMK — Новолипецкий металлургический комбинат

УТЭЦ — утилизационная теплоэлектроцентраль

БЭС — бинарная электростанция

ОПКС — опытно-промышленной компрессорной станции

ВКУ — воздушно-конденсационная установка

КГПТУ — комбинированная газопаротурбинная установка

ORC — organic Rankine cycle

ГРС — газораспредилительная станция

МДГ — микротурбодетандерный генератор

ЛГП — лепестковые газодинамические подшипники

ВПГ — высоконапорный парогенератор

Hill — низконапорный парогенератор

ПСУ — паросиловая установка

ПНД — подогреватель низкого давления

ПВД — подогреватель высокого давления

ГВПНД — газоводяной подогреватель низкого давления

КНД -— компрессор низкого давления

КВД — компрессор высокого давления

КСВД — камера сгорания высокого давления

ТВД —турбина высокого давления

ТНД — турбина низкого давления

КПД — коэффициент полезного действия

СА — сопловой аппарат

РК — рабочее колесо

ПХГ — подземное хранилище газа

ПТ — паровая турбина

БУТЭК — блочный утилизационный комплекс

ВКУ — конденсационная установка

БДУ — блок дожигающих устройств

ПТУ — паротурбинная установка

ЭГПА — электроприводный газоперекачивающий агрегат

ГМК — газомотокомпрессор

РКИК — Рамочная Конвенция ООН об изменении климата

Основные обозначения

с1 - наружный и внутренний диаметры трубы;

в

£> - наружный диаметр ребра;

8 - толщина ребра; р

к - высота ребра;

р

- шаг оребрения;

р

5" , £ , 5 ' - поперечный, продольный и диагональный шага труб в пучке;

= Б Ш, а2 = ^/й?, о2' = БЧс1 - поперечный, продольный и диагональный относительные шаги труб в пучке;

ô - толщина слоя загрязнения;

з

F - площадь поверхности ребер; р

F - площадь гладкой поверхности оребренной трубы;

F = F + F - площадь полной поверхности оребренной трубы;

F - площадь гладкой поверхности трубы, несущей оребрение;

ф = F /Fj - коэффициент оребрения;

а - ширина пучка труб; Ь - глубина пучка труб; L - длина трубы в пучке (высота пучка); m - число ходов;

п - число труб вдоль фронта пучка;

z - число рядов труб;

п - число труб в теплообменнике

/ - определяющий (характерный) размер пучка;

G - массовый расход; N - мощность; Q - количество теплоты; с - средняя скорость потока; а - коэффициент теплоотдачи; к - коэффициент теплопередачи; Ç - коэффициент сопротивления; 9, t - температура; р - давление;

Т - абсолютная температура; р - плотность; X - коэффициент теплопроводности; ц - динамический коэффициент вязкости; v - кинематический коэффициент вязкости; а - коэффициент температуропроводности;

г - энтальпия;

с - средняя теплоемкость при постоянном давлении; р

Я - газовая постоянная; N11 - число Нуссельта; Ей - число Эйлера; Яе - число Рейнольдса; Рг - число Прандтля.

Показатели ТП-1650 ТП-1250 ТП-1100* ТП-750 ТП-630 ТП-600 ТП-320

Номинальная мощность, 1650 1000 809 692 630 505 235

Ном. частота вращения

оотооа:

турбины, об/мин 3500 5470 5075 7893 8000 7920 9000

насоса, об/мин 1050 1480 1450 1480 1500 1485 1350

Параметры свежего

номинал (рабочий

абсолютное давление, МПа 2,35 (2,22,45) 4,08 (3,8-4,1) 1,47 2,35 (2,02,45) 1,3(1,0-1.4) 2,35 (2,02,45) 1,37 (1,371,5)

температура, °С 320 (300380) 371 (348-373) 220 318 (250400) 191 (15** -250) 318 (250400) 194 (15** -220)

степень сухости, % — — — — 99 — 99

Ном. абсолютное

пара за турбиной, МПа 0,5 0,8 0,04 0,5 0,3 0,5 0,12

Номинальный расход 25,8 17,9 9,62 15,4 15,6 12,8 4,37

пага. т/ч

Автономная масляная

система:

емкость масляного бака, 1,0 2,0 0,92 1,0 1,0 1,0 0,31

поверхность охлаждения 8,0 7,5 6,16 4,85 4,85 4,85 3,45

маслоохладителей, м2

ном. температура охл. 25 32 32 25 25 25 32

волы. °С

номинальный расход 40 20x2 20 20 22 20 10

охл. на

Монтажные

масса турбины, т 16,0 5,1 2,92 6,08 6,08 6,08 1,36

масса ротора турбины, т 1,55 0,4 0,37 0,17 0,17 0,17 0,09

масса поставляемого 16,8 13,6 4,6 7,47 7,47 7,47 1,67

оборудования, т

Габариты, м:

длина 3,9 5,41 2.44 2,95 2,95 2,95 1,5

ширина 2,52 2,9 2,4 2,13 2,13 2,13 1,4

высота 3,15 2,75 2,3 2,52 2,52 2,52 1,85

Код ОКП 311 114 644583 644 583

Тип приводимого насоса Дымосос ASH-2900/2000 ХБ630/390 Судовые насосы ZHL 302-9720 ФРГ Сетевой насос СЭ 1250/140 ZMP 530/6 ФРГ Судовые насосы

Предприятие- - ПО "Насос-энергомаш" — — — — —

изготовитель

насоса

*- Турбопривод конденсационный

** ^ — температура насыщения для заданного давления

Показатели ТГУ 500К ТГУ 600 ТГУ 800К ТГУ 1000К

Номинальная мощность, кВт 500 600 800 1000

Частота вращения ротора, об/мин:

Турбины 8000 8000 6000 6000

Генератора 1500 1500 1500 1500

Параметры 3-фазного электрического тока:

напряжение, В 400 400 400 400

частота, Гц 50 50 50 50

Номинальные параметры свежего пара,

абсолютное давление, МПа 0,65 (0,5-1,5) 1,6(1,4-1,7) 0,65 (0,5-1,7) 1,1 (0,5-2,1)

температура, °С 250 (200-300) 310 (300-320) 250 (200-300) 310 (280-320)

Номинальное абсолютное давление пара

за турбиной, кПа 7,5 7,2 6,0 6,4

Номинальный расход пара, т/ч 4,0 4,3 6,1 6,55

Конденсатор:

гидравлическое сопротивление, МПа 0,06 0,06 0,025 0,025

номинальная температура охл. воды,

(рабочий диапазон), °С 25 (4-32) 25 (4-35) 25 (4-32) 25 (4-32)

Расход охлаждающей воды на

теплообменники, мЗ/ч 470 390 1115 1120

Автономная масляная система:

емкость масляного бака, мЗ 0,95 1 2 2

Монтажные характеристики:

масса турбогенератора, т 11,26 11,7 20,98 21,67

масса поставляемого оборудования, т 12,12 15,48 21,5 22,15

Габариты ТГ, м:

Длина 4,1 4,08 4,9 5,1

Ширина 2,3 2,37 3,2 3,2

Высота 2,2 2,42 3,1 3,1

Тип генератора* МСК МСК МСК

750-1500 62Ь2-4\У 1250-1500 ' 1560-1500

Изготовители генераторов: — АО "Электросила", г. Санкт-Петербург (тип МСК) — ТО "АуК" Германия (тип 080-62Ь2-4\¥

Показатели П 1,5/10,5-2,4/1,ОБ ПР 0,6/0,4-1,3/0,65/0,04

Номинальная мощность, кВт:

электрическая 1500 600

тепловая 6000 4000

Частота вращения ротора, об/мин:

турбины 6700 6700

генератора 3000 1500

Параметры 3-фазного электрического тока:

напряжение, В 10500 (6300)*** 400

частота, Гц 50 50

Номинальные параметры сухого свежего пара

абсолютное давление, МПа 2,4 (2,2-2,4) 1,3(1,2-1,4)

температура, °С 370 (350-380) 191 (1Б**-250)

Номинальные параметры пара в отборе (рабочий диапазон):

абсолютное давление, МПа 1,15 (1,05-1,25) 0,65

расход (рабочий диапазон), т/ч 11,0(0-12) 5,0 (0-9,0)

Номинальное абсолютное давление

пара за турбиной, кПа 65 50

Номинальный расход пара, т/ч 21,2 12,0

Номинальные параметры сетевой воды, охлаждающей Теплообменники (бойлер, а для ПР 0,6/0,4-1,3/0,65/0,04

и эжектор отсоса):

давление на входе, МПа (не более) 1,3 0,5

температура (рабочий диапазон), °С

на входе 60 (40-70) 50 (45-55)

на выходе 65 (45-75) 70 (65-75)

расход, мЗ/ч 1000 200

Ном. параметры охлаждающей воды на маслоохладитель, а для П 1,5/10,5-2,4/1,05 на эжектор и генератор:

температура на входе (рабочий диапазон), °С 25 (5-33) 30 (15-35)

расход, мЗ/ч 50 30

давление, МПа (не более) 0,3 0,4

Автономная масляная система:

емкость масляного бака, мЗ 2,0 2,0

Монтажные характеристики: /

масса турбогенератора, т 23,0 20,0

масса поставляемого оборудования, т 31,5 26,0

Габариты ТГ, м:

длина 6,3 4,94

ширина 2,5 2,5

высота 3,13 3,27

Тип генератора* ТК-1,5 СГ2-600

Показатели ТГ 0,6/0,4-К 1,3 ТГ 0,6/0,4-К 2,8

Номинальная мощность, кВт:

электрическая 600 600

Тепловая 5600 2800

Частота вращения ротора, об/мин:

Турбины 8000 10500

Генератора 1500 1500

Параметры 3-фазного электрического тока:

Напряжение, В 400 400

частота, Гц 50 50

Номинальные параметры свежего пара (рабочий диапазон):

Абсолютное давление, МПа 1,3 (0,8-1,5) 2,8 (2,4-3,0)

температура, °С 191 (ts** -310) 380 (350-380)

(пар сухой)

Номинальное абсолютное давление пара за турбиной, кПа 60 60

Номинальный расход пара, т/ч 10 4,6

Номинальные параметры сетевой воды, охлаждающей теплообменники (бойлер, эжектор отсоса и, для ТГ 0,6/0,4 - К 2,8, маслоохладитель):

давление на входе, МПа 1,6 1,6

температура (рабочий диапазон), °С

на входе 45 (40-50) 45 (40-50)

на выходе 80 (70-90) 80 (75-90)

расход, мЗ/ч 120 65

Номинальные параметры охлаждающей воды на маслоохладитель (для ТГ 0,6/0,4 -К 1,3):

температура на входе (рабочий диапазон), °С 30(15-35) —

расход, мЗ/ч 30 —

Автономная масляная система:

емкость масляного бака, мЗ 0,76 0,76

Монтажные характеристики:

масса турбогенератора, т 15,0 15,0

масса поставляемого оборудования, т 17,0 17,0

Габариты ТГ, м:

Длина 4,8 4,8

Ширина 2,85 2,85

Высота 2,9 2,9

Тип генератора* СГ2-600 СГ2-600

* Изготовитель генераторов: — АО "СЭЗ", г. Сас юново, Смоленской обл. (тип СГ2)

** ts — температура насыщения для заданного давления

Наименование показателя Типы установок

Р-0,050 Р- 0,075 Р-0,15 Р-0,25 Р-0,35 Р-0,6

Номинал / (Рабочий диапазон)

1. МОЩНОСТЬ, (при СОБф=0,91) кВт 50 (0-60) 75 (090) 150 (0170) 250 (0270) 350 (0370) 600 (0-600)

2. Частота вращения ротора: турбины, мин-1 генератора, мин-1 3000 3000

3. Давление сухого насыщенного пара перед стопорным клапаном абс., МПа 1,3/(0,7-1,4) *3)

4. Температура сухого насыщенного пара перед стопорным клапаном, ОС 191 /(165 - 300) *4)

5. Давление пара в отборе, абс., МПа (0,4-0,8) *5)

6. Давление пара за турбиной, абс., МПа 0,25/(0,1 -0,6)

7. Расход насыщенного пара при номинальных параметрах, не более, т/ч 3(1-3,5) 4(1-4,5) 6(3-6,5) 9 11 (3-11) (3-16) 13 (2-32)

8. Срок службы, не менее, лет 15

9. Тип генератора Асинхронный / Синхронный

10. Напряжение на клеммах генератора, В 400 (-5 %+10%)

11. Тип охлаждения генератора Воздушный, по разомкнутому циклу

12. Гарантийный срок эксплуатации, мес. 12 (с момента ввода в эксплуатацию, но не позднее 18. мес. от даты изготовления)

13. Масса установки, кг 2800 ± 5 % 3000 ± 5 % 3500 ± 5 % 5900 ± 5 %

14. Габаритные размеры установки, мм 2500 * 1650 * 1400 3500*1650* 1400

15. Комплект поставки 1. Турбина паровая *1) 2. Генератор *1) 3. Рама *1) 4. Соединительная муфта *1) 5. Шкаф управления и защит 6. Запасные части и принадлежности 7. Техническая документация 8. Шкаф генераторного выключателя *2) 9. Пульт управления компьютерный *2)

16. Варианттурбопривода Частота вращения - 0 - 1500 - 3500 об/мин

*1) Турбогенераторная установка поставляется в собранном виде (турбина и генератор установлены на раме и соединены между собой муфтой)

*2) Поставляется по отдельному запросу (в базовый комплект не входит)

*3) Турбины могут изготавливаться на начальное давление пара 2,4 МПа,

*4) Допускается использование перегретого пара с температурой до 300 °С

*5) Турбины могут выпускаться как с промежуточным отбором пара, так и без него

Модель К-0,6-2,8 К-075-1 27 К-0 75-2 35 К-0 75-3 43 К-1-1,3 К-1 0-3 43

Номинальная мощность, кВт 600 750 750 750 1000 1000

Начальное давление пара, МПа 2,8 1,27 2,35 3,43 1,3 3,432

Начальная Температура пара, ОС 380 340 390 435 340 435

Расход пара, т/ч 3 4,4 4,5 4 6,44 5,77

Температура охлаждающей воды НОМ, ОС 27 27 27

Температура охлаждающей воды МАКС, ОС 33 33 33

Давление в конденсаторе, МПа 0 0086 0 008 0 009 0 009

Скорость вращения, об/мин 6500/1500 6500/1500 6500/1500 6500/4932 6500/1500

Удельный расход пара, кг/кВт ч 6 5,97 5,35 5,77

Вес, т 14 15 15 15

Габаритные размеры, мм 3630*2250*2120 3695x2235x2112 3695x2235x2112 3695*2235x2112

Показатели ТГ ТГ ТГ ТГ ТГ ТГ ТГ

0,5А/0,4 0,6А/0,4 0,75А/0,4 0,5ПА/0,4 0,6ПА/0,4 0,75ПА/0, 1,06/10,5

Р 13/3,7 Р 12/3,7 Р13/2* * * Р11/6 Р13/6 4 Р13/4*** Р2,2/0,12

Номинальная мощность, кВт 500 600 750 500 600 750 1060

Частота вращения, об/мин

ротора турбины 8000 8000 8000 8000 8000 8000 9300

ротора генератора 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500

Параметры 3-фазного

электрического тока

Напряжение, В 400 400 400 400 400 400 10500 (6300)****

частота, Гц 50 50 50 50 50 50 50

Номинальные параметры

сухого насыщенного пара (рабочий диапазон)

Абсолютное давление, МПа 1,3(1,0- 1,2(1,0- 1,3(1,0- 1,1 (1,0-1,4) 1,3(1,0- 1,3(1,0- 2,2 (2,0-

1,4) 1,4) 1,4) 1,4) 1,4) 2,4)

температура,°С 191 (ts** -250) 187 (ts** -250) 191 (ts** -250) 183 (ts** -250) 191 (ts** -250) 191 (ts** -250) 350 (280380)

Номинальное абсолютное

давление пара

за турбиной (рабочий диапазон), кПа 370 (300500) 370 (300500) 200 (150300) 600 (500700) 600 (500700) 400 (300500) 120 (105140)

Номинальный расход пара, т/ч 13,2 16,5 14,4 27,5 30,4 22,5 11,1

Номинальные параметры

охлаждающей воды

температура, °С 20 (4-32) 20 (4-32) 20 (4-32) 20 (4-32) 20 (4-32) 20 (4-32) 25 (4-32)

расход, мЗ/ч 10(10-15) 10(10-15) 10(10-15) 10(10-15) 10(10-15) 10 (10-15) 30 (30-35)

Автономная масляная

система

емкость масляного бака, мЗ 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,5

Монтажные характеристики

масса турбогенератора, т 9,54 11,42 11,16 9,4 11,32 11,12 18,0

масса поставляемого 10,68 12,58 12,38 10,53 12,49 12,35 18,81

оборудования, т

Габариты турбогенератора, м

Длина 4,24 4,47 4,4 4,24 4,47 4,4 5,29

Ширина 2,13 2,13 2,13 2,13 2,13 2,13 1,93

Высота 2,27 2,37 2,37 2,27 2,37 2,37 2,42

Тип генератора* СГ2-500 СГ2-600 СГ2-750 СГ2-500 СГ2-600 СГ2-750 LSA52 2ZL 70/4Р

* Изготовитель генераторов АО "СЭЗ", г Сафоново, Смоленской обл (тип СГ2), АО «Привод», г Лысьва (тип ТК) ,•

"LEROY SOMER", Франция (тип LSA52 2ZL70/4P)

** ts - температура насыщения для заданного давления

*** - турбогенератор ТГ 0,75ПА/6,3 Р13/4 комплектуется генератором типа СГ2-750/6.3 напряжением 6,3 кВ **** - напряжение оговаривается при заказе

Программа A2GTP - вариантный расчет параметров рабочего процесса

ГТУ с охлаждаемой турбиной

Lykov AV aspirant 02 06 12

Введены входные данные

1 NE = 5200 0кВт Т3*=1258 0К ТН=288 0К РН= 1013МПа

2 МЮ = 000 ТСТ=1357 ок дтв= 0К H0CP—278 0кДж/кг