Энергоэкономическая эффективность применения авиационных двигателей на ТЭС

Что означает Энергоэкономическая эффективность применения авиационных двигателей на ТЭС и что это такое? В разделе Теплотехника дан подробный ответ и объяснение на вопрос.

Здесь выложено готовое сочинение на тему Энергоэкономическая эффективность применения авиационных двигателей на ТЭС, которое вы так же можете использовать как реферат.

Эту, поверенную нами работу, вы можете скачать бесплатно перейдя по ссылке, но если вам необходима другая готовая работа по данному предмету, например реферат или изложение, доклад, лекция, проект, презентация, эссе, краткое описание, биография писателя, ученого или другой знаменитости, контрольная, самостоятельная, курсовая, экзаменационная, дипломная или любая другая работа, с вашими индивидуальными требованиями, напишите нам и мы договоримся.

Наша небольшая команда бывших и действующих преподавателей и авторов со стажем работы от 5-ти лет всегда вам поможет. Всего нами написано и проверено более 10 000 различных работ на образовательные темы. С нами вы получите действительно качестенный материал с уникальным текстом и обязательно хорошую оценку. Удачи в учебе!

Overview Свойства газов Компрессор Свойства газов (2) Камера сгорания Свойства газов (750) Свойства газов (outlet) Свойства газов (x) Газовая турбина Свойства газов (x) (2) Техн данные к расчету ГПСВ Расчет ГПСВ конструктивный финанализ Кредит финанализ с кредитом финанализ с АБХМ Кредит с АБХМ финанализ с АБХМ с кредитом Sheet 1: Свойства газов
Изобарная теплоемкость Вводить только синий текст gN2 gRO2 gH2O Продукты сгорания при a 5.12
m 28.97 28.02 28.15 32 44.01 18.02 28.01 2.02 0.66 0.24 0.05 0.04 1
t 398.06 398.06 398.06 398.06 398.06 398.06 398.06 398.06 398.06 398.06 398.06 398.06 120
T 671.21 671.21 671.21 671.21 671.21 671.21 671.21 671.21 0.29
8.31 возд N2 N2' O2 CO2 H2O CO H2 Изобарная теплоемкость
30.919 30.558 30.451 32.737 49.000 37.171 30.957 29.380
1.07 1.09 1.08 1.02 1.11 2.06 1.11 14.57 1.07 1.09 1.11 2.06 1.12
Энтальпия Энтальпия
19768.4 19716.8 19661.9 20208.3 25702.6 23015.2 19797.3 19361.5
682.37 703.77 698.47 631.51 584.02 1277.49 706.79 9603.92
409.14 420.49 417.09 383.76 391.93 774.70 423.23 5759.82 409.14 420.49 391.93 774.7 426
61.9400 347.2000 632.3 -223.16 426 0
Энтропия Энтропия
218.084 215.468 214.956 229.988 248.522 217.049 222.004 154.264
7.53 7.69 7.64 7.19 5.65 12.05 7.93 76.52
0.62 0.92 0.95 0.94 0.86 0.87 1.74 0.95 12.99 0.92 0.95 0.87 1.74 0.96
0.82 -0.1 0.88 0.08
p0 24.6420 17.9899 16.9155 103.1538 9.5855 21.7574 39.4875 114.2867 24.64 17.99 9.59 21.76 22.09
Cv 0.7803 0.7940 0.7864 0.7632 0.9245 1.6017 0.8084 10.4493 0.78 0.79 0.92 1.6 0.83
k 1.37 1.37 1.38 1.34 1.2 1.29 1.37 1.4 1.37 1.37 1.2 1.29 1.36
Внутренняя энергия 14187.8 14136.2 14081.3 14627.7 20122.0 17434.6 14216.7 13780.9 14187.83 14136.23 20122.03 17434.63 14629.16
489.74 504.58 500.22 457.12 457.21 967.73 507.56 6835.78 489.74 504.58 457.21 967.73 511.24
Газовая постоянная 0.29 0.3 0.3 0.26 0.19 0.46 0.3 4.12 0.29 0.3 0.19 0.46 0.29
Sheet 2: Компрессор
Темп. возд. (ср. годовая) °С 15
Давление атм. кПа 95.3 715 мм. рт. ст.
Степень повышения давления 7.2
Давление на выходе из компрессора кПа 686.16
Энтропия на входе 0.05 по таблицам лист "Свойства газов"
Энтропия на выходе 0.6201
Темп. возд. на выходе (идеальн) 231 по таблицам
КПД компрессора 0.87 принят
Энтальпия на входе в компрессор кДж/кг 15.04 по таблицам
Энтальпия на выходе из компрессора (идеальн) кДж/кг 234.06 по таблицам
Работа сжатия воздуха в компрессора кДж/кг 251.75
Действительная энтальпия воздуха на выходе из компрессора кДж/кг 266.79
Действительная температура на выходе из компрессора °С 262.68
Sheet 3: Свойства газов (2)
Изобарная теплоемкость Вводить только синий текст gN2 gRO2 gH2O Продукты сгорания при a 5.12
m 28.97 28.02 28.15 32 44.01 18.02 28.01 2.02 0.66 0.24 0.05 0.04 1
t 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 120
T 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 0.29
8.31 возд N2 N2' O2 CO2 H2O CO H2 Изобарная теплоемкость
33.190 32.850 32.715 34.979 54.643 41.600 33.327 30.292
1.15 1.17 1.16 1.09 1.24 2.31 1.19 15.03 1.15 1.17 1.24 2.31 1.21
Энтальпия Энтальпия
31065.5 30886.3 30788.8 32169.6 44045.6 36870.2 31130.9 29837.4
1072.33 1102.45 1093.74 1005.30 1000.81 2046.53 1111.42 14800.30
799.10 819.17 812.36 757.55 808.72 1543.74 827.86 10956.20 799.1 819.17 808.72 1543.74 835.11
451.9000 347.2000 632.3 166.8 426 -409.11
Энтропия Энтропия
231.584 228.812 228.250 244.282 270.410 233.579 235.544 166.799
7.99 8.17 8.11 7.63 6.14 12.97 8.41 82.74
0.62 1.39 1.42 1.41 1.31 1.36 2.65 1.44 19.21 1.39 1.42 1.36 2.65 1.45
0.82 -0.57 0.88 0.56
p0 124.9835 89.5481 83.6952 575.6205 133.3335 158.8755 201.2451 516.1366 124.98 89.55 133.33 158.88 118.2
Cv 0.8587 0.8758 0.8668 0.8333 1.0527 1.8476 0.8930 10.9017 0.86 0.88 1.05 1.85 0.91
k 1.33 1.34 1.34 1.31 1.18 1.25 1.33 1.38 1.33 1.34 1.18 1.25 1.32
Внутренняя энергия 22558.8 22379.6 22282.1 23662.9 35538.9 28363.5 22624.2 21330.7 22558.83 22379.63 35538.93 28363.53 23454.71
778.7 798.82 791.55 739.47 807.52 1574.35 807.72 10580.72 778.7 798.82 807.52 1574.35 817.85
Газовая постоянная 0.29 0.3 0.3 0.26 0.19 0.46 0.3 4.12 0.29 0.3 0.19 0.46 0.29
Sheet 4: Камера сгорания
Расчет камеры сгорания
Газ Теплоемкость компонентов
СН4 % 90.6 1.7 1.54
С2Н6 % 3.45 2.64 0.09
С3Н8 % 0.9 3.74 0.03
С4Н10 % 0.38 4.98 0.02
С5Н12 % 0.3 6.18 0.02
Н2S % 0.08 1.55 0
CO2 % 2.69 0.96 0.03 Суммарная теплоемкость, кДж/кг
O2 % 1.6 0.95 0.02 1.75 2.32
Qрн кДж/нм3 36400 кДж/кг 48340 8687.35
Плотность кг/нм3 0.75 10151.4
Теоретический объем воздуха м3/м3 9.58
Плотность воздуха кг/нм3 1.29
Теоретическая масса воздуха кг/кг 16.43
Теор. объем азота м3/м3 7.56
Объем трехатомных газов м3/м3 1.06
Объем водяных паров м3/м3 1.99
Объем дымовых газов м3/м3 10.61
Объемная доля трехатомных газов 0.1
Объемная доля водяных паров 0.19
Объемная доля азота 0.71 1
Плотность азота кг/м3 1.250
Плотность трехатомных газов кг/м3 1.96
Количество трехатомных газов кг/кг 2.76
Количество водяных паров кг/кг 2.12
Количество азота кг/кг 12.55
Количество газов кг/кг 17.43
Массовая доля вод. паров 0.12
Массовая доля трехатомных газов 0.16
Массовая доля азота 0.72
Температура на выходе из камеры сгорания °С 750
Энтальпия вод. паров кДж/кг 1543.74
Энтальпия RO2 кДж/кг 808.72
Энтальпия азота кДж/кг 819.17
Энтальпия продуктов сгорания при a=1 (750°C) кДж/кг 905.92
КПД камеры сгорания 0.98
Температура топлива °С 15
Теплоемкость топлива кДж/(кг·°С) 2.32
Энтальпия топлива кДж/кг 34.77
Энтальпия воздуха при температуре на выходе из камеры сгорания кДж/кг 799.10
Относительное количество воздуха, содержащееся в продуктах сгорания за камерой сгорания кг/кг 67.63
Коэффициент избытка воздуха на выходе из камеры сгорания 5.12
Увеличение удельного расхода рабочего тела в камере сгорания 0.01
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива кг/кг 85.06
Массовая доля вод. паров кг/кг 0.02
Массовая доля трехатомных газов кг/кг 0.03
Массовая доля азота кг/кг 0.15
Массовая доля избыточного воздуха кг/кг 0.8 1
ГОТОВО!!!
Sheet 5: Свойства газов (750)
Изобарная теплоемкость Вводить только синий текст gN2 gRO2 gH2O Продукты сгорания при a 5.12
m 28.97 28.02 28.15 32 44.01 18.02 28.01 2.02 0.8 0.15 0.03 0.02 1
t 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 120
T 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 1023.15 0.29
8.31 возд N2 N2' O2 CO2 H2O CO H2 Изобарная теплоемкость
33.190 32.850 32.715 34.979 54.643 41.600 33.327 30.292
1.15 1.17 1.16 1.09 1.24 2.31 1.19 15.03 1.15 1.17 1.24 2.31 1.18
Энтальпия Энтальпия
31065.5 30886.3 30788.8 32169.6 44045.6 36870.2 31130.9 29837.4
1072.33 1102.45 1093.74 1005.30 1000.81 2046.53 1111.42 14800.30
799.10 819.17 812.36 757.55 808.72 1543.74 827.86 10956.20 799.1 819.17 808.72 1543.74 820.91
451.9000 347.2000 632.3 166.8 426 -394.91
Энтропия Энтропия
231.584 228.812 228.250 244.282 270.410 233.579 235.544 166.799
7.99 8.17 8.11 7.63 6.14 12.97 8.41 82.74
0.62 1.39 1.42 1.41 1.31 1.36 2.65 1.44 19.21 1.39 1.42 1.36 2.65 1.42
0.82 -0.57 0.88 0.54
p0 124.9835 89.5481 83.6952 575.6205 133.3335 158.8755 201.2451 516.1366 124.98 89.55 133.33 158.88 120.87
Cv 0.8587 0.8758 0.8668 0.8333 1.0527 1.8476 0.8930 10.9017 0.86 0.88 1.05 1.85 0.89
k 1.33 1.34 1.34 1.31 1.18 1.25 1.33 1.38 1.33 1.34 1.18 1.25 1.33
Внутренняя энергия 22558.8 22379.6 22282.1 23662.9 35538.9 28363.5 22624.2 21330.7 22558.83 22379.63 35538.93 28363.53 23097.49
778.7 798.82 791.55 739.47 807.52 1574.35 807.72 10580.72 778.7 798.82 807.52 1574.35 802.41
Газовая постоянная 0.29 0.3 0.3 0.26 0.19 0.46 0.3 4.12 0.29 0.3 0.19 0.46 0.29
Sheet 6: Свойства газов (outlet)
Изобарная теплоемкость Вводить только синий текст gN2 gRO2 gH2O Продукты сгорания при a 5.12
m 28.97 28.02 28.15 32 44.01 18.02 28.01 2.02 0.8 0.14 0.03 0.02 1
t 388.69 388.69 388.69 388.69 388.69 388.69 388.69 388.69 388.69 388.69 388.69 388.69 120
T 661.84 661.84 661.84 661.84 661.84 661.84 661.84 661.84 0.29
8.31 возд N2 N2' O2 CO2 H2O CO H2 Изобарная теплоемкость
30.854 30.496 30.390 32.655 48.794 37.058 30.888 29.369
1.07 1.09 1.08 1.02 1.11 2.06 1.1 14.57 1.07 1.09 1.11 2.06 1.09
Энтальпия Энтальпия
19479.0 19430.8 19376.9 19902.0 25244.5 22667.5 19507.5 19086.2
672.39 693.56 688.34 621.94 573.61 1258.19 696.45 9467.36
399.16 410.28 406.96 374.19 381.52 755.40 412.89 5623.26 399.16 410.28 381.52 755.4 408.7
49.8600 349.3000 632.3 -233.14 408.7 0
Энтропия Энтропия
217.649 215.039 214.529 229.528 247.834 216.528 221.569 153.851
7.51 7.68 7.62 7.17 5.63 12.02 7.91 76.31
0.62 0.9 0.93 0.92 0.84 0.85 1.71 0.94 12.78 0.9 0.93 0.85 1.71 0.93
0.53 -0.38 0.86 0.07
p0 23.3859 17.0852 16.0687 97.6016 8.8242 20.4359 37.4746 108.7483 23.39 17.09 8.82 20.44 21.97
Cv 0.7780 0.7918 0.7842 0.7607 0.9198 1.5955 0.8059 10.4438 0.78 0.79 0.92 1.6 0.8
k 1.37 1.38 1.38 1.34 1.21 1.29 1.37 1.4 1.37 1.38 1.21 1.29 1.36
Внутренняя энергия 13976.3 13928.1 13874.2 14399.3 19741.8 17164.8 14004.8 13583.5 13976.33 13928.13 19741.83 17164.83 14225.02
482.44 497.15 492.87 449.98 448.58 952.75 499.99 6737.86 482.44 497.15 448.58 952.75 494.71
Газовая постоянная 0.29 0.3 0.3 0.26 0.19 0.46 0.3 4.12 0.29 0.3 0.19 0.46 0.29
Sheet 7: Свойства газов (x)
Изобарная теплоемкость Вводить только синий текст gN2 gRO2 gH2O Продукты сгорания при a 5.12
m 28.97 28.02 28.15 32 44.01 18.02 28.01 2.02 0.8 0.15 0.03 0.02 1
t 187.7 187.7 187.7 187.7 187.7 187.7 187.7 187.7 187.7 187.7 187.7 187.7 120
T 460.85 460.85 460.85 460.85 460.85 460.85 460.85 460.85 0.29
8.31 возд N2 N2' O2 CO2 H2O CO H2 Изобарная теплоемкость
29.615 29.427 29.330 30.686 43.381 34.826 29.597 29.228
1.02 1.05 1.04 0.96 0.99 1.93 1.06 14.5 1.02 1.05 0.99 1.93 1.05
Энтальпия Энтальпия
13408.9 13418.6 13385.1 13532.2 15946.8 15450.6 13437.2 13199.9
462.85 478.96 475.49 422.88 362.34 857.60 479.73 6547.57
189.62 195.68 194.11 175.13 170.25 354.81 196.17 2703.47 189.62 195.68 170.25 354.81 194
-159.6800 349.3000 632.3 -442.68 420.37 226.37
Энтропия Энтропия
206.732 204.223 203.750 218.079 231.150 203.556 210.652 143.252
7.14 7.29 7.24 6.82 5.25 11.3 7.52 71.06
0.62 0.53 0.55 0.54 0.49 0.47 0.99 0.55 7.53 0.53 0.55 0.47 0.99 0.54
0.53 0 0.86 -0.32
p0 6.2907 4.6520 4.3948 24.6272 1.1863 4.2934 10.0806 30.3935 6.29 4.65 1.19 4.29 5.83
Cv 0.7353 0.7536 0.7466 0.6991 0.7968 1.4716 0.7598 10.3739 0.74 0.75 0.8 1.47 0.76
k 1.39 1.39 1.4 1.37 1.24 1.31 1.39 1.4 1.39 1.39 1.24 1.31 1.38
Внутренняя энергия 9577.3 9587.0 9553.5 9700.6 12115.2 11619.0 9605.6 9368.3 9577.3 9587 12115.2 11619 9711.8
330.59 342.2 339.38 303.14 275.28 644.93 342.93 4646.97 330.59 342.2 275.28 644.93 338.34
Газовая постоянная 0.29 0.3 0.3 0.26 0.19 0.46 0.3 4.12 0.29 0.3 0.19 0.46 0.29
Sheet 8: Газовая турбина
КПД турбины (адиабатный) 0.88
Потери давления в турбине 0.03
Степень понижения давления в турбине 7.2
Степень понижения давления в турбине 6.98
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива кг/кг 85.06
Массовая доля вод. паров кг/кг 0.02
Массовая доля трехатомных газов кг/кг 0.03
Массовая доля азота кг/кг 0.15
Массовая доля избыточного воздуха кг/кг 0.8
Газовая постоянная продуктов сгорания 0.29
Энтропия на входе в турбину кДж/(кг·К) 1.42
Энтропия на выходе из турбины кДж/(кг·К) 0.86
Температура на выходе из турбины (теоретическая) °С 348.9
Энтальпия газов на входе в турбину кДж/кг 820.91
Энтальпия газов на выходе из турбины кДж/кг 365.75
Работа расширения газа в турбине кДж/кг 400.54
Энтальпия на выходе из турбины (действ) кДж/кг 420.37
Температура на выходе из турбины (действ) °С 398.98
Средняя температура стенки лопаток °С 600
Число охлаждаемых венцов 1
a 1
b 0
Средняя температура рабочего тела, при которой отводится теплота охлаждения °С 750 Tq
a* 0.02
Теплоемкость продуктов сгорания при Tq и a кДж/кг 1.18
Количество теплоты, отводимой от охлаждаемых элементов проточной части кДж/кг 3.55 qохл
Коэффициент потери работы при закрытом охлаждении 0.34
Удельная работа расширения газа кДж/кг 399.3
Энтальпия в конце расширения кДж/кг 418.1
Средняя температура газа, при которой охладитель вводится в проточную часть °С 600 Tg
Показатель политропы процесса расширения m'sт 0.22
Степень понижения давления охладителя pохл 3.4
Коэффициент использования хладоресурса охладителя kисп 0.42
Расход воздуха на охлаждение дисков и элементов статора Dgохл 0.02
Температура воздуха для охлаждения 262.68
Энтальпия 266.79
Расход воздуха на охлаждение gохл 0.04
Температура (средняя) 431.34
Средняя изобарная теплоемкость охладителя 1.08
Средняя энтальпия охладителя при выводе в проточную часть iохл3 349.3
Средняя температура охладителя tохл3 341.63
Политропический КПД расширения газов hпол 0.85
Энтропия на выходе из турбины (действ) 0.94
Энтропия охладителя при tохл3 0.83
Энтропия охладителя в конце процесса расширения 0.53
Температура охладителя в конце процесса расширения tохл4 187.7
Энтальпия охладителя в конце процесса расширения iохл4 189.62
Работа расширения охладителя Нохл 6.87
Суммарная удельная работа расширения газа и охладителя 406.17
Расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор g'охл 0.04
Коэффициент избытка воздуха смеси газа и охладителя aсм 5.34
Энтальпия смеси газа и охладителя за турбиной i4 408.7
Температура на выходе из турбины t4 388.69
Избыточное количество воздуха на выходе из турбины 71.29
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива 88.72
Доля RO2 0.031
Доля N2 0.14
Доля вод. паров 0.02
Доля воздуха 0.8
Выходные характеристики ГТУ
Удельная полезная работа ГТУ He 139.27
Мех. КПД 0.98
КПД генератора 0.95
Коэффициент полезной работы j 0.35
Мощность МВт 2.5
Расход воздуха при мощности 2,5 МВт кг/с 17.95
Расход топлива кг/с 0.21
Расход выхлопных газов кг/с 18.16
Расход теплоты на турбину 551.07
Электрический КПД ГТУ 24.0%
Удельный расход условного топлива на выработанную электроэнергию гут/(кВт·ч) 511.81 ГОТОВО!!!
Sheet 9: Свойства газов (x) (2)
Изобарная теплоемкость Вводить только синий текст gN2 gRO2 gH2O Продукты сгорания при a 5.12
m 28.97 28.02 28.15 32 44.01 18.02 28.01 2.02 0.8 0.14 0.03 0.02 1
t 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 120
T 389.75 389.75 389.75 389.75 389.75 389.75 389.75 389.75 0.29
8.31 возд N2 N2' O2 CO2 H2O CO H2 Изобарная теплоемкость
29.311 29.221 29.126 30.005 40.907 34.182 29.305 29.148
1.01 1.04 1.03 0.94 0.93 1.9 1.05 14.46 1.01 1.04 0.93 1.9 1.03
Энтальпия Энтальпия
11314.7 11334.3 11307.6 11375.1 12948.3 12998.1 11343.9 11124.2
390.57 404.57 401.69 355.47 294.21 721.48 404.99 5517.96
117.34 121.29 120.31 107.72 102.12 218.69 121.43 1673.86 117.34 121.29 102.12 218.69 119.85
-231.9600 349.3000 632.3 -514.96 420.37 300.52
Энтропия Энтропия
201.797 199.312 198.854 212.997 224.089 197.777 205.719 138.360
6.97 7.11 7.06 6.66 5.09 10.98 7.34 68.63
0.62 0.36 0.37 0.37 0.33 0.31 0.67 0.37 5.1 0.36 0.37 0.31 0.67 0.37
0.53 0.17 0.86 -0.49
p0 3.4747 2.5770 2.4389 13.3646 0.5074 2.1425 5.5694 16.8751 3.47 2.58 0.51 2.14 3.22
Cv 0.7248 0.7462 0.7393 0.6778 0.7406 1.4358 0.7494 10.3342 0.72 0.75 0.74 1.44 0.75
k 1.4 1.4 1.4 1.38 1.26 1.32 1.4 1.4 1.4 1.4 1.26 1.32 1.39
Внутренняя энергия 8074.2 8093.8 8067.1 8134.6 9707.8 9757.6 8103.4 7883.7 8074.24 8093.84 9707.84 9757.64 8168.05
278.71 288.9 286.58 254.21 220.58 541.61 289.31 3910.59 278.71 288.9 220.58 541.61 284.63
Газовая постоянная 0.29 0.3 0.3 0.26 0.19 0.46 0.3 4.12 0.29 0.3 0.19 0.46 0.29
Sheet 10: Техн данные к расчету ГПСВ
Температура на входе 388.69 °С -219.95
Энтальпия на входе 408.7 кДж/кг
Температура на выходе 117 °С задано
Энтальпия на выходе 119.85 кДж/кг
Расход газов 18.16 кг/с
Тепловой поток, вносимый уходящими газами 5245.52 кДж/с
ГПСВ (газовый подогреватель сетевой воды)
Расход воды 8.33 кг/с 30 т/ч
Температура воды на входе 60 °С
Энтальпия воды на входе 253.23 кДж/кг
Температура воды на выходе 120 °С
Энтальпия воды на выходе 505.05 кДж/кг
Расход теплоты в ГПСВ 2097.66 кДж/с 0 Гкал/с 1.5 Гкал/ч
Теплота для испарения и перегрева
Расход пара 1.39 5 1.39
Температура перегретого пара 250 °С
Давление пара 14 ата
Энтальпия перегретого пара 2927.93 кДж/кг
Температура конденсата 120 °С
Энтальпия конденсата 505.05 кДж/кг
Расход теплоты в экономайзере, испарителе и перегревателе 3367.8 кДж/с 0 Гкал/с 2.9 Гкал/ч
Sheet 11: Расчет ГПСВ конструктивный
Диаметр трубы нар 0.03 м
Диаметр ребра 0.05 м
Диаметр трубы внут 0.02 м
Толщина ребра 0 м
Шаг ребра 0.01 м
Нрб/Н 0.9
Нгл/Н 0.1
Коэффициент-т теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматных пучков труб с круглыми ребрами 55.38 64.41
Сz 1.02
js - параметр, учитывающий геометрическое расположение труб в пучке 1.23
поперечный шаг труб 0.06 м
отн поперечн шаг труб 2.14
продольный шаг труб 0.05 м
отн продольн шаг труб 1.61
средний относительный диагональн шаг труб 1.93
l 0.03 коэффициент теплопров-ти при средней температуре
w 8.81 скорость газов
u 0 коэффициент кинем вязкости при средней температуре
hрб 0.01
F 1.6
a 2 м
b 2 м
Объем газов 14.09 м3/с
Ср температура газов 252.65
Мu 0.97
Ml 0.93
0
0.04
Приведенный коэф-т теплоотдачи 45.38 52.77 Вт/(м2*К)
Е 0.96
m 1
e 0 для газа
36
b 36.16 bhрб 0.36 D/d 1.71
yрб 0.85
272.09
60
P 0.18
R 4.53
y 1
Dtб 268.69
Dtм 56.6
Dt 71.26
H 1394.83
Нгл 138.79
Нрб 1256.04 Кол-во труб
Общ длина труб 2629.56 1577.74 В ширину В длину Длина ГПСВ
Количество труб 1315 34 39 1326 1.76 м
Газовая часть
Температура на входе 388.69 °С 0.11
Энтальпия на входе 408.7 кДж/кг
Температура на выходе 116.6 °С задано
Энтальпия на выходе 119.85 кДж/кг
Расход газов 18.16 кг/с
Тепловой поток, вносимый уходящими газами 5245.52 кДж/с
ГПСВ (газовый подогреватель сетевой воды)
Расход воды 20.83 кг/с 75 т/ч
Температура воды на входе 60 °С
Энтальпия воды на входе 253.23 кДж/кг
Температура воды на выходе 120 °С
Энтальпия воды на выходе 505.05 кДж/кг
Расход теплоты в ГПСВ 5245.41 кДж/с 0 Гкал/с 4.51 Гкал/ч
кВт
КПИ 76.30%
288.84
Теплота для испарения и перегрева
Расход пара 0 0 0
Температура перегретого пара 250 °С
Давление пара 14 ата
Энтальпия перегретого пара 2927.93 кДж/кг
Температура конденсата 120 °С
Энтальпия конденсата 505.05 кДж/кг
Расход теплоты в экономайзере, испарителе и перегревателе 0 кДж/с 0 Гкал/с 0 Гкал/ч
Sheet 12: финанализ
АИ-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nед, МВт 2.50 60 25 15 0 0 0 0 0 0 0
Число часов использ уст мощ-ти 6,000 av 60 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Норма амортизации 0.10 I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды % 5.50 № пп Показатель 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого
ФОТ годовой usd/год 2,400 1 Выручка,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Ставка дисконтирования 20% тыс. $ 0.00 864.90 1441.50 1441.50 1441.50 1441.50 1441.50 1441.50 1441.50 1441.50 1441.50 13838.41
Прочие отчисления 0.25 2 Издержки,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Отчисления соцстрах 35% тыс. $ 0.00 537.42 895.70 895.70 895.70 895.70 895.70 895.70 895.70 895.70 895.70 8598.73
поток наличности 536,640 3 Прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
чистая прибыль 436,640 тыс. $ 0.00 327.48 545.80 545.80 545.80 545.80 545.80 545.80 545.80 545.80 545.80 5239.68
капвложения 1,000,000 4 Чистая прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
прибыль 545,800 тыс. $ 0.00 261.98 436.64 436.64 436.64 436.64 436.64 436.64 436.64 436.64 436.64 4191.74
налог 109,160 5 ПН, тыс $ 0.00 321.98 536.64 536.64 536.64 536.64 536.64 536.64 536.64 536.64 536.64 5151.74
выручка 1,441,501 6 Капитал,% 0.00 60.00 25.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год 23,031 тыс. $ 0.00 600.00 250.00 150.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1000.00
Цена нат. топлива 40.00 7 ЧПН, тыс. $ 0.00 -278.02 286.64 386.64 536.64 536.64 536.64 536.64 536.64 536.64 536.64 4151.74
Qрн, ккал/м3 (ккал/кг) 8,687 8 ДЧПН при Е=0,2, тыс. $ 0.00 -231.68 199.06 223.75 258.80 215.66 179.72 149.77 124.81 104.00 86.67 1310.55
Qур 7,000 9 Кумулят. ЧПН, тыс. $ 0.00 -231.68 -32.62 191.13 449.92 665.59 845.31 995.07 1119.88 1223.88 1310.55
Цена усл. топлива 32.23 10 ДЧПН при Е=IRR, тыс. $ 0.00 -184.57 126.33 113.13 104.24 69.20 45.94 30.50 20.25 13.44 8.92 347.39
Издержки на топливо 742,351 0.00 -184.57 -58.24 54.89 159.13 228.34 274.28 304.78 325.03 338.47 347.39
Издержки на амортизацию 100,000 IRR= 0.5063
Издержки на з/п 16,800 PBP= 4.25
Издержки соцстрах 5,880 CP= 21.93 точка безубыточности
Прочие издержки 30,670 Ипер 742,351
Суммарные издержки 895,701 Ипост 153,350
Тариф {prjdata}.030 За электроэнергию R 29 %
Отпущенная электроэнергия 42,525 ,275,750.00
Налог на прибыль 20% 1,441,501.37
Количество работников 7 545,800.04
Тепло в час 4.51 Гкал
Тепло в год 47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности 3,500
Выручка от тепла 165,751.37
Цена 1 Гкал 3.50 долл
Количество установок 3
Расход топлива на тепло 7,517.07
Расход топлива на э/э 15,514.38
КПД замещаемой котельной 0.90
0.67
Расчет себестоимости единицы продукции на ТЭЦ
№пп Стадии пр-ва Ит Иост
1 Тепло 0.326 0.326
тыс. $ 242.291 50.05
2 Электроэнергия 0.674 0.674
тыс. $ 500.061 103.30
3 Себест-ть э/э, цент/кВт·ч 1.419
4 Себест-ть т/э, $/Гкал 6.173

Sheet 13: Кредит
График использования кредитных ресурсов
Конец
t 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Основной долг 300000 425000 500000 802250 687643 573036 458429 343821 229214 114607
Выплаты основного долга 0 0 0 114607 114607 114607 114607 114607 114607 114607
Остаток основного долга 300000 425000 500000 802250 687643 458429 343821 229214 114607 0
72000 102000 120000 192540 165034 137529 110023 82517 55011 27506
rко 6000 2250 0 0 0 0 0 0 0 0
SВ% 78000 104250 120000 192540 165034 137529 110023 82517 55011 27506
Итого 0 0 0 307147 279641 252136 224630 197124 169619 142113
Срок 10 лет
24 %
%кредита 50 %
К 1000000
Ксоб 500000
Ккр 500000
Тл 3
rко, % 3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр 300000 125000 75000
Вкр 114607.14 500000
Sheet 14: финанализ с кредитом
АИ-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nед, МВт 2.50 60 25 15 0 0 0 0 0 0 0
Число часов использ уст мощ-ти 6,000 av 60 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Норма аморт 0.10 I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды % 5.50 № пп Показатель 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого
ФОТ годовой usd/год 2,400 1 Выручка,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Ставка дисконтирования 20% тыс. $ 0.00 431.15 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 6898.33
Прочие отчисления 0.25 2 Издержки,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Отчисления соцстрах 35% тыс. $ 0.00 259.04 431.73 431.73 431.73 431.73 431.73 431.73 431.73 431.73 431.73 4144.62
3 Выплаты, тыс. $ 0.00 0.00 0.00 307.15 279.64 252.14 224.63 197.12 169.62 142.11 1572.41
поток наличности 329,476 4 Прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
чистая прибыль 229,476 тыс. $ 0.00 172.11 286.84 286.84 -20.30 7.20 34.71 62.21 89.72 117.23 144.73 1181.30
капвложения 1,000,000 5 Чистая прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
прибыль 286,845 тыс. $ 0.00 137.69 229.48 229.48 -16.24 5.76 27.77 49.77 71.78 93.78 115.79 945.04
налог 57,369 6 ПН, тыс $ 0.00 197.69 329.48 329.48 83.76 105.76 127.77 149.77 171.78 193.78 215.79 1905.04
выручка 718,576 7 Капитал,% 0.00 60.00 25.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год 23,031 тыс. $ 0.00 300.00 125.00 75.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 500.00
Цена нат. топлива 15.00 8 ЧПН, тыс. $ 0.00 -102.31 204.48 254.48 83.76 105.76 127.77 149.77 171.78 193.78 215.79 1405.04
Qрн 8,687 9 ДЧПН при Е=0,2, тыс. $ 0.00 -85.26 142.00 147.27 40.39 42.50 42.79 41.80 39.95 37.56 34.85 483.84
Qур 7,000 10 Кумулят. ЧПН, тыс. $ 0.00 -85.26 56.73 204.00 244.39 286.90 329.69 371.48 411.43 448.99 483.84
Цена усл. топлива 12.09 11 ДЧПН при Е=IRR, тыс. $ 0.00 -34.25 22.92 9.55 1.05 0.44 0.18 0.07 0.03 0.01 0.00 0.00
Издержки на топливо 278,382 0.00 -34.25 -11.34 -1.79 -0.73 -0.29 -0.11 -0.04 -0.01 0.00 0.00
Издержки на амортизацию 100,000 IRR= 1.9870
Издержки на з/п 16,800 PBP= 4.25
Издержки соцстрах 5,880 CP= 34.84
Прочие издержки 30,670 Ипер 278,382
Суммарные издержки 431,732 Ипост 153,350
Тариф {prjdata}.013 За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия 42,525 2,825.00
Налог на прибыль 20% 718,576.37
12.61 сум 286,844.62
Тепло в час 4.51
Тепло в год 47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности 3,500
Выручка от тепла 165,751.37
Цена 1 Гкал 3.50 долл
Количество установок 3

Sheet 15: финанализ с АБХМ
АИ-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nед, МВт 2.50 60 25 15 0 0 0 0 0 0 0
Число часов использ уст мощ-ти 6,000 av 60 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Норма аморт 0.10 I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды % 7.50 № пп Показатель 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого
ФОТ годовой usd/год 2,400 1 Выручка,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Ставка дисконтирования 20% тыс. $ 0.00 474.40 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 7590.38
Прочие отчисления 0.25 2 Издержки,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Отчисления соцстрах 35% тыс. $ 0.00 270.29 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 4324.62
3 Выплаты, тыс. $ 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
поток наличности 387,146 4 Прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
чистая прибыль 272,146 тыс. $ 0.00 204.11 340.18 340.18 340.18 340.18 340.18 340.18 340.18 340.18 340.18 3265.76
капвложения 1,150,000 5 Чистая прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
прибыль 340,183 тыс. $ 0.00 163.29 272.15 272.15 272.15 272.15 272.15 272.15 272.15 272.15 272.15 2612.61
налог 68,037 6 ПН, тыс $ 0.00 232.29 387.15 387.15 387.15 387.15 387.15 387.15 387.15 387.15 387.15 3716.61
выручка 790,665 7 Капитал,% 0.00 60.00 25.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год 23,031 тыс. $ 0.00 690.00 287.50 172.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1150.00
Цена нат. топлива 15.00 8 ЧПН, тыс. $ 0.00 -457.71 99.65 214.65 387.15 387.15 387.15 387.15 387.15 387.15 387.15 2566.61
Qрн 8,687 9 ДЧПН при Е=0,2, тыс. $ 0.00 -381.43 69.20 124.22 186.70 155.59 129.65 108.05 90.04 75.03 62.53 619.57
Qур 7,000 10 Кумулят. ЧПН, тыс. $ 0.00 -381.43 -312.23 -188.01 -1.31 154.28 283.93 391.98 482.01 557.05 619.57
Цена усл. топлива 12.09 11 ДЧПН при Е=IRR, тыс. $ 0.00 -300.06 42.82 60.47 71.51 46.88 30.73 20.15 13.21 8.66 5.68 0.04
Издержки на топливо 278,382 0.00 -300.06 -257.24 -196.76 -125.26 -78.38 -47.65 -27.50 -14.30 -5.64 0.04 0.60
Издержки на амортизацию 115,000 IRR= 0.5254
Издержки на з/п 16,800 PBP= 4
Издержки соцстрах 5,880 CP= 33.59
Прочие издержки 34,420 Ипер 278,382
Суммарные издержки 450,482 Ипост 172,100
Тариф {prjdata}.013 За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия 41,625 1,125.00
Налог на прибыль 20% 706,876.37
12.61 сум 256,394.62
Тепло в час 4.51
Тепло в год 47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности 3,500
Выручка от тепла 165,751.37
Цена 1 Гкал 3.50 долл
Количество установок 3
Количество часов использования холодильной мощности 2,500
Цена 1 Гкал холода 7.565 $
Холодопроизводительность 4430319 ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал 11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки 2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч) 0.00058
Выручка от отпущенного холода 83,788
Sheet 16: Кредит с АБХМ
График использования кредитных ресурсов
Конец
t 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Основной долг 345000 488750 575000 922588 790789 658991 527193 395395 263596 131798
Выплаты основного долга 0 0 0 131798 131798 131798 131798 131798 131798 131798
Остаток основного долга 345000 488750 575000 922588 790789 527193 395395 263596 131798 0
82800 117300 138000 221421 189789 158158 126526 94895 63263 31632
rко 6900 2588 0 0 0 0 0 0 0 0
SВ% 89700 119888 138000 221421 189789 158158 126526 94895 63263 31632
Итого 0 0 0 353219 321588 289956 258325 226693 195061 163430
Срок 10 лет
24 %
%кредита 50 %
К 1150000
Ксоб 575000
Ккр 575000
Тл 3
rко, % 3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр 345000 143750 86250
Вкр 131798.21 575000
Sheet 17: финанализ с АБХМ с кредитом
АИ-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nед, МВт 2.50 60 25 15 0 0 0 0 0 0 0
Число часов использ уст мощ-ти 6,000 av 60 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Норма аморт 0.10 I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды % 7.50 № пп Показатель 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого
ФОТ годовой usd/год 2,400 1 Выручка,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Ставка дисконтирования 20% тыс. $ 0.00 474.40 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 7590.38
Прочие отчисления 0.25 2 Издержки,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Отчисления соцстрах 35% тыс. $ 0.00 270.29 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 450.48 4324.62
3 Выплаты, тыс. $ 0.00 0.00 0.00 353.22 321.59 289.96 258.32 226.69 195.06 163.43 1808.27
поток наличности 387,146 4 Прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
чистая прибыль 272,146 тыс. $ 0.00 204.11 340.18 340.18 -13.04 18.60 50.23 81.86 113.49 145.12 176.75 1457.49
капвложения 1,150,000 5 Чистая прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
прибыль 340,183 тыс. $ 0.00 163.29 272.15 272.15 -10.43 14.88 40.18 65.49 90.79 116.10 141.40 1165.99
налог 68,037 6 ПН, тыс $ 0.00 232.29 387.15 387.15 104.57 129.88 155.18 180.49 205.79 231.10 256.40 2269.99
выручка 790,665 7 Капитал,% 0.00 60.00 25.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год 23,031 тыс. $ 0.00 345.00 143.75 86.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 575.00
Цена нат. топлива 15.00 8 ЧПН, тыс. $ 0.00 -112.71 243.40 300.90 104.57 129.88 155.18 180.49 205.79 231.10 256.40 1694.99
Qрн 8,687 9 ДЧПН при Е=0,2, тыс. $ 0.00 -93.93 169.03 174.13 50.43 52.19 51.97 50.37 47.86 44.79 41.41 588.25
Qур 7,000 10 Кумулят. ЧПН, тыс. $ 0.00 -93.93 75.10 249.23 299.66 351.85 403.82 454.19 502.05 546.84 588.25
Цена усл. топлива 12.09 11 ДЧПН при Е=IRR, тыс. $ 0.00 -35.70 24.42 9.56 1.05 0.41 0.16 0.06 0.02 0.01 0.00 -0.01
Издержки на топливо 278,382 0.00 -35.70 -11.28 -1.72 -0.67 -0.25 -0.09 -0.04 -0.02 -0.01 -0.01 0.60
Издержки на амортизацию 115,000 IRR= 2.1570
Издержки на з/п 16,800 PBP= 1.25
Издержки соцстрах 5,880 CP= 33.59
Прочие издержки 34,420 Ипер 278,382
Суммарные издержки 450,482 Ипост 172,100
Тариф {prjdata}.013 За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия 41,625 1,125.00
Налог на прибыль 20% 706,876.37
12.61 сум 256,394.62
Тепло в час 4.51
Тепло в год 47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности 3,500
Выручка от тепла 165,751.37
Цена 1 Гкал 3.50 долл
Количество установок 3
Количество часов использования холодильной мощности 2,500
Цена 1 Гкал холода 7.565 $
Холодопроизводительность 4430319 ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал 11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки 2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч) 0.00058
Выручка от отпущенного холода 83,788

Overview Компрессор Камера сгорания Газовая турбина Свойства газов (x) (2) HRSG - technical data HRSG - calculation финанализ Кредит финанализ с кредитом финанализ с АБХМ Кредит с АБХМ финанализ с АБХМ с кредитом Sheet 1: Компрессор
Темп. возд. (ср. годовая) °С 15
Давление атм. кПа 95.3 715 мм. рт. ст.
Степень повышения давления 7.2
Давление на выходе из компрессора кПа 686.16
Энтропия на входе 0.05
Энтропия на выходе 0.6201
Темп. возд. на выходе (идеальн) 231
КПД компрессора 0.87
Энтальпия на входе в компрессор кДж/кг 15.04
Энтальпия на выходе из компрессора (идеальн) кДж/кг 234.06
Работа сжатия воздуха в компрессора кДж/кг 251.75
Действительная энтальпия воздуха на выходе из компрессора кДж/кг 266.79
Действительная температура на выходе из компрессора °С 262.68
ГОТОВО!!!
Sheet 2: Камера сгорания
Расчет камеры сгорания
Газ Теплоемкость компонентов
СН4 % 90.6 1.7 1.54
С2Н6 % 3.45 2.64 0.09
С3Н8 % 0.9 3.74 0.03
С4Н10 % 0.38 4.98 0.02
С5Н12 % 0.3 6.18 0.02
Н2S % 0.08 1.55 0
CO2 % 2.69 0.96 0.03 Суммарная теплоемкость, кДж/кг
O2 % 1.6 0.95 0.02 1.75 2.32
Qрн кДж/нм3 36400 кДж/кг 48340 8687.35
Плотность кг/нм3 0.75 10151.4
Теоретический объем воздуха м3/м3 9.58
Плотность воздуха кг/нм3 1.29
Теоретическая масса воздуха кг/кг 16.43
Теор. объем азота м3/м3 7.56
Объем трехатомных газов м3/м3 1.06
Объем водяных паров м3/м3 1.99
Объем дымовых газов м3/м3 10.61
Объемная доля трехатомных газов 0.1
Объемная доля водяных паров 0.19
Объемная доля азота 0.71 1
Плотность азота кг/м3 1.250
Плотность трехатомных газов кг/м3 1.96
Количество трехатомных газов кг/кг 2.76
Количество водяных паров кг/кг 2.12
Количество азота кг/кг 12.55
Количество газов кг/кг 17.43
Массовая доля вод. паров 0.12
Массовая доля трехатомных газов 0.16
Массовая доля азота 0.72
Температура на выходе из камеры сгорания °С 750
Энтальпия вод. паров кДж/кг 1543.74
Энтальпия RO2 кДж/кг 808.72
Энтальпия азота кДж/кг 819.17
Энтальпия продуктов сгорания при a=1 (750°C) кДж/кг 905.92
КПД камеры сгорания 0.98
Температура топлива °С 15
Теплоемкость топлива кДж/(кг·°С) 2.32
Энтальпия топлива кДж/кг 34.77
Энтальпия воздуха при температуре на выходе из камеры сгорания кДж/кг 799.10
Относительное количество воздуха, содержащееся в продуктах сгорания за камерой сгорания кг/кг 67.63
Коэффициент избытка воздуха на выходе из камеры сгорания 5.12
Увеличение удельного расхода рабочего тела в камере сгорания 0.01
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива кг/кг 85.06
Массовая доля вод. паров кг/кг 0.02
Массовая доля трехатомных газов кг/кг 0.03
Массовая доля азота кг/кг 0.15
Массовая доля избыточного воздуха кг/кг 0.8 1
ГОТОВО!!!
Sheet 3: Газовая турбина
КПД турбины (адиабатный) 0.88
Потери давления в турбине 0.03
Степень понижения давления в турбине 7.2
Степень понижения давления в турбине 6.98
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива кг/кг 85.06
Массовая доля вод. паров кг/кг 0.02
Массовая доля трехатомных газов кг/кг 0.03
Массовая доля азота кг/кг 0.15
Массовая доля избыточного воздуха кг/кг 0.8
Газовая постоянная продуктов сгорания 0.29
Энтропия на входе в турбину кДж/(кг·К) 1.42
Энтропия на выходе из турбины кДж/(кг·К) 0.86
Температура на выходе из турбины (теоретическая) °С 348.9
Энтальпия газов на входе в турбину кДж/кг 820.91
Энтальпия газов на выходе из турбины кДж/кг 365.75
Работа расширения газа в турбине кДж/кг 400.54
Энтальпия на выходе из турбины (действ) кДж/кг 420.37
Температура на выходе из турбины (действ) °С 398.98
Средняя температура стенки лопаток °С 600
Число охлаждаемых венцов 1
a 1
b 0
Средняя температура рабочего тела, при которой отводится теплота охлаждения °С 750 Tq
a* 0.02
Теплоемкость продуктов сгорания при Tq и a кДж/кг 1.18
Количество теплоты, отводимой от охлаждаемых элементов проточной части кДж/кг 3.55 qохл
Коэффициент потери работы при закрытом охлаждении 0.34
Удельная работа расширения газа кДж/кг 399.3
Энтальпия в конце расширения кДж/кг 418.1
Средняя температура газа, при которой охладитель вводится в проточную часть °С 600 Tg
Показатель политропы процесса расширения m'sт 0.22
Степень понижения давления охладителя pохл 3.4
Коэффициент использования хладоресурса охладителя kисп 0.42
Расход воздуха на охлаждение дисков и элементов статора Dgохл 0.02
Температура воздуха для охлаждения 262.68
Энтальпия 266.79
Расход воздуха на охлаждение gохл 0.04
Температура (средняя) 431.34
Средняя изобарная теплоемкость охладителя 1.08
Средняя энтальпия охладителя при выводе в проточную часть iохл3 349.3
Средняя температура охладителя tохл3 341.63
Политропический КПД расширения газов hпол 0.85
Энтропия на выходе из турбины (действ) 0.94
Энтропия охладителя при tохл3 0.83
Энтропия охладителя в конце процесса расширения 0.53
Температура охладителя в конце процесса расширения tохл4 187.7
Энтальпия охладителя в конце процесса расширения iохл4 189.62
Работа расширения охладителя Нохл 6.87
Суммарная удельная работа расширения газа и охладителя 406.17
Расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор g'охл 0.04
Коэффициент избытка воздуха смеси газа и охладителя aсм 5.34
Энтальпия смеси газа и охладителя за турбиной i4 408.7
Температура на выходе из турбины t4 388.69
Избыточное количество воздуха на выходе из турбины 71.29
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива 88.72
Доля RO2 0.031
Доля N2 0.14
Доля вод. паров 0.02
Доля воздуха 0.8
Выходные характеристики ГТУ
Удельная полезная работа ГТУ He 139.27
Мех. КПД 0.98
КПД генератора 0.95
Коэффициент полезной работы j 0.35
Мощность МВт 2.5
Расход воздуха при мощности 2,5 МВт кг/с 17.95
Расход топлива кг/с 0.21
Расход выхлопных газов кг/с 18.16
Расход теплоты на турбину 551.07
Электрический КПД ГТУ 24.0%
Удельный расход условного топлива на выработанную электроэнергию гут/(кВт·ч) 511.81 ГОТОВО!!!
Sheet 4: Свойства газов (x) (2)
Изобарная теплоемкость Вводить только синий текст gN2 gRO2 gH2O Продукты сгорания при a 5.12
m 28.97 28.02 28.15 32 44.01 18.02 28.01 2.02 0.8 0.14 0.03 0.02 1
t 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 116.6 120
T 389.75 389.75 389.75 389.75 389.75 389.75 389.75 389.75 0.29
8.31 возд N2 N2' O2 CO2 H2O CO H2 Изобарная теплоемкость
29.311 29.221 29.126 30.005 40.907 34.182 29.305 29.148
1.01 1.04 1.03 0.94 0.93 1.9 1.05 14.46 1.01 1.04 0.93 1.9 1.03
Энтальпия Энтальпия
11314.7 11334.3 11307.6 11375.1 12948.3 12998.1 11343.9 11124.2
390.57 404.57 401.69 355.47 294.21 721.48 404.99 5517.96
117.34 121.29 120.31 107.72 102.12 218.69 121.43 1673.86 117.34 121.29 102.12 218.69 119.85
-231.9600 349.3000 632.3 -514.96 420.37 300.52
Энтропия Энтропия
201.797 199.312 198.854 212.997 224.089 197.777 205.719 138.360
6.97 7.11 7.06 6.66 5.09 10.98 7.34 68.63
0.62 0.36 0.37 0.37 0.33 0.31 0.67 0.37 5.1 0.36 0.37 0.31 0.67 0.37
0.53 0.17 0.86 -0.49
p0 3.4747 2.5770 2.4389 13.3646 0.5074 2.1425 5.5694 16.8751 3.47 2.58 0.51 2.14 3.22
Cv 0.7248 0.7462 0.7393 0.6778 0.7406 1.4358 0.7494 10.3342 0.72 0.75 0.74 1.44 0.75
k 1.4 1.4 1.4 1.38 1.26 1.32 1.4 1.4 1.4 1.4 1.26 1.32 1.39
Внутренняя энергия 8074.2 8093.8 8067.1 8134.6 9707.8 9757.6 8103.4 7883.7 8074.24 8093.84 9707.84 9757.64 8168.05
278.71 288.9 286.58 254.21 220.58 541.61 289.31 3910.59 278.71 288.9 220.58 541.61 284.63
Газовая постоянная 0.29 0.3 0.3 0.26 0.19 0.46 0.3 4.12 0.29 0.3 0.19 0.46 0.29
Sheet 5: HRSG - technical data
Температура на входе 388.69 °С -219.95
Энтальпия на входе 408.7 кДж/кг
Температура на выходе 117 °С задано
Энтальпия на выходе 119.85 кДж/кг
Расход газов 18.16 кг/с
Тепловой поток, вносимый уходящими газами 5245.52 кДж/с
ГПСВ (газовый подогреватель сетевой воды)
Расход воды 8.33 кг/с 30 т/ч
Температура воды на входе 60 °С
Энтальпия воды на входе 253.23 кДж/кг
Температура воды на выходе 120 °С
Энтальпия воды на выходе 505.05 кДж/кг
Расход теплоты в ГПСВ 2097.66 кДж/с 0 Гкал/с 1.5 Гкал/ч
Теплота для испарения и перегрева
Расход пара 1.39 5 1.39
Температура перегретого пара 250 °С
Давление пара 14 ата
Энтальпия перегретого пара 2927.93 кДж/кг
Температура конденсата 120 °С
Энтальпия конденсата 505.05 кДж/кг
Расход теплоты в экономайзере, испарителе и перегревателе 3367.8 кДж/с 0 Гкал/с 2.9 Гкал/ч
Sheet 6: HRSG - calculation
Диаметр трубы нар 0.03 м
Диаметр ребра 0.05 м
Диаметр трубы внут 0.02 м
Толщина ребра 0 м
Шаг ребра 0.01 м
Нрб/Н 0.9
Нгл/Н 0.1
Коэффициент-т теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматных пучков труб с круглыми ребрами 55.38 64.41
Сz 1.02
js - параметр, учитывающий геометрическое расположение труб в пучке 1.23
поперечный шаг труб 0.06 м
отн поперечн шаг труб 2.14
продольный шаг труб 0.05 м
отн продольн шаг труб 1.61
средний относительный диагональн шаг труб 1.93
l 0.03 коэффициент теплопров-ти при средней температуре
w 8.81 скорость газов
u 0 коэффициент кинем вязкости при средней температуре
hрб 0.01
F 1.6
a 2 м
b 2 м
Объем газов 14.09 м3/с
Ср температура газов 252.65
Мu 0.97
Ml 0.93
0
0.04
Приведенный коэф-т теплоотдачи 45.38 52.77 Вт/(м2*К)
Е 0.96
m 1
e 0 для газа
36
b 36.16 bhрб 0.36 D/d 1.71
yрб 0.85
272.09
60
P 0.18
R 4.53
y 1
Dtб 268.69
Dtм 56.6
Dt 71.26
H 1394.83
Нгл 138.79
Нрб 1256.04 Кол-во труб
Общ длина труб 2629.56 1577.74 В ширину В длину Длина ГПСВ
Количество труб 1315 34 39 1326 1.76 м
Газовая часть
Температура на входе 388.69 °С 0.11
Энтальпия на входе 408.7 кДж/кг
Температура на выходе 116.6 °С задано
Энтальпия на выходе 119.85 кДж/кг
Расход газов 18.16 кг/с
Тепловой поток, вносимый уходящими газами 5245.52 кДж/с
ГПСВ (газовый подогреватель сетевой воды)
Расход воды 20.83 кг/с 75 т/ч
Температура воды на входе 60 °С
Энтальпия воды на входе 253.23 кДж/кг
Температура воды на выходе 120 °С
Энтальпия воды на выходе 505.05 кДж/кг
Расход теплоты в ГПСВ 5245.41 кДж/с 0 Гкал/с 4.51 Гкал/ч
кВт
КПИ 76.30%
288.84
Теплота для испарения и перегрева
Расход пара 0 0 0
Температура перегретого пара 250 °С
Давление пара 14 ата
Энтальпия перегретого пара 2927.93 кДж/кг
Температура конденсата 120 °С
Энтальпия конденсата 505.05 кДж/кг
Расход теплоты в экономайзере, испарителе и перегревателе 0 кДж/с 0 Гкал/с 0 Гкал/ч
Sheet 7: финанализ
АИ-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nед, МВт 2.50 60 25 15 0 0 0 0 0 0 0
Число часов использ уст мощ-ти 6,000 av 60 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Норма аморт 0.10 I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды % 5.50 № пп Показатель 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого
ФОТ годовой usd/год 2,400 1 Выручка,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Ставка дисконтирования 20% тыс. $ 0.00 431.15 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 6898.33
Прочие отчисления 0.25 2 Издержки,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Отчисления соцстрах 37.2% тыс. $ 0.00 259.32 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 4149.06
поток наличности 329,106 3 Прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
чистая прибыль 229,106 тыс. $ 0.00 171.83 286.38 286.38 286.38 286.38 286.38 286.38 286.38 286.38 286.38 2749.27
капвложения 1,000,000 4 Чистая прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
прибыль 286,383 тыс. $ 0.00 137.46 229.11 229.11 229.11 229.11 229.11 229.11 229.11 229.11 229.11 2199.42
налог 57,277 5 ПН, тыс $ 0.00 197.46 329.11 329.11 329.11 329.11 329.11 329.11 329.11 329.11 329.11 3159.42
выручка 718,576 6 Капитал,% 0.00 60.00 25.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год 23,031 тыс. $ 0.00 600.00 250.00 150.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1000.00
Цена нат. топлива 15.00 7 ЧПН, тыс. $ 0.00 -402.54 79.11 179.11 329.11 329.11 329.11 329.11 329.11 329.11 329.11 2159.42
Qрн 8,687 8 ДЧПН при Е=0,2, тыс. $ 0.00 -335.45 54.93 103.65 158.71 132.26 110.22 91.85 76.54 63.78 53.15 509.65
Qур 7,000 9 Кумулят. ЧПН, тыс. $ 0.00 -335.45 -280.51 -176.86 -18.15 114.11 224.33 316.17 392.71 456.50 509.65
Цена усл. топлива 12.09 10 ДЧПН при Е=IRR, тыс. $ 0.00 -267.39 34.91 52.50 64.08 42.57 28.28 18.78 12.48 8.29 5.51 -0.01
Издержки на топливо 278,382 0.00 -267.39 -232.49 -179.99 -115.91 -73.34 -45.06 -26.28 -13.80 -5.52 -0.01
Издержки на амортизацию 100,000 IRR= 0.5054
Издержки на з/п 16,800 PBP= 4.25
Издержки соцстрах 6,250 CP= 34.94 точка безубыточности
Прочие издержки 30,762 Ипер 278,382
Суммарные издержки 432,194 Ипост 153,812
Тариф {prjdata}.013 За электроэнергию R 20 %
Отпущенная электроэнергия 42,525 2,825.00
Налог на прибыль 20% 718,576.37
12.61 сум 286,382.62
Тепло в час 4.51 Гкал
Тепло в год 47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности 3,500
Выручка от тепла 165,751.37
Цена 1 Гкал 3.50 долл
Количество установок 3
Расход топлива на тепло 7,517.07
Расход топлива на э/э 15,514.38
КПД замещаемой котельной 0.90
0.67
Расчет себестоимости единицы продукции на ТЭЦ
№пп Стадии пр-ва Ит Иост
1 Тепло 0.326 0.326
тыс. $ 90.859 50.20
2 Электроэнергия 0.674 0.674
тыс. $ 187.523 103.61
3 Себест-ть э/э, цент/кВт·ч 0.685
4 Себест-ть т/э, $/Гкал 2.979

Sheet 8: Кредит
График использования кредитных ресурсов
Конец
t 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Основной долг 300000 425000 500000 802250 687643 573036 458429 343821 229214 114607
Выплаты основного долга 0 0 0 114607 114607 114607 114607 114607 114607 114607
Остаток основного долга 300000 425000 500000 802250 687643 458429 343821 229214 114607 0
72000 102000 120000 192540 165034 137529 110023 82517 55011 27506
rко 6000 2250 0 0 0 0 0 0 0 0
SВ% 78000 104250 120000 192540 165034 137529 110023 82517 55011 27506
Итого 0 0 0 307147 279641 252136 224630 197124 169619 142113
Срок 10 лет
24 %
%кредита 50 %
К 1000000
Ксоб 500000
Ккр 500000
Тл 3
rко, % 3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр 300000 125000 75000
Вкр 114607.14 500000
Sheet 9: финанализ с кредитом
АИ-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nед, МВт 2.50 60 25 15 0 0 0 0 0 0 0
Число часов использ уст мощ-ти 6,000 av 60 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Норма аморт 0.10 I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды % 5.50 № пп Показатель 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого
ФОТ годовой usd/год 2,400 1 Выручка,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Ставка дисконтирования 20% тыс. $ 0.00 431.15 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 718.58 6898.33
Прочие отчисления 0.25 2 Издержки,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Отчисления соцстрах 37.2% тыс. $ 0.00 259.32 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 432.19 4149.06
3 Выплаты, тыс. $ 0.00 0.00 0.00 307.15 279.64 252.14 224.63 197.12 169.62 142.11 1572.41
поток наличности 329,106 4 Прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
чистая прибыль 229,106 тыс. $ 0.00 171.83 286.38 286.38 -20.76 6.74 34.25 61.75 89.26 116.76 144.27 1176.86
капвложения 1,000,000 5 Чистая прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
прибыль 286,383 тыс. $ 0.00 137.46 229.11 229.11 -20.76 5.39 27.40 49.40 71.41 93.41 115.42 937.34
налог 57,277 6 ПН, тыс $ 0.00 197.46 329.11 329.11 79.24 105.39 127.40 149.40 171.41 193.41 215.42 1897.34
выручка 718,576 7 Капитал,% 0.00 60.00 25.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год 23,031 тыс. $ 0.00 300.00 125.00 75.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 500.00
Цена нат. топлива 15.00 8 ЧПН, тыс. $ 0.00 -102.54 204.11 254.11 79.24 105.39 127.40 149.40 171.41 193.41 215.42 1397.34
Qрн 8,687 9 ДЧПН при Е=0,2, тыс. $ 0.00 -85.45 141.74 147.05 38.21 42.36 42.67 41.70 39.86 37.48 34.79 480.41
Qур 7,000 10 Кумулят. ЧПН, тыс. $ 0.00 -85.45 56.29 203.35 241.56 283.91 326.58 368.27 408.14 445.62 480.41
Цена усл. топлива 12.09 11 ДЧПН при Е=IRR, тыс. $ 0.00 -34.47 23.06 9.65 1.01 0.45 0.18 0.07 0.03 0.01 0.00 0.01
Издержки на топливо 278,382 0.00 -34.47 -11.40 -1.75 -0.74 -0.29 -0.11 -0.03 -0.01 0.00 0.01
Издержки на амортизацию 100,000 IRR= 1.9750
Издержки на з/п 16,800 PBP= 4.25
Издержки соцстрах 6,250 CP= 34.94
Прочие издержки 30,762 Ипер 278,382
Суммарные издержки 432,194 Ипост 153,812
Тариф {prjdata}.013 За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия 42,525 2,825.00
Налог на прибыль 20% 718,576.37
12.61 сум 286,382.62
Тепло в час 4.51
Тепло в год 47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности 3,500
Выручка от тепла 165,751.37
Цена 1 Гкал 3.50 долл
Количество установок 3

Sheet 10: финанализ с АБХМ
АИ-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nед, МВт 2.50 60 25 15 0 0 0 0 0 0 0
Число часов использ уст мощ-ти 6,000 av 60 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Норма аморт 0.10 I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды % 7.50 № пп Показатель 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого
ФОТ годовой usd/год 2,400 1 Выручка,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Ставка дисконтирования 20% тыс. $ 0.00 474.40 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 7590.38
Прочие отчисления 0.25 2 Издержки,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Отчисления соцстрах 37.2% тыс. $ 0.00 270.57 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 4329.06
3 Выплаты, тыс. $ 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
поток наличности 386,777 4 Прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
чистая прибыль 271,777 тыс. $ 0.00 203.83 339.72 339.72 339.72 339.72 339.72 339.72 339.72 339.72 339.72 3261.32
капвложения 1,150,000 5 Чистая прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
прибыль 339,721 тыс. $ 0.00 163.07 271.78 271.78 271.78 271.78 271.78 271.78 271.78 271.78 271.78 2609.06
налог 67,944 6 ПН, тыс $ 0.00 232.07 386.78 386.78 386.78 386.78 386.78 386.78 386.78 386.78 386.78 3713.06
выручка 790,665 7 Капитал,% 0.00 60.00 25.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год 23,031 тыс. $ 0.00 690.00 287.50 172.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1150.00
Цена нат. топлива 15.00 8 ЧПН, тыс. $ 0.00 -457.93 99.28 214.28 386.78 386.78 386.78 386.78 386.78 386.78 386.78 2563.06
Qрн 8,687 9 ДЧПН при Е=0,2, тыс. $ 0.00 -381.61 68.94 124.00 186.52 155.44 129.53 107.94 89.95 74.96 62.47 618.15
Qур 7,000 10 Кумулят. ЧПН, тыс. $ 0.00 -381.61 -312.67 -188.67 -2.14 153.29 282.83 390.77 480.72 555.68 618.15
Цена усл. топлива 12.09 11 ДЧПН при Е=IRR, тыс. $ 0.00 -300.36 42.71 60.47 71.59 46.95 30.80 20.20 13.25 8.69 5.70 0.00
Издержки на топливо 278,382 0.00 -300.36 -257.65 -197.19 -125.60 -78.64 -47.85 -27.65 -14.40 -5.71 0.00 0.60
Издержки на амортизацию 115,000 IRR= 0.5246
Издержки на з/п 16,800 PBP= 4
Издержки соцстрах 6,250 CP= 33.68
Прочие издержки 34,512 Ипер 278,382
Суммарные издержки 450,944 Ипост 172,562
Тариф {prjdata}.013 За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия 41,625 1,125.00
Налог на прибыль 20% 706,876.37
12.61 сум 255,932.62
Тепло в час 4.51
Тепло в год 47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности 3,500
Выручка от тепла 165,751.37
Цена 1 Гкал 3.50 долл
Количество установок 3
Количество часов использования холодильной мощности 2,500
Цена 1 Гкал холода 7.565 $
Холодопроизводительность 4430319 ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал 11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки 2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч) 0.00058
Выручка от отпущенного холода 83,788
Sheet 11: Кредит с АБХМ
График использования кредитных ресурсов
Конец
t 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Основной долг 345000 488750 575000 922588 790789 658991 527193 395395 263596 131798
Выплаты основного долга 0 0 0 131798 131798 131798 131798 131798 131798 131798
Остаток основного долга 345000 488750 575000 922588 790789 527193 395395 263596 131798 0
82800 117300 138000 221421 189789 158158 126526 94895 63263 31632
rко 6900 2588 0 0 0 0 0 0 0 0
SВ% 89700 119888 138000 221421 189789 158158 126526 94895 63263 31632
Итого 0 0 0 353219 321588 289956 258325 226693 195061 163430
Срок 10 лет
24 %
%кредита 50 %
К 1150000
Ксоб 575000
Ккр 575000
Тл 3
rко, % 3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр 345000 143750 86250
Вкр 131798.21 575000
Sheet 12: финанализ с АБХМ с кредитом
АИ-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nед, МВт 2.50 60 25 15 0 0 0 0 0 0 0
Число часов использ уст мощ-ти 6,000 av 60 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Норма аморт 0.10 I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды % 7.50 № пп Показатель 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Итого
ФОТ годовой usd/год 2,400 1 Выручка,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Ставка дисконтирования 20% тыс. $ 0.00 474.40 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 790.66 7590.38
Прочие отчисления 0.25 2 Издержки,% 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
Отчисления соцстрах 37.2% тыс. $ 0.00 270.57 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 450.94 4329.06
3 Выплаты, тыс. $ 0.00 0.00 0.00 353.22 321.59 289.96 258.32 226.69 195.06 163.43 1808.27
поток наличности 386,777 4 Прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
чистая прибыль 271,777 тыс. $ 0.00 203.83 339.72 339.72 -13.50 18.13 49.76 81.40 113.03 144.66 176.29 1453.05
капвложения 1,150,000 5 Чистая прибыль, % 0.00 60.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 960.00
прибыль 339,721 тыс. $ 0.00 163.07 271.78 271.78 -13.50 14.51 39.81 65.12 90.42 115.73 141.03 1159.74
налог 67,944 6 ПН, тыс $ 0.00 232.07 386.78 386.78 101.50 129.51 154.81 180.12 205.42 230.73 256.03 2263.74
выручка 790,665 7 Капитал,% 0.00 60.00 25.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год 23,031 тыс. $ 0.00 345.00 143.75 86.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 575.00
Цена нат. топлива 15.00 8 ЧПН, тыс. $ 0.00 -112.93 243.03 300.53 101.50 129.51 154.81 180.12 205.42 230.73 256.03 1688.74
Qрн 8,687 9 ДЧПН при Е=0,2, тыс. $ 0.00 -94.11 168.77 173.92 48.95 52.05 51.85 50.27 47.77 44.72 41.35 585.52
Qур 7,000 10 Кумулят. ЧПН, тыс. $ 0.00 -94.11 74.66 248.57 297.52 349.57 401.41 451.68 499.46 544.17 585.52
Цена усл. топлива 12.09 11 ДЧПН при Е=IRR, тыс. $ 0.00 -35.89 24.54 9.64 1.03 0.42 0.16 0.06 0.02 0.01 0.00 0.00
Издержки на топливо 278,382 0.00 -35.89 -11.35 -1.70 -0.67 -0.25 -0.09 -0.03 -0.01 0.00 0.00 0.60
Издержки на амортизацию 115,000 IRR= 2.1470
Издержки на з/п 16,800 PBP= 1.25
Издержки соцстрах 6,250 CP= 33.68
Прочие издержки 34,512 Ипер 278,382
Суммарные издержки 450,944 Ипост 172,562
Тариф {prjdata}.013 За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия 41,625 1,125.00
Налог на прибыль 20% 706,876.37
12.61 сум 255,932.62
Тепло в час 4.51
Тепло в год 47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности 3,500
Выручка от тепла 165,751.37
Цена 1 Гкал 3.50 долл
Количество установок 3
Количество часов использования холодильной мощности 2,500
Цена 1 Гкал холода 7.565 $
Холодопроизводительность 4430319 ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал 11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки 2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч) 0.00058
Выручка от отпущенного холода 83,788

79

ВЫВОДЫ

В связи с моральным и физическим износом оборудования действующих ТЭС Узбекистана, снижением надежности и качества энергоснабжения потребителей, одним из перспективных направлений развития теплоэнергетики Узбекистана может являться децентрализация источников энергоснабжения, т.е. установка генерирующих установок в непосредственной близости от потребителя или даже на его территории, если это касается промышленных предприятий. Децентрализация энергоснабжения оказывается особенно эффективной, если ее проводить на базе комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

Эффективным методом децентрализованного энергоснабжения является применение авиационных двигателей, конвертируемых для нужд энергетики. Эффект от использования АГТД возрастает, если использовать двигатели, отработавшие свой летный ресурс, что позволяет значительно снизить капиталовложения по сравнению с установками, создаваемыми на базе новых АГТД.

Производство подобных установок малой и средней мощности может осуществляться уже в ближайшее время либо за счет средств владельцев, либо на кредитной или лизинговой основе.

Установка собственных электро- и теплогенерирующих мощностей дает дополнительное повышение надежности электро- и теплоснабжения потребителей.

Экономические расчеты показывают, что срок окупаемости капиталовложений в установки комбинированного производства электроэнергии и теплоты с АГТД составляет от 1,5 лет при использовании кредита до 4,5 лет при реализации проектов за собственные средства. При этом срок строительства может составлять от нескольких недель, при монтаже небольших установок электрической мощностью до 5 МВт, до 1,5 лет при вводе установки электрической мощностью 25 МВт и тепловой 39 МВт. Сокращенные сроки монтажа объясняются модульной поставкой электростанций на базе АГТД с полной заводской готовностью.

Таким образом, основные преимущества конвертированных АГТД при внедрении в энергетику сводятся к следующим:

  • низкие удельные капиталовложения в подобные установки;

  • малый срок окупаемости;

  • сокращенные сроки строительства;

  • возможность полной автоматизации станции.

Следующим этапом развития энергетических установок на базе АГТД являются теплоэлектрохладоцентрали, позволяющие снабжать потребителя всеми видами энергоресурсов (теплота, электроэнергия и холод). Проведенные расчеты показали, что при очевидном усложнении схемы станции, увеличении капиталовложений и потребления электроэнергии на собственные нужды, экономический эффект от применения ТЭХЦ значителен. При этом может незначительно увеличиться срок окупаемости, но в целом ТЭХЦ способствует развитию того региона, или населенного пункта в котором она расположена, и особенно развитию инфраструктуры и повышению производительности труда на предприятиях сельского хозяйства, что особенно важно для условий Узбекистана.

Из вышесказанного можно сделать следующие выводы:

  • эффективным направлением развития теплоэнергетики Узбекистана является децентрализация энергоснабжения с применением конвертированных АГТД;

  • наиболее эффективной оказывается комбинированная выработка теплоты и электроэнергии на базе АГТД;

  • дальнейшим этапом развития применения АГТД в энергетике является создание на их базе ТЭХЦ, решающих проблему снабжения потребителей всеми видами энергоресурсов.

26

ВВЕДЕНИЕ

В Узбекистане отрасль энергетики развивается преимущественно по пути увеличения единичной мощности и параметров энергоблоков конденсационных электростанций (КЭС) (Ангренская, Ташкентская, Навоийс­кая, Тахиаташская, Сырдарьинская, Ново-Ангренская и Талимарджанская ТЭС). Ряд крупных промышленных регионов снабжается электрической и тепловой энергией от теплоэлектроцентралей (Ферганская и Мубарекс­кая ТЭЦ, Навоийская ТЭС). Однако самые крупные потребители (комму­нально-бытовые) снабжаются тепловой энергией преимущественно от ра­йонных котельных, а большинство индивидуальных потребителей даже в настоящее время доволь­ствуются печным отоплением. Тем не менее, уровень энергопотребления в республике на душу населения в 3...10 раз ниже, чем в развитых странах.

Об иррациональности сложившейся структуры энергоснабжения сви­детельствуют следующие факты:

  • выработка электроэнергии на КЭС сопровождается технологическими потерями низкопотенциальной теплоты (t ≈ 30 °С) в окружающую среду, составляющими более 65 % энергии сжигаемого топлива;

  • на нагрев воды до 70...120 °С в котлоагрегатах для отопле­ния и горячего водоснабжения расходуется дефицитный природный газ, сжигаемый с температурой горения ≈ 2000 °С.

Кроме того, электроэнергия, вырабатываемая на КЭС с коэффициентом первичной энергии (КПЭ) 30...35 %, летом в значительных количествах расходуется на бытовые и промышленные кондиционеры, что существенно снижает конечный КПЭ топливоиспользования. Такая система энергоснабжения сложилась вследствие ведомственной разоб­щенности топливно-энергетического комплекса, низких цен на топливо, отсутствия заинтересованности промышленных предприятий и ведомств во внедрении комбинированных производств электрической и тепловой энергии с высоким КПЭ (до 80...90 %).

Повышение эффективности энергетического производства в респуб­лике возможно путем реализации следующих направлений: перевод опре­деленной части конденсационных энергоблоков в теплофикационный ре­жим; использование газовых турбин в составе парогазовых установок, а также в качестве надстройки районных котельных; создание и внед­рение автономных (локальных) установок комбинированного производс­тва электрической, тепловой энергии и холода — ТЭХЦ (микро и макро); внедрение энергоуста­новок, использующих нетрадиционные источники энергии и др.

Переход на рыночные отношения и резкое увеличение цен на энер­гетическое топливо позволяет считать комбинированное производство тепловой и электрической энергии, а в дальнейшем и холода, в Узбекистане как одно из перспективных нап­равлений.

В широком плане необходима государственная система мер, сти­мулирующих ведомства и предприятия проводить энергосберегающую по­литику. При проектировании и строительстве новых предприятий следу­ет предусматривать одновременно и строительство при них автономных энергоустановок для комплексного самообеспечения электрической, тепловой энергией и холодом. Излишки электроэнергии можно было бы направить в объединенную энергосистему по выгодным предприятию ценам. Увеличение потребления энергии можно допускать только при создании энергосберегающих предприятий, т.е. без увели­чения потребления топлива. Для такого суждения есть объективные предпосылки.

Повышение эффективности использования энер­гетического топлива в Узбекистане должно идти за счет повсеместного внедрения комбинированного производства тепловой, электрической энергии и холода путем строительства малых и средних ТЭЦ и ТЭХЦ. Целесооб­разно максимальное использование газовых турбин промышленного типа, а также конвертированных газотурбинных авиационных двигателей, отработавшие газы которых с температурой 400...550 °С можно утилизировать для получе­ния тепловой энергии и холода. В целях предотвращения коррозии ме­талла и накипеобразования в теплопроводах и на поверхностях нагрева оборудования следует внедрять безотходные технологии водоподготов­ки, например, с использованием высокоэффективных поверхностно-ак­тивных веществ.

Уровень теплового потребления в республике Узбекистан соизме­рим с потерями энергии в термодинамическом цикле действующих КЭС, что свидетельствует о наличии объективных предпосылок к резкому увеличению комбинированного производства тепловой и электрической энергии в энергоустановках различной единичной мощности от десят­ков киловатт до сотен мегаватт. Однако организация комбинированного производства на крупных ТЭС, как правило, проблематична в связи с их удаленностью от больших городов и промышленных объектов с высо­ким уровнем теплопотребления. небольшие энергоустановки для комби­нированного производства тепловой, электрической энергии, а в ряде случаев и холода, могут создаваться в небольших поселках, на про­мышленных предприятиях, в агропромышленных комплексах и даже в от­дельно стоящих жилых и общественных зданиях. Поэтому энергоустанов­ки средней и малой мощности весьма перспективны для комбинированно­го производства энергии.

Использование новой для Узбекистана технологии производства электрической и тепловой энергии на базе конвертированных авиационных двигателей является особенно актуальным для небольших населенных пунктов сельского типа. Ведь, как отметил И.А. Каримов в своей работе "Прогресс дехканского хозяйства — путь к изобилию", "есть у нас отдаленные кишлаки, которые не обеспечены питьевой водой, теплом, электричеством… Чтобы сделать их благоустроенными, государство должно выделить средства из централизованных фондов. Эта работа и стала бы нашей первой целью".1 Благодаря созданию подобного независимого источника снабжения электроэнергией и теплотой появятся возможности по созданию, во-первых, новых рабочих мест, во-вторых, будут осваиваться новые подходы в области генерирующих источников энергии, в-третьих, качественно повысится уровень жизни населения, из-за появления собственного источника снабжения электричеством и теплом, в-четвертых, будут созданы условия для увеличения производительности труда в сельском хозяйстве. Кроме того, Президент И.А. Каримов в своей работе "Прогресс дехканского хозяйства — путь к изобилию" отметил, что "в сельском хозяйстве кроются безграничные возможности для увеличения производства продукции, повышения его эффективности"2.

Таким образом, из вышесказанного можно сделать вывод, что для Узбекистана, с его большим количеством удаленных от центров производства энергоресурсов населенных пунктов, особенно в сельской местности, где проживает около 60 % населения [Л. 3], эффективным оказывается локальное производство всех видов энергетических ресурсов (электрической и тепловой энергии, а также холода), а осуществляться оно может на базе конвертированных авиационных двигателей, что позволяет снизить удельные капиталовложения в подобные установки и тем самым значительно снизить срок окупаемости денежных средств (от 1 года до 3 — 5 лет).

Глава 1. Литературный обзор 1.1. КОНВЕРТАЦИЯ авиационных газотурбинных ДВИГАТЕЛЕЙ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЦЕЛЕЙ

Наиболее распространенные типы авиационных газотурбинных двигателей (АГТД) по ряду основных показателей вполне удовлетворяют требованиям, предъявляемым к приводным двигателям элек­тростанций. В частности, АГТД сравнительно просты, так как выполняются по от­крытому циклу. Они не нуж­даются в охлаждающей воде и не имеют вспомогательных систем с автономными приво­дами. АГТД отличаются быст­рым запуском из любого со­стояния, высокой степенью ав­томатизации и надежности. По сравнению с энергетиче­скими ГТД они обладают еще меньшими удельными массами и габаритами, компактны и могут работать в любых климатических условиях.

Благодаря крупносерийному выпуску АГТД имеют сравни­тельно низкую удельную стоимость.

Однако по ряду показателей, как, например, числу оборотов выходного вала, экономичности, моторесурсу, тепловыделениям, они не в полной мере отвечают требованиям, предъявляемым к ГТД электрических станций.

В то же время авиационные ГТД обладают рядом специфиче­ских качеств, которые вовсе не обязательны для ГТД энергетиче­ского назначения. Поэтому в случае использования того или иного авиационного двигателя в энергетических целях, необходимо его конвертировать, т. е. приспособить для нового назначения. Естест­венно, что, конвертируя АГТД для энергетики, можно создать уста­новки лишь с такими характеристиками, какие способен обеспечить конкретно выбранный АГТД. Например, для создания газотурбоге­нератора (ГТГ) можно использовать как ТРД, так и ТВД. В то же время ТВД может быть одновальным или двухвальным. Конструкция и характеристики любого из выбранных двигателей определяются ти­пом самолета или вертолета, для которого он предназначен. Естест­венно, что все это скажется на характеристиках ГТГ.

В самом деле, используя одновальный или двухзальный ГТД для привода электрического генератора определенной мощности, мы получим ГТГ, существенно отличающиеся по пусковым характери­стикам, качеству генерируемого тока и ряду других показателей. Следовательно, выбор типа ГТД для того или иного ГТГ должен определяться технико-экономическими показателями, предъявляе­мыми к последнему.

В некоторых случаях от использования выбранного двигателя приходится отказываться по той причине, что данный двигатель выпускается малой серией или имеет высокую стоимость. Это за­ставляет использовать более доступный и дешевый двигатель, что в свою очередь сказывается на технико-экономических показателях ГТГ, созданного на его основе.

Короче говоря, выбор конкретного АГТД для газотурбогенера­тора необходимо производить, исходя из предъявляемых к данному ГТГ требований и в первую очередь — мощности и назначения станции.

Например, нужно выбрать двигатели для ГТГ аварийной элек­тростанции и электростанции временного обеспечения. Естественно, что в первом случае большее внимание уделяется пусковым харак­теристикам ГТГ, а во втором — его транспортабельности.

После выбора необходимого ГТД следует определить объем работы, требуемой для его конвертации, возможности ее выполне­ния и ориентировочные затраты. Только произведя такой всесто­ронний анализ выбранного ГТД и получив оптимальные данные, можно приступить к разработке проекта и его практической реали­зации.

В случае использования для ГТГ ТРД необходимо серьезное внимание уделить выбору или созданию силовой газовой турбины нужной мощности. Впрочем, во всех случаях необходимо уделять большое внимание выяснению возможностей комплектации созда­ваемого ГТГ и всей электростанции необходимым оборудованием.

Как уже было сказано выше, мощность современных АГТД ко­леблется в широких пределах: от нескольких десятков до несколь­ких тысяч и даже десятков тысяч киловатт. Поэтому при выборе ГТД для определенного генератора необходимо особое внимание обратить на мощность двигателя. В то время как мощность ГТГ определяется выбранным электрическим генератором (из серийного выпуска промышленности), мощность АГТД определена его целе­вым назначением. В одних случаях имеющийся в распоряжении конструктора ГТГ приводной двигатель может обладать избыточной, в других — недостаточной мощностью. Выбрать оптимальный по мощности и характеристикам ГТД далеко не всегда возможно.

Возможные варианты применения АГТД для привода электри­ческих генераторов показаны ниже. На рис. 1 представлены два варианта использования ТВД для привода электрических генера­торов.

В первом варианте — выходной вал двигателя соединяется не­посредственно с ротором электрического генератора. Это возможно в случае выбора ТВД, равного по мощности электрическому генератору Второй вариант предполагает необходимость использования нескольких ТВД для привода одного электрического генератора. В обоих случаях, за редким исключением, возникает необходимость в дополнительном редукторе.

Рис. 1. Варианты использования ТВД для привода электрического генератора: а) использование одного ТВД; б) использование нескольких ТВД

1 — турбина; 2 —камера сгорания; 3 — компрессор; 4 — редуктор;

5 — электро­генератор

Возможные варианты компоновки ГТГ с несколькими ТРД по­казаны на рис. 2. Варианты а и б осуществимы при работе од­ного или нескольких ТРД на одну силовую турбину. Вариант в выбирается в том случае, если имеется несколько силовых турбин определенной мощности.

Рис. 2. Варианты использования ТРД для привода электрического генератора: а) использование одного ТРД; б) использование не­скольких ТРД и одной силовой турбины; в) использование не­скольких ТРД со своими силовыми турбинами

1-компрессор; 2 - камера сгорания; 3-турбина компрессора; 4 –силовая турбина; 5 — электрогенератор

Положительным качеством ГТГ, выполненного по схемам рис. 1, б и рис. 2, б и в, является возможность поддержания сравнительно высокой тепловой экономичности ГТГ при частичных нагрузках за счет работы части ГТД с полной нагрузкой.

1.2. Электростанции на базе АГТД в странах СНГ

Идея использования отечественных ГТД в энергетике впер­вые была высказана профессорами А. Н. Ложкиным и Р. М. Петри­ченко [Л. 11].

Первый опытный образец газотурбогенератора на основе оте­чественного авиационного газотурбинного двигателя был спроекти­рован под руководством С. Н. Уварова в 1962-63 гг. После всесторон­него анализа отечественных ГТД были выполнены технический и рабочий проекты газотурбогенератора на основе турбовинтового двигателя (ТВД) АИ-20.

ГТГ был спроектирован на основе ГТД АИ-20 первой серии и синхронного, трехфазного электрического генератора марки ГС-1612-6, мощностью 1600 кВА и напряжением 400/380 В с при­строенным возбудителем типа ВС-24,5/18 (16,5 кВт, 50 В).

ГТГ предназначен в качестве основного агрегата стационар­ной электростанции, работающей на электрическую сеть напряже­нием 380 В и частотой 50 Гц в диапазоне нагрузок от 0 до 1600 кВА. При разработке проекта были по возможности сохранены без изменения системы, штатные приборы и аппараты ГТД. Почти все дополнительные агрегаты и механизмы были выбраны из числа серийно выпускаемых отечественной промышленностью.

Забор воздуха компрессором двигателя производится непосред­ственно из помещения или по воздухопроводу из атмосферы, а от­работавшие газы отводятся за пределы помещения при помощи специального газохода [Л. 11].

По проекту система автоматики и контрольно-измерительных приборов обеспечивала: автоматический запуск и выход на обороты холостого хода; вывод на номинальные обороты и поддержание их в заданных пределах с корректировкой расхода топлива в зависи­мости от температуры наружного воздуха; автоматическое ограни­чение максимально допустимой мощности и предельно-допустимого числа оборотов; автоматическую остановку ГТГ в аварийных ус­ловиях.

Позже, на базе ТВД АИ-20 были созданы передвижные автономные электростанции ПАЭС-1250, ПАЭС-1600 мощностью 1250 и 1600 кВт соответственно. Оборудование этих электростанций располагалось первоначально в двух прицепах, транспортируемых автоседельными тягачами КрАЗ. В дальнейшем оборудование было размещено в одном прицепе, а для более полного использования мощности ТВД АИ-20 была создана ПАЭС-2500 мощностью 2500 кВт, транспортируемая тягачом КамАЗ и расположенная в одном прицепе. Эта электростанция выпускается и в настоящее время на Украине на ОАО Моторостроительный завод "Сич".

Ее основные технические характеристики:

Номинальная мощность

2500 кВт

Род тока

Переменный, трехфазный

Частота тока

50 Гц

Номинальное напряжение

6300 В

Коэффициент мощности

0,8

Двигатель

газотурбинный, на базе ТВД АИ-20

Генератор типа СГС-14-100-6УЗ

синхронный, трехфазный, переменного тока

Топливо для двигателя:

Жидкое

керосин ТС-1; Т-2 по ГОСТ-10227 и их смеси; дизельное топливо по ГОСТ-4749

Газообразное (при соответствующей замене на двигателе агрегатов топливной системы и автоматики)

попутный или природный газ давлением 10-12 кг/см2

Часовой расход жидкого топлива на номинальном режиме

не более 1100 кг/ч

Часовой расход масла на номинальном режиме

не более 1,0 литр/час

Часовой расход газообразного топлива на номинальном режиме

не более 1000 м3/ч

Габаритные размеры:

Длина

Не более 11500 мм

Ширина

Не более 2500 мм

Высота

Не более 3700 мм

Вес электростанции

Не более 30000 кг

Установки на базе ТВД характеризуются низкими удельными капиталовложениями, на уровне 40 — 250 долл./кВт установленной мощности, при этом они характеризуются компактностью, блочным исполнением, коротким сроком монтажа.

К настоящему времени в России и на Украине накоплен большой опыт создания энергетических установок на базе конвертированных турбореактивных двигателей (ТРД). Работают несколько заводов по проектированию и производству таких газотурбинных установок на базе конвертированных ТРД. Крупнейшие из них это — НПП "Машпроект" (Украина), ОАО “Авиадвигатель” (Россия), СНТК им. Кузнецова (Россия).

Одним из удачных примеров применения АГТД в энергетике является теплофикационная ГТУ 25/39, установленная и находящаяся в промышленной эксплуатации на Безымянской ТЭЦ, расположенной в Самарской области в России, описание которой приведено ниже.

Газотурбинная установка предназначена для выработки электрической и тепловой энергии для нужд промышленных предприятий и бытовых потребителей. Тепловая схема установки приведена на рис. 3.

Электрическая мощность установки - 25МВт, тепловая - 39 МВт. Суммарная мощность установки - 64 МВт. Годовая производительность электроэнергии – 161,574 ГВт∙ч/год, тепловой энергии - 244120 Гкал/год.

Установка отличается применением уникального авиационного двигателя НК-37, обеспечивающего КПД в 36,4%. Такой КПД обеспечивает высокую эффективность установки, недостижимую на обычных тепловых электростанциях, а также ряд других преимуществ.

Установка работает на природном газе с давлением 4,6 МПа с расходом 1,45 кг/с.

Кроме электроэнергии установка производит 40 т/ч пара давлением 14 кгс/см2 и нагревает 100 тонн сетевой воды от 70 до 120°С, что позволяет обеспечить светом и теплом небольшой город.

При размещении установки на территории тепловых станций не требуется дополнительных специальных блоков химводоочистки, сброса воды и т.д.

Рис. 3. Тепловая схема ГТУ 25/39

1 - газотурбинный двигатель, 2 – электрогенератор, 3 - котел-утилизатор, 4 – насос.

Подобные газотурбинные энергетические установки незаменимы для применения в тех случаях, когда

- необходимо комплексное решение проблемы обеспечения электрической и тепловой энергией небольшого города, промышленного или жилого района - модульность установок позволяет легко скомпоновать любой вариант в зависимости от нужд потребителя;

- осуществляется индустриальное освоение новых районов жизни людей, в том числе, с экстремальными условиями жизни, когда особо важна компактность и технологичность установки. Нормальная работоспособность установки обеспечивается в диапазоне температур от -50 до +45°С при действии и всех других неблагоприятных факторов: влажности до 100%, осадках в виде дождя, снега и т.д.;

- важна экономичность установки: высокий КПД обеспечивает возможность производства более дешевой электрической и тепловой энергии и короткий срок окупаемости (около 3,5 лет) при капиталовложениях в строительство установки 10 млн. 650 тыс. долларов США (по данным производителя). График окупаемости приведен на рис. 4.

Рис. 4. График окупаемости ГТУ 25/39

Кроме того, установка отличается экологической чистотой, наличием многоступенчатого шумоподавления, полной автоматизацией процессов управления.

ГТУ 25/39 представляет собой стационарную установку блочно-контейнерного типа размером 21 на 27 м. Для ее функционирования в варианте автономном от существующих станций в комплекте с установкой должны находиться устройства химводоподготовки, открытое распределительное устройство для понижения выходного напряжения до 220 В или 380 В, градирня для охлаждения воды и отдельно стоящий дожимной газовый компрессор. При отсутствии необходимости в воде и паре конструкция установки сильно упрощается и удешевляется.

Сама установка включает в себя авиационный двигатель НК-37 производства СНТК им. Н.Д. Кузнецова, котел-утилизатор типа ТКУ-6 производства АО "Красный котельщик" и турбогенератор.

Полное время монтажа установки - 14 месяцев.

В России выпускается большое количество установок на базе конвертированных АГТД мощностью от 1000 кВт до нескольких десятков МВт, они пользуются спросом. Это подтверждает экономическую эффективность их использования и необходимость дальнейших разработок в этой области промышленности.

Установки, выпускаемые на заводах России и Украины отличаются:

  • низкими удельными капиталовложениями:

  • блочным исполнением;

  • сокращенным сроком монтажа;

  • малым сроком окупаемости;

  • возможностью полной автоматизации и др.

1.3. ЗАРУБЕЖНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С АВИАЦИОННЫМИ ГТД

Ряд иностранных фирм в течение продолжительного времени работают над созданием электростанций на основе конвертирован­ных АГТД. К настоящему времени довольно значительное количество стационарных и пере­движных электростанций различной мощности находится в дли­тельной эксплуатации.

Одной из первых была спроектирована и построена стационар­ная электростанция промышленного типа мощностью 3 МВт. Ан­глийская фирма "Бристоль" использовала для создания электро­станции выпускаемый ею авиационный двигатель. Электростанция предназначена для снятия пиковых нагрузок в зимнее время. Она способна также обеспечивать местное электроснабжение в случае выхода из строя линии электропередачи.

Основными достоинствами ГТГ с авиаци­онными ГТД являются: высокая степень надежности и автомати­зации; малые веса и габариты; способность быстро принимать нагрузку; легкость замены приводного двигателя; точная балан­сировка и отсутствие вибрации.

Электростанция была создана на основе ТВД "Протей". Воздух из атмосферы поступает в компрессор и после сжатия направляется в камеру сгорания. Газы, отработавшие в турбине, выбрасываются наружу. Турбина двигателя двухвальная четырехступенчатая: первые две ступени (т. в. д.) приводят во вращение компрессор, а последние две (т. н. д.) образуют силовую турбину. Вал силовой турбины вращается со скоростью 194 об/сек. Специальный редуктор пони­жает скорость вращения до рабочих оборотов электрогенератора (16,6 об/сек).

ГТД имеет мощность 3125 кВт и работает на дизельном топ­ливе. Степень повышения давления в компрессоре — 2,3. Темпера­тура газов перед т. в. д. равна 850° С. Эффективный к. п. д. дви­гателя — 23%. Габариты двигателя: длина — 2690 мм, диаметр — 990 мм. Масса двигателя — 1530 кг.

Вспомогательное оборудование двигателя то же, что и в слу­чае использования его на самолете. Его запуск осуществляется стартер-генератором мощностью 15 кВт, получающим питание от аккумуляторной батареи напряжением 110 В.

Электрический генератор переменного тока, трехфазный, с воз­душным охлаждением, мощностью 3200 кВА при Cos = 0,9. Напря­жение генерируемого тока 11 кВ, частота 50 Гц. Воздух для охлаж­дения генератора поступает в помещение электростанции через специальную шахту. С вращающимся возбудителем генератор свя­зан жестко. Возбудитель регулируется как вручную, так и автома­тически. Масса электрогенератора 11,75 т, а масса ротора генера­тора — 5 т. Смазка подшипников генератора осуществляется от спе­циального электронасоса.

Использование двигателя с двумя независимыми турбинами оказалось выгодным, так как в этом случае мала потребная для запуска двигателя мощность и облегчается автоматическая синхро­низация при включении агрегата в параллельную работу.

ГТГ имеет длину 7,4 м и размещен в кирпичном здании (10,65Ч7,00Ч6,70 м) с бетонным полом и сборной фундаментной плитой. Размещение ГТГ в здании показано на рис. 5.

В основном помещении расположен электрогенератор с рас­пределительным устройством, контрольным щитом и кабиной управ­ления. ГТД установлен в отдельном отсеке. Конец его вала про­ходит в отсек генератора через звукоизолирующую перегородку, собранную из съемных панелей, что обеспечивает легкий демонтаж двигателя в случае необходимости его замены.

Рис. 5. Размещение оборудования в здании

электростанции фирмы "Бристоль"

1 — воздухозаборник; 2 — воздушный фильтр; 3 — глушитель выхлопа;

4 —ТВД; 5 — электрогенератор; 6 — возбудитель

Воздух в отсек двигателя забирается сверху из воздушного ко­роба, расположенного вдоль всего здания над аппаратурой распре­делительного устройства. Воздушный короб снабжен звукопогло­щающими пакетами и фильтрами-пылепоглотителями. Отработавшие газы поступают из двигателя в глушитель через расширяющийся патрубок. Из глушителя газы удаляются через вертикальную трубу наружу.

Помещение станции, за исключением кабины управления, не отапливается. Нормальная температура поддерживается за счет тепла, выделяемого обмотками генератора при работе.

Специальное масло не требует подогрева и позволяет запускать двигатель при температуре наружного воздуха до —40° С.

Управление станцией осуществляется по телефону с помощью специальной системы. Пуск, контроль за работой и останов ГТГ производится на расстоянии 160 км.

Весь процесс запуска ГТГ до принятия нагрузки занимает около двух минут. ГТГ— автономен, в процессе запуска все по­требители получают питание от аккумуляторной батареи.

Практика показала, что автоматический пуск происходит более последовательно и надежно, чем ручной.

Система автоматического регулирования спроектирована таким образом, что при работе ГТГ на воздухе с отрицательной температурой (до —1,0° С) его мощность не превышает номинальную. При работе ГТГ на наружном воздухе с плюсовой температурой мощность соответственно ограничивается.

Эксплуатация электростанции характеризуется надежной и без­отказной работой ГТГ. Постройка и эксплуатация станции показали также, что, несмотря на сравнительно низкий к. п. д. ГТД, стои­мость отпущенного 1 кВт∙ч электроэнергии меньше, чем на базисных электростанциях. Это объясняется небольшими первоначальными за­тратами на сооружение электростанции и ее полной автоматизацией.

В Англии по заказу Центрального электрического общества были изготовлены несколько ГТГ мощностью по 17,5 МВт. Каждый ГТГ состоит из двух конвертированных ТРД "Эйвон", используе­мых в качестве генераторов газа, силовой турбины промышленного типа и электрического генератора. ГТГ включаются в работу автоматически при помощи реле понижения частоты или нажатием кнопки "пуск". Они способны принимать полную нагрузку через две минуты. ТРД могут работать на дизельном топливе или природном газе. Проектный к. п. д. ГТГ 28%. Компоновка ГТГ показана на рис. 6.

Интересно отметить, что весь процесс разработки проекта ГТГ до его создания в металле занял 18 месяцев.

Конвертированный ТРД "Эйвон" в составе ГТГ используется со значительно меньшей, чем в условиях эксплуатации на самоле­тах, мощностью, в результате чего возрастает его моторесурс.

4

Рис. 6. Компоновка ГТГ мощностью 17,5 МВт

1 — выхлопная труба; 2 — ТРД "Эйвон"; 3 — электрогенератор; 4 — возбудитель

Силовая двухступенчатая турбина предназначена для работы на газе с низкой температурой и давлением. Она сконструирована как обычная газовая турбина промышленного типа.

Данный конвертированный ТРД выпускается для использова­ния как на пиковых и аварийных электростанциях, так и на элект­ростанциях, работающих 8000 ч в год. В зависимости от назначе­ния, эти ТРД могут иметь агрегатную мощность от 6000 до 40 000 кВт и работать на керосине, дизельном топливе или при­родном газе.

Наряду с рассмотренными типами электростанций в настоящее время на основе конвертированных АГТД эксплуатируются и соз­даются более мощные электростанции. Так например, только в энер­госистемах Англии и США эксплуатируются около полутора десят­ков электростанций с ГТГ мощностью 60—140 МВт.

Основным назначением таких электростанций является выра­ботка электроэнергии для снятия пиков электрической нагрузки, а вспомогательным — создание в энергосистемах резервной мощ­ности.

Обычно одна такая электростанция придается крупному па­ротурбинному блоку. Считают, что главным достоинством пиковых электростанций такой мощности является низкая, по сравнению с паротурбинными электростанциями, стоимость их строительства.

Компоновочные решения газотурбогенераторов этих электро­станций выполнены по вариантам б и в (рис. 2). Некоторой раз­новидностью компоновочного варианта в является ГТГ электро­станции мощностью 56—60 МВт фирмы "Инглиш электрик" (Анг­лия). Электрогенератор данного ГТГ приводится во вращение двумя силовыми турбинами, каждая из которых соединена с одним из концов его ротора. Работу каждой силовой турбины обеспечи­вают два ТРД.

В настоящее время за рубежом находится в эксплуатации тысячи ГТУ мощностью до 35 МВт, созданных на базе авиационных турбореактивных или турбовентиляторных двигателей. Они состоят из одного или двух компрессоров, приводимых во вращение связанными с ними турбинами, которые вместе с камерой сгорания, расположенной между компрессором и турбиной высокого давления, являются генератором горячих газов. Газы расширяются в турбине полезной мощности (силовой турбине). Показатели наиболее мощных и совершенных зарубежных ГТУ такого типа приведены в таблице 1 [Л. 5].

Наиболее широко (до 1000 однотипных агрегатов) распространены за рубежом установки, созданные на базе ГТД Avon, Olympus, FT4, которые выпускаются уже в течение 25-30 лет. Использование ГТД позволило перенести в промышленность передовой научно-технический опыт, накопленный в авиации, использовать подготовленную технологическую базу и преимущества крупносерийного производства, а также опыт эксплуатации авиационной техники [Л. 5].

Таблица 1

Параметры и показатели энергетических ГТУ с промышленными вариантами авиационных ГТД

Параметры и

показатели

Фирма-изготовитель и тип ГТД
Olympus B Olympus C RB211-24

Avon 1535

LM2500 LM5000 FT4C-3F

Мощность ГТУ в базовом режиме, МВт

17,5 28,1 23,5 14,7-16,0 19-22,0 32,5-35,4 30,6

КПД ГТУ в базовом режиме, %

26,9 30,7 33,5 28,2-28,9 34,2-36,0 35,5-37,7 31,3

Мощность ГТУ в пиковом режиме, МВт

20,0 29,6 24,5 16,3-18,2

23,9

35-38 33,0

КПД ГТУ в пиковом режиме, %

27,8 31,0 33,9 28,8-29,6 36,6 35,9-38,2 32,2
Степень сжатия 10,3 11,0 19,2 10,1 18 29-31 14,5
Расход воздуха, кг/с 108,5 109,0 94,0 79,5-82,2 64-67 123-127 142,5
Температура газов за турбиной, °С 490 530 490

475-500

490 435 490
Число ступеней
компрессора 5+7 5+7 7+6 17 16 5+14 8+8
турбины ГТД 1+1 1+1 1+1 3 2 2+1 1+2

силовой турбины

2 2-3 3 2 2-6 2-3 3
Число пламенных труб 8 8 Кольцевая 8 Кольцевая Кольцевая 8
Масса ГТД, т 2,2 2,2 2,6

1,6

3,9
Масса ГТУ, т 23 25,5 23,0 20,5 21,5-35,5 28,5-43 19,5
Длина ГТУ, м 9,2 9,2 6,5 7,3 5,5-6,4 8,8-9,8 8,8
Ширина ГТУ, м 3,1 3,4 4,0 3,4 2,1-3,4 3,4 3,05
Высота ГТУ, м 4,0 3,4 3,9 3,1 2,1-3,4 3,1-3,4 2,8

Специфическими качествами ГТУ, созданных на базе авиационных двигателей, являются очень малые масса и габариты, быстрота запуска (до 1,5 мин до полной нагрузки в установках мощностью 20-25 МВт) при небольшой пусковой мощности и полной автономности, возможность быстрого восстановления при неполадках путем простой замены ГТД-генератора газа или даже всего агрегата. Недостатки таких ГТУ — более жесткие требования к топливу и эксплуатационному обслуживанию, сложная технология капитальных ремонтов, возможных только в заводских условиях. Используемые в энергетических ГТУ двигатели выпускаются специально для промышленного применения. Для обеспечения эффективной работы в наземных условиях часть их деталей либо переконструирована по сравнению с авиационными прототипами, либо изготовлена по измененной технологии или из других материалов. Параллельно осуществлялись мероприятия по повышению мощности и КПД путем совершенствования турбомашин, увеличения расхода воздуха, степени сжатия и начальной температуры газов и улучшению эксплуатационных качеств: увеличению ресурса деталей, длительности непрерывной работы, ремонтопригодности.

В промышленных ГТУ на базе ГТД третьего поколения "Спей", RB211, TF39 и CF6, выполненных с более высокими степенями сжатия и экономичными системами охлаждения, достигнута существенно более высокая экономичность (см. таблицу 1). Наиболее мощной из этих ГТУ является установка с генератором газа типа LM5000, созданным фирмой General Electric c использованием до 70% деталей турбовентиляторного ГТД CF6. На его конструкции остановимся подробнее.

Вентиляторная ступень ГТД снята и заменена двумя первыми ступенями пятиступенчатого КНД со степенью сжатия 2,5. Далее идет одновальный КВД (14 ступеней), который сжимает воздух до давления 3 МПа.

Камера сгорания — кольцевая с 30 устанавливаемыми извне регистровыми горелками. Зона горения спроектирована с повышенными избытками воздуха, для того чтобы снизить дымление, сократить длину факела и уменьшить количество воздуха, необходимого для охлаждения пламенной трубы. Начальная температура газов составляет 1150-1180 °С.

КВД приводится во вращение двухступенчатой ТВД, все лопатки которой охлаждаются отборным воздухом из КВД. Ротор КВД — ТВД выполнен трехопорным; как обычно, в ГТД используются подшипники качения.

Блок КВД — камера сгорания — ТВД использован в таком же виде в ГТУ LM2500, несколько сотен которых уже выпущено для морского флота и промышленности, некоторые из которых проработали свыше 40 — 50 тыс. ч.

Одноступенчатая ТНД, вращающая вал КНД через соединительный вал, проходящий внутри вала КВД — ТВД, специально спроектирована для ГТУ LM5000. общая длина генератора газа (без силовой турбины) 4,47 м, масса 3,9 т.

Энергетические ГТУ с агрегатом LM5000 спроектированы и выпускаются несколькими фирмами. Они оснащаются трехступенчатой силовой турбиной, ротор и статор которой выполняются охлаждаемыми. Продолжительность нормального пуска до включения электрогенератора в сеть составляет 7, ускоренного — 3 мин.

1 Каримов И.А. Прогресс дехканского хозяйства — путь к изобилию. – Т.: Узбекистан, 1994, с. 6.

2 Каримов И.А. Прогресс дехканского хозяйства — путь к изобилию. – Т.: Узбекистан, 1994, с. 7.

47

Глава 2. Тепловой расчет газотурбинной

теплоэлектроцентрали на базе АГТД

2.1. Описание газотурбинной ТЭЦ на базе АГТД и ее принципиальная тепловая схема

Газотурбинная теплоэлектроцентраль ГТТЭЦ-7500Т/6,3 с установ­ленной электрической мощностью 7500 кВт состоит из трех газотурбоге­нераторов с турбовинтовыми двигателями АИ-20 номинальной электри­ческой мощностью 2500 кВт каждый. Принципиальная тепловая схема ГТТЭЦ-7500Т/6,3 показана на рис. 7.

Тепловая мощность ГТТЭЦ 15,7 МВт (13,53 Гкал/ч). За каждым газо­турбогенератором установлен газовый подогреватель сетевой воды (ГПСВ) с оребренными трубами для подогрева воды отработавшими газами на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения поселка. Через каждый экономайзер проходят отработавшие в авиационном двигателе газы в количестве 18,16 кг/с с температурой 388,7 °С на входе в экономайзер. В ГПСВ газы охлажда­ются до температуры 116,6 °С и подаются в дымовую трубу. Для режимов с пониженными тепловыми нагрузками введено байпасирование потока выхлопных газов с выводом в дымовую трубу.

Расход воды через один экономайзер составляет 75 т/ч.

Сетевая вода нагревается от температуры 60 °С до 120 °С и подает­ся потребителям для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения под давлением 2,5 МПа.

Часть воды, нагреваемой в ГПСВ из коллектора прямой сетевой воды поступает в горизонтальный вакуумный деаэратор, который работает при абсолют­ном давлении 0,01 МПа и деаэрирует химически очищенную воду, поступающую с хим­водоочистки для нужд горячего водоснабжения и для восполнения по­терь сетевой воды от утечек к потребителей в количестве 30 т/ч.

Оборудование станции размещено в здании из сборных железобе­тонных панелей. Размеры здания 30Ч18 м. Машинный зал разделен зву­коизолирующими перегородками на два отсека. Один из них размером 12Ч18 м — отсек для ГТД и ГПСВ, второй — гене­раторное помещение площадью 6Ч18 м.

К машинному залу примыкают вспомогательные помещения. В одном площадью 5Ч6 м размещается щит управления, в двух других площадью по 3Ч6 м душевая с раздевалкой и мастерская, в четвертом — площадью 10Ч12 м — оборудование химводоочистки, а также подпиточные насосы, насосы прямой и обратной сетевой воды, вакуумный деаэратор, шкаф аккумуляторной батареи.

В помещении двигателей установлены масляные блоки, включающие в себя расходные баки масла с соответствующим оборудованием и насосами, а также масляные радиаторы с вентилято­рами, всасывающими наружный воздух и выбрасывающими его после про­хождения через радиатор за пределы помещения.

Забор воздуха и выброс отработавших газов осуществляется по специальным воздухо- и газопроводам, выведенным выше кровли здания электростанции. На воздухозаборе предусматривается установка глуши­телей из асбосиликатных плит, снижающих уровень шума до нормы. На всасывающем патрубке предусматривается также установка противопыльных фильтров.

За авиационными двигателями размещены тормозящие решетки, ко­торые снижают скорость газов и создают равномерный поток газов на входе в котел-утилизатор.

Турбовинтовой двигатель АИ-20 закреплен на специальной фунда­ментной раме, расположенной на жестком основании (платформе).

Крепление двигателя к подмоторной раме при помощи четырех сто­ек с шарнирами обеспечивает центровку валов и компенсирует темпера­турные напряжения. Подмоторная рама двигателя и генератор жестко крепятся к платформе. Соединение двигателя с электрогенератором СГС-14-100-6УЗ осуществлено при помощи специального вала и соедини­тельной муфты. Длина соединительного вала позволяет установить пе­регородку между двигателем и электрогенератором, для снижения шума в генераторном отсеке. Конструкция муфты позволяет производить мон­таж и демонтаж каждого из агрегатов в отдельности.

На двигателе расположены агрегаты, которые обеспечивают авто­матизацию его запуска, подачу и масла, а также защиту двигателя в аварийных режимах.

Масса газотурбогенератора со всеми системами и устройствами в сухом состоянии около 10 т. Общая длина газотурбогенератора состав­ляет 6,4 м, ширина платформы 1,7 м, высота 2,6 м.

На станции установлены синхронные электрические генераторы СГС-14-100-6УЗ переменного тока, трехфазные, с воздушным охлаждени­ем, мощностью 2500 кВт. Напряжение генерируемого тока 6,3 кВ, часто­та 50 гц. Воздух для охлаждения генератора поступает в помещение электростанции через специальную шахту. С вращающимся возбудителем генератор связан жестко.

Распределительное устройство на 6 кВ комплектуется из девяти шкафов типа КРУН6 наружной установки.

В шкафах размещаются: ввод генератора, трансформатор собствен­ных нужд, разрядники, два отходящих фидера с масляными выключателя­ми, трансформатор напряжения.

Комплектное распределительное устройство оборудовано также блоком автоматической синхронизации с энергосистемой, энергоуста­новками.

2.2. Тепловой расчет ГТУ на базе двигателя АИ-20

Основные показатели

мощность, МВт 2,5

ГПСВ

КС

Эжектор деаэратора

компрессор

в дымовую

трубу

ГТ

ВД

из ХВО

Коллектор подпиточной воды

ГПСВ

КС

Насос подпи-точной воды

компрессор

ГТ

ГТ

в дымовую

трубу

Насос обратной

сетевой воды

Насос сетевой воды

ГПСВ

КС

компрессор

в дымовую

трубу

ГТ

Рис. 7. Принципиальная тепловая схема ГТТЭЦ-7500Т/6,3.

КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; ГПСВ — газовый подогреватель сетевой воды; ВД – вакуумный деаэратор

степень повышения давления 7,2

температура газов в турбине,С

на входе 750

на выходе 388,69

расход газов, кг/с 18,21

количество валов, шт 1

температура воздуха перед компрессором, С 15

Расчет компрессора

Найдем теоретическое значение энтропии воздуха на выходе из компрессора. При заданных значениях температуры воздуха на входе в компрессор t1 = 15 °C и степени повышения давления воздуха в компрессоре k = 7,2 оно составит:

0,0536 + 0,287 ln7,2 = 0,6201 ,

здесь R = 0,287 – газовая постоянная воздуха.

Тогда теоретическая температура воздуха на выходе из компрессора составит C

КПД компрессора принят равным . Тогда действительная работа сжатия в компрессоре составит:

Hk = (i2t – i1)/k = (234,06 – 15,04)/0,87 = 251,75 ,

где

i2t = 234,06 – энтальпия воздуха при температуре t2t = 231 °C;

i1 = 15,04 – энтальпия воздуха при температуре t1 = 15 °С.

Тогда действительная энтальпия воздуха на выходе из компрессора будет иметь значение:

i2 = i1 + Hk = 15,04 + 251,75 = 266,79 .

По найденному значению энтальпии на выходе из компрессора найдем действительную температуру воздуха на выходе из компрессора:

t2 = f(i2) = 262,88 С.

Расчет камеры сгорания

Топливо — природный газ Шуртанского месторождения.

Объемный состав 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 %.

Низшая теплота сгорания Q = 48340 кДж/кг.

Физической теплотой вносимой в камеру сгорания пренебрегаем. Примем КПД камеры сгорания