10.            КПД компрессора и турбины ГТУ принимаем равным ηк=0.85  ηт=0.91

11.Уголь, сжигаемый в топке – Экибастузский

12.Давление воды и пара в паровом тракте, Рк =9 МПа

13.Температура перегрева пара, t0=550 0С

14.Температура отработавшего в турбине пара t2=80 0C

РЕШЕНИЕ

1.                Термодинамический расчет ГТУ.

1.1 Удельная работа, затрачиваемая на адиабатическое сжатие 1 кг воздуха в компрессоре

 кДж/кг

                        Температура воздуха за компрессором.

 (378,1°С).

                        авление воздуха за компрессором, или на входе камеры с кипящим слоем.

 МПа

Воздух после компрессора под давлением Р3=1,17 МПа, температурой Т3=651,1°К, с расходом  Gв =115 кг/с поступает в камеру с кипящим слоем. Туда же подается топливо Gт и доломит Gизв.

                        Давление газа перед турбиной газогенератора с учетом потерь в камере с кипящим слоем и в дополнительной камере сгорания КС будет равно

 МПа

                        Температура газов после турбины газогенератора

 °К.

Ср.г. при Т4*=1270°К, и α=1,1 из монограммы Ср.г.=1,26

                        Степень расширения газов в турбине газогенератора.

                        Давление газов за турбиной газогенератора

 МПа

                        Давление газов за свободной силовой турбиной принимаем равным

Рст=0,11 МПа

                        Степень расширения газов в силовой турбине

                        Удельная работа силовой турбины

 кДж/кг

При Т5*=980 °К и α=1,1; Срг=1,21;

                        Температура газов за свободной силовой турбиной

°К (509°С)

                        Мощность свободной силовой турбины

кВт = 27,577 МВт

За счет газотурбинного цикла получена электрическая мощность

Nэ=Nст=27,577 МВт

Выходные газы после силовой газотурбины с параметрами Gг=115 кг/с, Рст=0,11 МПа, Тст=782°К (509°С) уходят в котел утилизатор.

2.                 Расчет паротурбинной части установки.

В котле утилизаторе устанавливаем только экономайзер. На рис. 2 приведен график распределения температур газов и воды по высоте котла утилизатора. На рис.3 показана схема котла утилизатора конденсат из бака 6 насосом высокого давления 15 подается в экономайзер 2 котла утилизатора под давлением Рк=

9 МПа. Температура воды на входе в экономайзер принята равной t3=80°C. В экономайзере вода нагревается до температуры Ts ≤ 250 °C. Из экономайзера вода поступает в испаритель, а затем в пароперегреватель установленный в кипящем слое камеры сгорания твердого топлива.

В испарители вода нагревается до температуры 300°С при которой она преобразовывается в сухой насыщенный пар с теплосодержанием h1=2961,5 кДж/кг. Теплота парообразования составляет величину:

2.1 Zn=h1-hs= 2961,5 –1085,7= 1876 кДж/кг

Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где пар перегревается до температуры t0=550°C и его теплосодержание становится равным h0=3512 кДж/кг.

2.2 Температура кипящего слоя не превышает 900°С (1173°К), т.к. парообразователь с пароперегревателем, находящиеся в кипящем слое, отбирают тепло.

На рисунке 4 показано распределение температур воды, пара и газа в парообразователе и пароперегревателе.  

Перегретый пар срабатывает в паровой турбине до атмосферного давления Pвых=0,11 МПа и температуры 100°С. Теплосодержание пара на выходе из турбины h’вых=2675,6 кДж/кг.

Отработавший пар конденсируется в бойлере до температуры t3=80°C. C теплосодержанием h3=335 кДж/кг. Теплоперепад отработавшего пара и конденсата hбоил.= h’вых -  h3 = 2675,6-335=2341 кДж/кг. Это тепло перейдет в воду круга циркуляции воды системы отопления и горячего водоснабжения.

Важнейшим параметром комбинированной ГПТУ является паровое отношение Тп. Тп=Gп/Gг. Паровое отношение может быть определено из уравнений теплового баланса для экономайзера, испарителя или пароперегревателя. В кипящем слое установлены испаритель и пароперегреватель. Уравнение теплового баланса для парообразователя и пароперегревателя запишется в виде:

2.3 Ср((h0-h1)+zn)=GгCрг(Т4-T’4)

Здесь Т4 из монограмм при Т3=651,1°К и gт=0,056

В этом случае паровое соотношение будет

2.4 =

В котле утилизаторе установлен только экономайзер. Уравнение теплового баланса экономайзера, согласно рис. 2 запишется в виде

2.5 Gв(hs-h3)=GгCрг(Tтс-T5)

Откуда

2.6 =

2.7 Выбираем Тп=0,65. В этом случае вода в экономайзере нагреется до температуры ts<250°C?, т.к. Тэкп=0,55<0,65

Из уравнения теплового баланса экономайзера при Тп=0,65 следует, что теплосодержание воды на выходе из экономайзера будет

=кДж/кг

Из таблиц следует, что вода в экономайзере нагреется до температуры ts=222°C. Дальнейший нагрев воды, парообразование и перегрев пара обеспечит кипящий слой.

2.8 Количество пара, которое можно получить Gп=Gп*Тп=115*0,65=74,75кг/с. ≈ 269,1 т/ч.

2.9 Для сжигания в топке с кипящим слоем под давлением используется экибастузский уголь. При этом принимаем: Wр=6,5 Aспр=43,5 Cр=38,2 Sрп=0,4 Hр=3 Nр=0,8 Oр=7,3 Qрн=15,8 МДж/кг Vг=24 K=1,35 –коэф. размолотости.

(Под ред. Григорьева, Зорина. Книга 2., стр. 362)

2.10 Из уравнения Менделеева найден теоретический расход сухого воздуха.

U0в=3,9712 м3/кг при ρв=1,293 кг/м3, L0= U0в ρв=5,135 кг возд./кг топл.

2.11 Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру с кипящим слоем принимаем равным α=1,2

2.12 Удельный расход топлива qт на 1 кг воздуха составляет величину

qт=1/ α L0 =0,1623 кг топл./кг возд.

2.12* Удельный расход топлива q*т приведенный к жидкому или газообразному на 1 кг воздуха составляет величину

q*т=1/ α L*0 =0,1623 кг топл./кг возд.

2.13 Расход топлива при qт=0,1623 кг топл./кг возд. При Gв =115 кг/с составляет величину Gт=Gв*qт=115*0,1623=18,66 кг/с ≈ 67,2 т/час угля.

2.14 Количество тепла подведенного с топливом в единицу времени. QрнGт=15800*18,66=294,8*103 кВт = 294,8 МВт.

2.15 Потери тепла с уходящими газами. QII=CргGг(Твых5-Тн)=1,07*115*(423-288) = 16,612 МВт.

2.16 В дополнительной камере сгорания при сгорании топлива выделяется следующее количество тепла Qкс=Gгcрг(Т-Т4)=115*1,255*(1270-1123)= 21,22 МДж/кг

В дополнительной камере сгорания сжигается газообразное топливо, состоящее в основном из СО, полученного в результате пиролиза угля, например экибастузского. При коэффициенте избытка воздуха α=0,5-0,8 под давлением 0,15-0,3 МПа. Теплотворная способность такого топлива     Qрн=5,5 МДж/кг Из 1 т. угля получается 3500 м3 топливного газа. В дополнительной камере сгорания нужно сжигать газообразного топлива в количестве  Gкст=Qкс/Qрн гп=21,22/5,5=3,86 м3/с Gкстг= Gкстρг=3,86 *1,167=4,5 кг/с

Чтобы получать такое количество газа, нужно подвергать пиролизу Gугля=Gкст/3500=9241/3500=2,64 т/час.

Из расчета реакции горения, получено требуемое количество воздуха для сгорания 1 кг топлива. L0=4,9436 кг возд./кг топл. В газах, на входе в дополнительную камеру сгорания, с расходом Gв =115 кг/с содержится G*в=α* Gг=0,2*115 = 23 кг/с

В камере сгорания может сгореть Gкст= G*в/Lкс0=23/4,9436=4,65 кг топл./с, а должно сгорать Gкстг=4,5 кг/с, следовательно количество кислорода, содержащегося в газах, идущих из камеры с кипящим слоем под давление, достаточно для сгорания топлива в дополнительной камере сгорания.

2.17 Мощность установки, с учетом внутренних потерь, составляет величину

N*уст=QрнGт+Qкс-QII=294,8 +21,22 -16,612 =299,41 МВт

2.18 Термический КПД цикла Ренкина, если пренебречь работой насоса, и с учетом нагрева воды в экономайзере за счет тепла выхлопных газов до температуры 204,5 °С.

=

2.19 Мощность паровой турбины можно определить из выражения = МВт

2.20 Мощность паровой турбины можно также определить используя T-S диаграмму действительного цикла Ренкина для паровой силовой установки, работающей на перегретом паре, рис. 5, при Р0=9 МПа и Т0=823°К.

Параметры воды и пара в точках построенной на Т-S  диаграммы взяты из таблицы 3. и сведены в нижеприведенную таблицу,

Диаграмма T-S на рис. 5 построена в масштабе μт=4 °К/мм  μs=0,05 кДж/кг.К.мм. Площадь полезной работы на T-S диаграмме 3S3*1023

FΣ=5635 мм2.

Полезная работа, совершенная 1 кг пара в необратимом процессе в паровой турбине, составляет величину. Lт= FΣ μт μs= 5635*4*0.05 = 1127 кДж/кг.

От паровой турбины можно получить мощность, идущую на привод электрогенератора. Nпт= LтGпηпт = 1127*74,75*0,93=78,3 МВт

Мощность паровой турбины , полученная по двум разным методикам близка.

2.21 Суммарная мощность брутто, идущая на выработку электрической энергии, составляет величину. Nэ=NΣбрутто=Nст+Nпт= 27577  + 78300=105877 кВт

2.22 КПД установки брутто.

=

2.23 При конденсации отработавшего пара в бойлере получаем горячую воду для бытовых нужд. Удельная работа отработавшего пара при его конденсации в бойлере составит величину

 = кДж/кг

2.24 Тепловая мощность системы отопления и горячей воды составит величину  Nбойл=Gпhбойл = 1989,5*74,75=148716 кВт = 149 МВт

2.25 С учетом тепловой мощности, полученной дополнительно в результате конденсации пара КПД установки составляет величину 

=

2.26 Внутренние потери в топке котла, в газотурбинном тракте и паротурбинном тракте составляют величину

Niпотерь= Nуст- NΣбрутто- Nбойл=299,41 -105,877-148,716=44,82 МВт, что составляет 14,9% от тепла полученного от сжигания топлива в топке с кипящим слоем и в дополнительной камере сгорания. Остальные 5,3% уходят в атмосферу с выхлопными газами.

ВЫВОД

Проделав и рассчитав данную расчетно-графическую работу можно сделать вывод, что в нашем случае мощность паровой турбины , полученная по двум разным методикам, это по формуле  и используя T-S диаграмму действительного цикла Ренкина для паровой силовой установки, работающей на перегретом паре близки. Так как использование и определение площади на T-S диаграмме занимает время и усложняет расчет, для инженера приемлем и удобен первый способ нахождения мощности паровой турбины.

Внутренние потери в топке котла, в газотурбинном тракте и паротурбинном тракте составили величину 44,82 МВт, что составляет примерно 14,9% от тепла полученного от сжигания топлива в топке с кипящим слоем и в дополнительной камере сгорания.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю. «Технология энергосбережения» М. 2006г. стр. 170-172, Котлер В.Р. «Специальные топки энергетических котлов» М. 1990г. стр. 95-98

2. В.Р. Котлер – Специальные топки энергетических котлов; 1990 г. 104 с.

3. Модоян и др. Эффективное сжигание низкосортных углей в энергетических котлах М.:1993 г. 200 с.

4. А.П. Воинов -  Паровые котлы на отходящих газах; 1983 г.

5. Ключников А.Д. – Энергетика, теплотехнологий и вопросы энергосбережение

6. Борисова  Н.Г. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнике, уч. пособие, Алматы, 2006 г.

Страницы: 1, 2