Модернизация части тепловой схемы доменного производства на основе газотурбинных технологий

Таким образом, фактические режимы работы печей следует обязательно учитывать не только при выборе оптимальных схем и параметров ГТУ, но и при их проектировании и конструировании оборудования.

3.2 Показатели, физические константы доменного газа

Выход доменного газа из печи, измеряемый обычно в м3/ч, зависит от полезного объема, размера печи, количества сжигаемого в печи кокса, интенсивности плавки, измеряемой в тоннах кокса, сжигаемого за сутки в 1 м3 объема печи, температуры, давления и состава дутья (воздух, воздух плюс кислород, воздух плюс кислород с добавкой природного газа в печь и др.), хода доменного процесса, от которого зависит отношение СО / СО2 в газе, степени увлажнения дутья, состава шихты и ряда других факторов. В связи с этим, выход газа может колебаться в некоторых пределах. В зависимости от состава и температуры дутья проектный выход газа, а также его теплота сгорания изменяются. Даже при одинаковом составе, количестве и параметрах дутья выход газа из печи колеблется.

Таким образом, как выход, так состав и теплота сгорания доменного газа не являются стабильными, причем отклонения их от средних или проектных значений наблюдаются в разнообразных сочетаниях. Доменная печь проектировалась для работы с давлением газа на колошнике (на выходе из печи) р = 2,5 бар. Практически расчетные давления газа не выдерживаются постоянно. Главной причиной этого является недостаточная стойкость существующих конструкций загрузочных устройств доменных печей, в которых появляются неплотности.

В ряде случаев давление газа ограничивают из-за неуверенности в прочности кожухов печей и воздухонагревателей диаметром до 8 - 9 м, связанной с сварочными работами во время строительства или значительного их износа, а также вследствие недостаточной мощности воздуходувок, отсутствия арматуры больших диаметров для газо- и воздухопроводов, рассчитанной на повышенное давление, по другим причинам. Фактическое давление газа на выходе из печи колеблется в некоторых пределах и может отличаться от проектного (около 1 % рабочего времени).

Таким образом, давление газа является достаточно постоянным источником для выработки механической энергии в газовых турбинах.

Температура доменного газа на выходе из печи tд.п зависит от ряда факторов и определяется в основном температурой загружаемой шихты. При работе на холодном агломерате она ниже, при работе на горячем агломерате она поднимается. Обогащение дутья кислородом существенно снижает температуру газа на выходе из печи.

В таблице 3.1 приводятся характеристики доменного газа, получаемого из печи.

Таблица 3.1 - Характеристики доменного газа

Наименование	Обозначение	Значение
Оксид углерода, %	СО	24,0
Диоксид углерода, %	СО2	16,0
Водород, %	Н2	1,35
Метан, %	СН4	0,35
Азот, %	N2	58,3
Тяжелые углеводороды, %	CnНm	-
Кислород свободный, %	O2	-
Калорийность, ккал/м3(кДж/м3)	-	800 (3360)
Плотность, кг/м3	-	1,35

Приведенные характеристики являются примерными. В зависимости от хода печи, изменений шихты, количества вдуваемого природного газа и т. п. они могут изменяться в ту или иную сторону.

Величины R, ср и сv, отнесенные к 1 м3 газа, изменяются мало и почти совпадают с соответствующими константами для воздуха при температуре 25 °С: R = 370 Дж/(м3·град); ср = 1,3 кДж/(м3·град); сv = 0,93 кДж/(м3·град).

Благодаря этому величина работы расширения в турбине газа разного состава, отнесенная к 1 м3 каждого данного газа, также будет почти одинаковой и мало отличается от работы расширения 1 м3 воздуха, что позволяет упростить расчеты. Можно считать, что составы и константы газа не будут выходить за необходимые пределы.

Потери давления газа в электростатических газоочистках и газопроводах составляют 15 - 20 кН/м2. Соответственно давление газа перед газовой турбиной следует принимать на 15 - 20 кН/м2 ниже, чем на колошнике печи. Потери давления газа в воздуховодах от турбокомпрессора до фурм печи (включая воздухонагреватели) составляют нормально также 15 - 20 кН/м2. Потери давления в печи равны 100 - 130 кН/м2. Таким образом, давление воздуха на выходе из доменного турбокомпрессора будет превышать давление газа перед турбиной на 130 - 150 кН/м2.

3.3 Использование доменного газа при работе ГТУ

Из верхней части шахты доменной печи (колошника) доменный газ поступает последовательно в пылеуловители (радиальный и тангенциальный). В них осаждается основная часть вынесенных из печи частиц руды и других элементов шихты, используемых затем при производстве агломерата. После сухих пылеуловителей доменный газ дополнительно очищается в так называемой тонкой газоочистке и направляется далее. По установившейся в металлургическом производстве терминологии газ после сухих пылеуловителей называют грязным, а после тонкой газоочистки чистым.

Доменный газ образуется в результате химических реакций, происходящих в печи между подаваемым в нее воздухом, коксом, природным или другим газом и остальными элементами шихты. Количество образующегося в печи газа находится в определенном соотношении к количеству подаваемого дутья. Так, при чисто воздушном дутье отношение количества газа (в м3) к количеству дутья составляет обычно около 1,35. Температура доменного газа на выходе из печи может быть разной в зависимости от работы ее на холодном или горячем агломерате.

Направлять в газовые турбины горячий доменный газ прямо из печей (после сухих пылеуловителей печи) нельзя, вследствие его значительней запыленности, составляющей при работе на агломерате около 5 г/м3.

Доменный газ, используемый для различных нужд металлургических потребителей, проходит так называемую тонкую очистку (как правило, мокрую электростатическую), после которой пылесодержание снижается до 5 - 10 мг/м3. Столь глубокая очистка газа вполне достаточна и для газовой турбины. Однако современные способы тонкой очистки доменного газа требуют его увлажнения в скрубберах, в которых температура газа снижается до 30 - 35 °С. Для собственно очистки газа (в электростатических газоочистках) такого снижения температуры не требуется, так что оно ведется только с целью повышения теплоты сгорания газа, называемой в металлургии калорийностью. Дело в том, что после скрубберов газ характеризуется 100 %-ной относительной влажностью. Поэтому при температурах выше 30 - 50 °С влагосодержание его быстро возрастает, а теплота сгорания настолько снижается, что газ не может быть использован рядом потребителей, например, коксовыми батареями. Поэтому установлено, что в мокрых газоочистках доменный газ должен охлаждаться до температуры не выше 35 °С.

При расширении газа в турбине температура его снижается. Например, если сухой доменный газ или воздух давлением 250 кН/м2 (2,5 бар) и температурой 35 °С направить в турбину, то на ее выхлопе температура газа снизится примерно до минус 20 °С. В случае более высоких начальных давлений температура газа будет снижаться до минус 40 - 60 °С.

Такое снижение температуры доменного газа вызовет практически полное выпадение содержащейся в нем влаги в замерзшем виде. При этом приходится опасаться быстрой эрозии проточной части турбины и ряда эксплуатационных затруднений. Поэтому ранее подача в турбину неподогретого доменного газа считалась недопустимой. Соответственно все разработанные схемы газотурбинных установок предусматривали тот или иной подогрев газа. Схемы, в которых газ подогревается только с целью предупреждения выпадения влаги и обмерзания, называются схемами с минимальным подогревом. Схемами с высоким подогревом называются такие, в которых газ подогревается также с целью повышения мощности турбины на располагаемом количестве сжатого газа.

При исключении из рассмотрения схем без подогрева газа не принималась во внимание резкая разница между процессами расширения сухого и насыщенного газов. В случае применения насыщенного газа снижение температуры в процессе расширения в турбине оказывается в несколько раз меньше, чем при сухом газе (при тех же давлениях), поэтому некоторым повышением температуры газа после газоочистки всегда можно поддержать температуру на выхлопе выше 0 °С. При этом повышенное содержание паров воды увеличивает количество рабочего тела в турбине, а следовательно и мощность.

Схемы без подогрева газа являются вполне экономичными. Они проще и надежнее, чем схемы с подогревом, благодаря отсутствию подогревателей и других дополнительных элементов, а также вследствие низкой температуры газа.

Сжатый доменный газ может направляться прямо в газовую турбину. Турбина при этом должна работать по вынужденному графику расхода и параметров рабочего тела, что предъявляет особые требования к ее конструкции, регулированию и др. Называть такие газотурбинные установки турбинами-расширителями является неточным. Назначение их состоит не в том, чтобы расширять газ (это делается в дросселях), а в том, чтобы аналогично паровым турбинам использовать потенциальную энергию сжатого газа на выработку максимально возможного количества механической энергии.

В ряде случаев может оказаться целесообразным предварительно дожать доменный газ до более высокого давления. В этом случае необходим компрессор, хотя и уменьшенный по сравнению с обычным газотурбинным двигателем. Подогрев доменного газа перед турбиной можно осушествлять в смешивающих или поверхностных подогревателях. В первых часть доменного газа сжигается и затем смешивается с остальным потоком. Такой смешивающий подогреватель аналогичен камере сгорания газотурбинного двигателя. Разница заключается в том, что в качестве основного потока в камеру сгорания подается доменный газ, а вместо введения горючего газа - воздух.

Доменный газ можно использовать в качестве источника для выработки механической энергии в газовых турбинах.

Фактические режимы работы печи следует учитывать не только при выборе оптимальной схемы и параметров ГТУ, но и при их проектировании и конструировании оборудования.

Назначение ГТУ состоит в том, чтобы аналогично паровым турбинам использовать потенциальную энергию газов для выработки максимально возможного количества механической энергии.

4. Тепловой расчет газотурбинной установки

4.1 Расчет теоретических количеств воздуха и продуктов сгорания

Расчетные параметры наружного воздуха tо = 15 єС, ро = 0,1013 МПа. Принципиальная схема газотурбинной установки представлена на рисунок 4.1.

Рисунок 4.1 - Расчетная схема ГТУ

Теоретическое количество воздуха, необходимого для полного сгорания 1 кг топлива, кг/кг, определяется по формуле:

, кг/кг,

где ссв =1,293 кг/м3- плотность сухого воздуха при 0 єС и 760 мм.рт.ст.;

=16,18 кг/кг .

Теоретическая масса азота, образовавшегося при сгорании 1 кг топлива, кг/кг, определяется по формуле:

кг/кг,

где сN2 = 1,25 кг/м3 - плотность азота при 0 єС и 760 мм.рт.ст.;

кг/кг.

Теоретическая масса трехатомных газов, образовавшихся при сгорании 1 кг топлива, кг/кг, определяется по формуле:

, кг/кг,

где сСО2 = 1,98 кг/м3- плотность углекислого газа при 0 єС и 760 мм.рт.ст.;

кг/кг.

Теоретическая масса водяных паров , кг/кг, определяется по формуле:

кг/кг,

где сН2О =0,804 кг/м3- плотность водяных паров при 0 єС и 760 мм.рт.ст., V0Н2О = 2,22 м3/м3 с учетом влажности газа dГ = 10 г/м3;

кг/кг.

Суммарная теоретическая масса газов, образовавшихся при сгорании 1 кг топлива GГ , кг/кг, определяется по формуле:

GГ = GN2+GRO2+GH2O, кг/кг,

GГ = 12,41+2,68+2,23 = 17,32 кг/кг.

Массовые доли каждого компонента, , определяются по формулам:

, , ,

, , .

Средняя массовая теплоемкость продуктов сгорания при б = 1 , ккал/(м3·єС), определяется по формуле:

, ккал/(м3·єС),

где - соответственно теплоемкости водяных паров, углекислого газа и азота, ккал/(м3·єС).

Перевод теплоемкости продуктов сгорания из ккал/(м3·єС) в кДж/(кг·єС) осуществляется по формуле:

, кДж/(кг·єС),

где - плотность продуктов сгорания, кг/м3, определяемая по формуле:

, кг/м3,

кг/м3.

Энтальпия продуктов сгорания , кДж/кг, определяется по формуле:

, кДж/кг,

где - температура продуктов сгорания, єС.

Энтропия продуктов сгорания , кДж/(кг·К), определяется по формуле:

, кДж/(кг·К),

Таблица 4.1 - Удельная изобарная теплоемкость, удельная энтальпия и энтропия продуктов сгорания

t, єС	, ккал/(м3·єС)	, ккал/(м3·єС)	, ккал/(м3·єС)	, ккал/(м3·єС)	, кДж/(кг·єС)	i, кДж/кг
0	0,3821	0,3092	0,3569	0,3266051	1,1072	0
100	0,4061	0,3095	0,3595	0,330873	1,1216	112,16
200	0,4249	0,3104	0,3636	0,3349571	1,1355	227,10
300	0,4449	0,3121	0,3684	0,3398904	1,1522	345,67
400	0,4609	0,3144	0,3739	0,3447235	1,1686	467,44
500	0,4750	0,3171	0,3797	0,3495873	1,1851	592,54
600	0,4875	0,3201	0,3857	0,3544438	1,2016	720,93
700	0,4988	0,3233	0,3920	0,3592961	1,2180	852,60
800	0,5090	0,3265	0,3984	0,3639907	1,2339	987,13
900	0,5181	0,3295	0,4050	0,368397	1,2489	1123,97
1000	0,5263	0,3324	0,4115	0,3725793	1,2630	1263,03
1100	0,5338	0,3352	0,4180	0,3765814	1,2766	1404,26
1200	0,5407	0,3378	0,4224	0,3800783	1,2885	1546,14
1300	0,5469	0,3404	0,4306	0,3839531	1,3016	1692,07
1400	0,5526	0,3427	0,4366	0,3872537	1,3128	1837,89

где Т - температура продуктов сгорания, К, Т0 = 273 К.

Результаты расчета теплоемкости, энтальпии и энтропии продуктов сгорания при б = 1 представлены в таблице 4.1.

Газовая постоянная чистых продуктов сгорания при б = 1 RЧПС , кДж/(кг·К), определяется по формуле:

RЧПС = gRO2 · RCO2 + gH2O · RH2O + gN2 · RN2, кДж/(кг·К),

где RCO2 = 0,1899 кДж/(кг·К), RH2O = 0,4615 кДж/(кг·К), RN2 = 0,2968 кДж/(кг·К) - газовые постоянные компонентов продуктов сгорания;

RЧПС = 0,155·0,1899 + 0,128·0,4615 + 0,717·0,2968 = 0,3013 кДж/(кг·К).

4.2 Методика теплового расчета ГТУ

Из теории турбин и термодинамики известно [2], что полная работа газа или пара в турбине (включающая работу собственно расширения газа, а также и его перемещения) равна разности энтальпий на входе и выходе из турбины:

lт = iн.т - iв.т , кДж/кг .

Аналогично работа компрессора на сжатие и перемещение газа составляет:

lк = iн.к - iв.к , кДж/кг .

Последние уравнения справедливы только для адиабатного процесса, когда нет внешнего теплообмена, то есть подвода или отвода тепла. Поэтому в случае, когда газовая турбина снабжена промежуточным подогревом газа или компрессор оборудован промежуточным охлаждением, расчет по этим формулам нужно вести последовательно, по отдельным неохлаждаемым секциям турбомашин.

Потери тепла в окружающую среду у турбины и компрессоров составляют ничтожную долю, поэтому ими пренебрегают при расчетах как паровых, так и газовых турбин.

Разницу энтальпии при изоэнтропном расширении пара в турбине определяют по i-s-диаграмме для водяного пара. Газовые турбины и компрессоры можно также рассчитывать по i-s-диаграмме для газов, но при этом пришлось бы для каждого химического состава газа строить соответствующую диаграмму или, считая по диаграмме, составленной, например, для воздуха, пользоваться различными поправками, что снижает точность и удобство расчетов. Поэтому газовые турбины и компрессоры обычно рассчитывают аналитически.

При применяемых в современных ГТУ температурах и давлениях до 2000 - 3000 кН/м2 (20 - 30 бар) расширяющийся в них газ можно считать идеальным и вести расчет по зависимостям, характерным для идеального газа.

Работа идеального газа в реальной турбине определяется по формуле:

lт = iн.т - iв.т = Дiтур = ср · Дtизтур · зо.i , кДж/кг ,

где зо.i - внутренний, относительный изоэнтропный КПД турбины;

Дtизтур - перепад температур в турбине при изоэнтропном paсширениии, °С.

Значения начальной температуры газа перед турбиной tн.т и зо.i являются заданными.

Величина теплоемкости ср определяется по составу газа.

Величину Дtизтур можно определить по [1, табл. 2-1], а именно по известным из термодинамики зависимостям между температурой газа, степенью его расширения е = рн.т / рв.т и показателем изоэнтропы k или политропы m.

Если температура газа перед турбиной составляет tн.т = 750 °С, давление перед турбиной рн.т = 500 кН/м2 (5 бар), на выхлопе турбины рв.т = 110 кН/м2 (1,1 бар), показатель адиабаты k = 1,38, то при m = k = 1,38 и е = рн.т / рв.т = 5 / 1,1 = 4,55 будет:

= 0,3415,

Соответственно

Дtизтур = Тн.т · = (750 + 273) · 0,3415 = 332 °С.

Полезная работа 1 кг газа в турбине при ср = 1 кДж/кг и зо.i = 0,86:

lт = ср · Дtизтур · зо.i = ср · Тн.т · · зо.i = 1 · (750 + 273) · 0,3415 · 0,86 = 285 кДж/кг.

Аналогично ведется расчет работы компрессора:

lк = iн.к - iв.к = Дiк = ср · Дtизк · , кДж/кг .

Пусть температура газа перед компрессором составляет tв.к = 30 °С, степень сжатия ек = рн.к / рв.к = 3,8, показатель адиабаты k = 1,38, изоэнтропийный КПД зк.из = 0,8, то:

= 0,444 .

Соответственно работа компрессора, приходящаяся на 1 кг газа при ср = 100 кДж/кг, составит:

lк = 1 · (273 + 30) · 0,444 · = 168 кДж/кг.

Температура газа в конце реального (с потерями) расширения или сжатия газа определяется из соотношений:

- для турбин:

tв.т = tн.т - Дtизтур · зо.i , °С ;

- для компрессора:

tн.к = tв.к + = tв.к + , °С .

Если уже рассчитаны lт и lк, то температуры газов в конце расширения и сжатия определяются по формулам

tв.т = tн.т - , °С ;

tн.к = tв.к + , °С .

4.3 Тепловой расчет ГТУ

Исходные данные для расчета.

1. Расчтеная температура доменного газа перед турбиной tн.т = 750 °С.

2. Температура воздуха перед компрессором tв.к = 15 °С.

3. Расчетная степень сжатия в компрессоре ек = 5.

4. Давление воздуха на входе в компрессор рв.к = 100 кН/м2.

5. Относительные, изоэнтропные КПД турбины и компрессора зт = зк = 0,86.

6. Степень регенерации у = 0,75.

7. Потери давления на участке от компрессора до турбины (в камере сгорания, регенераторе, газопроводах) 3 % от рн.к.

Потери давления на стороне выхлопа турбины (регенератор, дымовой тракт) 5 кН/м2.

8. Промежуточное охлаждение воздуха в компрессоре и подогрев газа в турбине не предусмотрены.

9. Мощность ГТУ 20500 кВт.

10. Рабочее тело имеет Qнр = 41000 кДж/кг.

11. Теплоемкость рабочего тела в ГТУ ср = 1 кДж/кг.

12. Показатель адиабаты k = 1,38.

Работа 1 кг рабочего тела в компрессоре определяется по формуле:

lк = ср · Тв.к · · , кДж/кг ,

lк = 1 · (273 + 17) · 0,583 · = 176,5 кДж/кг.

где значение = 0,583 определено по справочнику [1, табл. II].

Давление газа на стороне нагнетания компрессора определяется по формуле:

рн.к = рв.к · ек , кН/м2 ,

рн.к = 100 · 5 = 500 кН/м2 .

Давление газа перед турбиной с учетом потерь определяется по формуле:

рн.т = рн.к · (1 - 0,03), кН/м2 ,

рн.т = 500 · (1 - 0,03) = 485 кН/м2 .

Давление газа на выхлопе турбины с учетом потерь определяется по формуле:

рв.т = 100 + 5 = 105 кН/м2 .

Степень расширения газа в турбине определяется по формуле:

ет = ,

ет = = 4,6 .

Работа 1 кг рабочего тела в турбине определяется по формуле:

lт = ср · Тн.т · · зт , кДж/кг ,

lт = 1 · (273 + 750) · 0,3428 · 0,86 = 302 кДж/кг .

Полезная работа 1 кг рабочего тела в двигателе определяется по формуле:

lп = (lт - lк) · зм , кДж/кг ,

lп = (302 - 176,5) · 0,98 = 123 кДж/кг .

Расход тепла в камере сгорания на 1 кг рабочего тела определяется по формуле:

qт = ср · (tн.т - tр) · , кДж/кг ,

где tр - температура газа после регенератора, °С;

зк.с - КПД камеры сгорания.

Температура газа после регенерации определяется по заданной степени регенерации у = 0,75:

у = ,

откуда:

tр = tн.к + у · (tв.т - tн.к) , °С ,

где:

tн.к = tв.к + , °С ,

tн.к = 17 + = 193,5 °С ;

tв.т = tн.т - , °С ,

tв.т = 750 - = 448 °С .

Тогда:

tр = 193,5 + 0,75 · (448 - 193,5) = 385 °С.

С учетом этого расход тепла в камере сгорания на 1 кг рабочего тела будет составлять:

qт = 1 · (750 - 385) · = 372 кДж/кг .

Абсолютный КПД газотурбинного двигателя определяется по формуле:

зг = · зэл ,

зг = · 0,94 = 0,31 .

Расход рабочего тела через двигатель определяется по формуле:

G = , кг/c ,

G = = 166,7 кг/c (или 600 т/ч) .

Расход топлива двигателем определяется по формуле:

В = , кг/ч ,

В = = 1,51 кг/с .

Удельный расход рабочего тела определяется по формуле:

q = = 24 кг/(кВт·ч) .

Массовый расход топлива составляет:

q = · 100 = 0,9 %

от массового расхода рабочего тела.

Температура уходящих газов после регенератора определяется по формуле:

tв.у = tв.т - у · (tв.т - tн.к) , °С ,

tв.у = 448 - 0,75 · (448 - 193,5) = 296 °С.

Метод выполненного расчета базируется на постоянстве теплоемкости газа (ср = const) и достаточно точен для определения технико-экономических показателей схемы установки с газовыми турбинами.

4.4 Расчет камеры сгорания

Относительное количество воздуха, содержащегося в продуктах сгорания за камерой сгорания , кг/кг, определяется по формуле:

кг/кг,

где i3(б=1) = 850,5 кДж/кг - энтальпия продуктов сгорания при температуре в камере сгорания t3 = 750 єC и коэффициенте избытка воздуха б = 1, i3В = 799,2 кДж/кг - энтальпия воздуха при температуре в камере сгорания t3 = 750 єC;

=23,34 кг/кг.

Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания определяется по формуле:

,

=2,44

Удельный расход рабочего тела в камере сгорания увеличился на величину , кг/кг, определяемую по формуле:

, кг/кг,

0,025 кг/кг.

4.5 Расчет газовой турбины

Доля воздуха в потоке газов ГТ определяется отношением количества воздуха, не участвующего в процессе горения к сумме 1 кг топлива и общего количества воздуха, поступающих в камеру сгорания ГТУ:

, кг/кг,

=0,576.

Газовая постоянная рабочего тела в газовой турбине , кДж/(кг·К), определяется по формуле:

, кДж/(кг·К),

RГ = 0,3013·(1- 0,576) + 0,287·0,576 = 0,2931 кДж/(кг·К).

Теплоемкость , кДж/(кг·єС), определяется по формуле:

, кДж/(кг·єС),

Энтальпия рабочего тела в газовой турбине , кДж/кг, определяется по формуле:

, кДж/кг,

Энтропия рабочего тела в газовой турбине , кДж/(кг·К), определяется по формуле:

, кДж/(кг·К),

Результаты расчета теплоемкости, энтальпии и энтропии продуктов сгорания при =2,44 представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Удельная изобарная теплоемкость, удельная энтальпия и энтропия продуктов сгорания

t, єС	T, К	Ln(Т/Т0)	, кДж/(кг·єС)	i, кДж/кг	s, кДж/(кг·К)
0	273	0	1,0471	0	0
100	373	0,3120	1,0548	105,48	0,3291
200	473	0,5494	1,0581	211,62	0,5813
300	573	0,7411	1,0753	322,59	0,7969
400	673	0,9019	1,0877	435,07	0,9810
500	773	1,0450	1,1006	550,30	1,1501
600	873	1,1621	1,1139	668,31	1,2944
700	973	1,2705	1,1271	788,98	1,4320
800	1073	1,3683	1,1400	912,02	1,5599
900	1173	1,4574	1,1522	1037,00	1,6793
1000	1273	1,5392	1,1638	1163,77	1,7913
1100	1373	1,6148	1,1748	1292,24	1,8970
1200	1473	1,6851	1,1847	1421,69	1,9964
1300	1573	1,7513	1,1945	1552,80	2,0919
1400	1673	1,8129	1,2042	1685,82	2,1830

Степень понижения давления в газовой турбине определяется по формуле:

,

где = 0,035 - коэффициент потерь давления между компрессором газовой турбиной;

16,405

Определим параметры продуктов сгорания на входе в газовую турбину при 2,44 (табл. 4.2):

t3 = 750 єC,

Т3=750+273=1023 К,

i3 = 850,5 кДж/кг,

= 1,4959 кДж/(кг·К).

Энтропия продуктов сгорания на выходе из газовой турбины для идеального процесса расширения , кДж/(кг·К), определяется по формуле:

, кДж/(кг·К),

0,67595 кДж/(кг·К).

244 єС,

По полученному значению энтропии определяем температуру и энтальпию газов на выходе из газовой турбины (табл. 4.2):

= 244+273= 517 К,

260,4468 кДж/кг.

Работа расширения 1 кг газа в неохлаждаемой турбине , кДж/кг, определяется по формуле:

, кДж/кг,

кДж/кг.

Энтальпия продуктов сгорания на выходе из неохлаждаемой газовой турбины , кДж/кг, определяется по формуле:

, кДж/кг,

307,6511 кДж/кг.

Температура и энтропия продуктов сгорания на выходе из неохлаждаемой газовой турбины (табл. 4.2):

286 є С,

=286+273= 559 К,

= 0,7667 кДж/(кг·К).

Газотурбинная установка выполнена без воздушным охлаждением проточной части газовой турбины, поэтому расчет процесса охлаждения производить не надо.

4.6 Показатели работы на расчетном режиме

Результаты расчета расчетном параметре наружного воздуха приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Показатели работы для разчетного режима

Величина	Обозначение	Размерность	Расчетный режим
Параметры воздуха и продуктов сгорания в ГТУ
Параметры наружного воздуха	t0	єС	15
		К	288
	Р0	МПа	0,1013
Коэффициент избытка воздуха в КС			2,44
Степень расширения газа в турбине			16,405
Параметры продуктов сгорания на входе в ГТУ	t3	єC	750
		К	1023
	i 3	кДж/кг	850,5
		кДж/(кг·К)	1,4959
Энергетические показатели ГТУ
Расход теплоты в камере сгорания		кДж/кг	372
Эффективный КПД ГТУ			0,31
Удельный расход воздуха		(кг/с)/кВт	0,0023
Удельный расход рабочего тела		кг/(кВт·ч)	24
Расход газа через турбину		кг/с	166,7
Расход топлива		кг/с	1,51

В ходе расчета определили необходимые расходы рабочего тела и топлива через газотурбинную установку. С учетом утечек требующийся массовый расход топлива составит примерно 1 % от массового расхода рабочего тела. Абсолютный электрический КПД газотурбинного двигателя будет равен 31 %.

По полученным в ходе расчета значениям можно сделать выводы о технологической эффективности рассматриваемого оборудования.

5. Технико-экономическое обоснование эффективности проекта

5.1 Технико-экономические показатели эффективности для схемы газотурбинной установки

Экономическая эффективность газотурбинной установки определяется не только себестоимостью энергии, но и абсолютной величиной выработки ее на располагаемом количестве доменного газа.

Себестоимость 1 кВт·ч на установке будет всегда ниже, если нет расходов на топливо и сжатый воздух. Однако суммарный экономический эффект в случае схемы, дающей более высокую себестоимость, но одновременно и более высокую выработку энергии, может оказаться больше.

Приход средств, получаемый благодаря тому, что себестоимость энергии от газотурбинной установки ниже себестоимости ее в системе, определяется выражением:

Sэк = Эгод · (Sс - Sг) ,руб,

где Эгод - годовая выработка энергии на ГТУ, кВт·ч/год;

Sc - себестоимость энергии всистеме (на тепловой электростанции), руб/(кВт·ч);

Sг - то же на ГТУ, руб/(кВт·ч).

Для двух каких-либо сравниваемых схем на данном заводе, когда Sс = idem, можно написать:

Sэкґ = Эґгод · (Sс - Sгґ);

Sэкґґ = Эґґгод · (Sс - Sгґґ).

Приход средств будет одинаковым, а следовательно схемы экономически равноценны, когда Sэкґ = Sэкґґ.

Сравнительная экономичность двух сравниваемых вариантов определяется из выражения:

Sгґґ = Sс - (Sс - Sгґ) · Эґгод / Эґґгод.

Из последних формул видно, что эффективность схемы в большой степени зависит от себестоимости энергии Sс в системе; себестоимость эта может изменяться в широких пределах.

Для определения экономических показателей рассматриваемой установки необходимо знать себестоимость вырабатываемой на них энергии. Эта себестоимость может быть точно определена на основании соответствующих разработанных проектов и смет к ним.

Себестоимость выработки энергии на установке будет слагаться из следующих основных составляющих:

1) расходов на топливо (Sтоп);

2) отчислений от первоначальных затрат (амортизация, ремонты и др.);

3) расходов на обслуживающий персонал;

4) прочих текущих расходов.

Обычно амортизационные отчисления для турбин составляют 7 % от первоначальной стоимости. Из них 3,7 % относят на капитальные ремонты и 3,3 % на реновацию. Для зданий, газопроводов и других элементов установки они значительно ниже.

Учитывая специфические условия установки, которую необходимо будет в той или иной степени переделывать из-за изменений в технологии доменного производства и других факторов, влияющих на расход, давление, состав и температуру доменного газа, а возможно и полностью ликвидировать со всеми вспомогательными сооружениями вследствие морального износа, в проводимых ниже экономических расчетах принимают амортизационные отчисления в размере 10 % от первоначальной стоимости всей установки. Принятие такого повышенного процента амортизационных отчислений приводит к ухудшению показателей схем, работающих без затрат топлива, по сравнению с другими схемами, так как при этом доля амортизационных отчислений в себестоимости энергии почти в два раза больше, чем у других схем.

При сравнении экономических показателей схем расходы на создание давления доменного газа и его очистку во всех случаях не учитывают, так как они существуют независимо от того, используется ли давление доменного газа или нет. турбокомпрессор газотурбинный двигатель сгорание

Удельные расходы топлива для сравниваемых схем известны, следовательно, топливная составляющая себестоимости 1 кВт·ч может быть легко определена по себестоимости замещающего топлива.

Величину первоначальных затрат можно оценить только приблизительно на основании эскизных проработок.

Исходя из этих материалов, можно принять примерные удельные стоимости установо для использования избыточного давления доменного газа (с учетом единичных мощностей турбин в зависимости от схемы и давления газа).

Газотурбинные установки по схеме, в которой не происходит сжигания топлива, могут быть полностью автоматизированы и работать без непрерывного наблюдения обслуживающего персонала. При этом на все газотурбинные установки доменного цеха, в состав которого входит несколько печей, потребуется несколько человек в смену для контрольных обходов и текущего ремонта. Непрерывное дистанционное наблюдение за работой газотурбинных установок по щитовым приборам ведется дежурным по газоочистке или по ПВС. Крупные ремонтные работы осуществляются персоналом заводской ТЭЦ-ПВС. Расходы на эти ремонты включены в 10 %-ные отчисления от первоначальных затрат.

С учетом руководящего и учетного персонала для обслуживания газотурбинной установки доменного цеха, в состав котооого входит несколько печей, потребуется штат примерно из 15 человек.

В случае более сложных схем с подогревом газа полная автоматизация работы установок также возможна, однако она гораздо сложнее. Должна учитываться опасность взрывов газа и пережогов отдельных элементов установки особенно в моменты внезапных кратковременных перерывов в подаче газа необходимость смягчения тепловых ударов и др. Соответственно число эксплуатационного персонала в таком случае составит около 50 человек. Прочие текущие расходы на ГТУ невелики, так как вода требуется только в очень небольших количествах (на маслоохладители и воздухоохладители генераторов), а никаких вспомогательных механизмов нет. Также компрессоры ГТУ могут быть оборудованы промежуточными холодильниками.

Здание с ГТУ может быть объединено со зданием газоочисток с общими санитарно-бытовыми и другими вспомогательными помещениями, коммуникациями и сооружениями.

Примерные себестоимости энергии, получаемой от ГТУ, для наиболее характерных случаев подсчитываются с учетом изложенных выше соображений. Подсчитанные себестоимости энергии хорошо совпадают с расчетами Гипромеза для конкретных установок. Самая низкая себестоимость энергии получается при схемах, использующих физическое тепло доменного газа. Поскольку топливо при этом не расходуется, Sэ зависит только от давления газа и температуры его на выходе из печи. Из схем, расходующих топливо, самой низкой себестоимостью энергии отличается конечно схема с минимальным подогревом. На величину Sэ при этом сильно влияет стоимость топлива и давление газа. Например, повышение стоимости условного топлива в 4,5 раза увеличивает Sэ на 70 - 80 %.

Схема с высоким подогревом газа и с использованием физического тепла выхлопного газа характеризуется несколько более высокими значениями Sэ, еще более сильно зависящими от стоимости топлива. Такая же большая зависимость Sэ от стоимости топлива будет и в случае схемы, рассматриваемой в настоящем проекте.

Возможные ошибки в оценке первоначальных затрат и расходов на персонал не могут сколько-нибудь существенно сказаться на сравнительной оценке отдельных схем по себестоимости 1 кВт·ч. Сопоставляя цифры с себестоимостями энергии, получаемой от системы, видно, что величина Sс - Sг изменится мало.

Как годовая выработка энергии на установке, так и разница себестоимостей энергии в системе и на установке зависят от следующих факторов, которые могут быть в разных сочетаниях: давления и температуры газа на выходе из печи; схемы установки и ее параметров и себестоимости замещаемой энергии и замещающего топлива. Чтобы выявить приход средств при различных схемах установок для использования избыточного давления доменного газа, расчеты выполняются при наиболее характерных параметрах схемы.

Следует отметить, что в любом случае суммарные капиталовложения будут ниже, чем в варианте, при котором такое же количество энергии вырабатывается на тепловой электростанции. Так как при этом и себестоимость энергии ниже, чем на тепловой электростанции, то понятие срока окупаемости затрат будет в таком случае неприменимо.

5.2 Обоснование экономической эффективности модернизации

Согласно проведенным маркетинговым исследованиям энергосистема Северо-Запада является дефицитной, причем планируемый рост потребления опережает планируемый ввод новых мощностей. В целях повышения конкурентоспособности, для повышения эффективности технологического процесса, а также для покрытия возросшего спроса и прогнозируемого дефицита на электроэнергию в регионе разработан инвестиционный проект модернизации паровоздуходувной станции ТЭЦ-ПВС на базе ГТУ. Модернизация паровоздуходувной станции на базе современных газотурбинных технологий обеспечит покрытие необходимых потребностей доменного производства по дутью. Кроме того, значительная часть оборудования ПВС выработала свой ресурс и нуждается в замене.

Основной задачей модернизации является техническое перевооружение паровоздуходувной части станции на базе современных технологий, позволяющей значительно повысить технико-экономические показатели станции, и как следствие, повысить конкурентоспособность ТЭЦ-ПВС на оптовом рынке поставок электроэнергии и мощности, как в регулируемом секторе, так и в секторе свободных торгов, а также на рынках системных и потребительских услуг.

Повышение технико-экономических показателей происходит за счет снижения удельных расходов топлива, за счет снижения затрат на ремонт оборудования. Газотурбинные установки имеют низкую стоимость установленной мощности, низкую себестоимость отпускаемой энергии.

5.3 Расчет капитальных вложений в модернизацию

Суммарные капиталовложения приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Капиталовложения в модернизацию на основе ГТУ

Наименование затрат	Стоимость
1	2
Приобретение и монтаж оборудования для энергоблоков	Млн. руб
Газовая турбина	2700
Монтаж турбин с изоляцией	240
Вспомогательное технологическое оборудование, трубопроводы	420
Газопровод высокого давления, пункт подготовки газа	84
Электротехническое оборудование и монтаж, релейная защита, в т.ч. установка трансформаторов 400 МВА	435
Реконструкция ОРУ-330 Кв	45
Кабельные линии 330 Кв	45
Автоматизированная система управления ГТУ	240
Автоматическая система управления энергоблока	165
Связь, сигнализация, противопожарная автоматика	30
Итого	3879
Общестроительные работы:
Подготовительные и планировочные работы, дороги	30
Демонтаж существующего технологического оборудования	162
Перекладка существующего газопровода	18
Отопление и вентиляция	21
Наружные и внутренние сети водопровода и канализации	21
Техническое водоснабжение	15
Перекладка отдельных наружных коммуникаций	36
Итого	303
Затраты на транспорт оборудования	50
Пуско-наладочные работы	50
Итого	4282
Проектно-изыскательные работы (6%)	256,92
Итого	4538,92
Непредвиденные расходы и затраты (5%)	226,94
Итого	4765,866
Затраты на страхование (0,3%)	14,3
Управление проектом	200
ВСЕГО	4980,166

Сметная стоимость осуществления проекта с учетом проектно-изыскательских работ, непредвиденных затрат, расходов на страховку, управление проектом и прочее составляет 4 980 166 000 руб. в том числе:

- основное оборудование 3 879 000 000 руб.;

- строительно-монтажные работы 303 000 000 руб.

5.4 Расчет себестоимости энергии

Расчет себестоимости энергии учитывает эксплуатационные затраты (ремонты, зарплата и прочее) и переменные затраты. Расчет фонда заработной платы рабочих произведен в соответствии с дополнительным штатным расписанием, согласно которому для обслуживания газотурбинной установки требуется дополнительно 5 дежурных операторов и 5 сменных инженеров. Заработная плата одного рабочего составляет 30 000 рублей.

Отчисления на заработную зарплату в эксплуатационных затратах , руб., определяются по формуле:

, руб.,

где Ч - численность персонала, З.П. - заработная плата одного рабочего;

= 3 600 000 руб.

Отчисление единого социального налога составляют 26,4 % от начисленного фонда заработной платы:

ЗЕСН = 0,264 · ЗЗ.П.,руб.,

ЗЕСН = 0,264 ·3 600 000 = 950 400 руб.

Затраты на амортизацию определяются по стоимости основных фондов и норм амортизации. Средняя норма амортизационных отчислений для оборудования составляет 5 % в год, а для зданий и сооружений - 1,2 %.

Затраты на амортизацию оборудования Ао, руб., определяются по формуле:

Ао = На · Со, руб.,

Ао = 3 879 000 000 · 0,05 = 193 950 000 руб.

Затраты на амортизацию зданий и сооружений АЗ, руб., определяются по формуле:

АЗ= На · СЗ, руб.,

АЗ =303 000 000 · 0,012=3 636 000 руб.

Затраты на ремонт, наладку и другие затраты, связанные с эксплуатацией составляют 2-5% от стоимости установки:

2 000 000 000 · 0,02 =40 000 000 руб.

Расчет затрат на спецодежду производится по форме таблицы 6.4 согласно норм отпуска спецодежды для данной специальности и условий труда.

Таблица 5.4 - Затраты на спецодежду

Наименование спецодежды	Срок износа	Стоимость единицы спецодежды, руб.	Списочная числен- ность чел.	Сумма затрат, руб
Костюм хлопчатобумажный	1 год	500	10	5000
Ботинки кожаные	1 год	500	10	5000
Рукавицы комбинированные	1 мес	20	10	2400
Очки защитные	1 год	60	10	600
Каска защитная	1 год	200	10	2000
Итого				15000

В эксплуатационных затратах также учитываются ежегодные затраты на страхование, составляющие 0,3% от величины капиталовложений. Данная сумма составляет 14 940 498 рублей в год.

Затраты на охрану труда и технику безопасности приняты в размере 75 000 руб. на работающего и составляют 750 000 руб.

Результаты расчета затрат на производство электроэнергии приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

Наименование затрат	Сумма затрат, руб
Заработная плата основных производственных рабочих	3 600 000
Отчисление ЕСН	950 400
Амортизация оборудования	193 950 000
Амортизация зданий и сооружений	3 636 000
Затраты на ремонт и техобслуживание	40 000 000
Затраты на спецодежду	15 000
Затраты на охрану труда и технику безопасности	750 000
Затраты на страхование	14 940 498
Налог на имущество (2,2% от КВ)	109 786 960
Итого	367 628 858

Себестоимость отпущенной энергии:

, руб./МВт·ч,

где - отпуск энергии, МВт·ч;

=440,3 руб./МВт·ч.

Топливная составляющая себестоимости:

, руб./МВт·ч,

302,33 руб./МВт·ч.

5.5 Определение экономической эффективности и экономического эффекта

Экономическая эффективность установки оцивается по следующим показателям: чистой прибыли; сроку окупаемости, коэффициенту экономической эффективности, стоимости единицы введенной мощности, чистой текущей стоимости дисконтируемых потоков наличности.

Выручка от реализации электроэнергии В, руб., определяется по формуле:

, руб.,

где 977,81 руб./МВт·ч - цена энергии;

=6 148 469 280 руб.

Общая прибыль , руб., определяется по формуле:

, руб.,

6 148 469 280-466,71·6 288 000 = 3 213 796 800 руб.

Налог на прибыль, руб., составляет 20 % от общей прибыли и определяется по формуле:

, руб.,

0,20·3 213 796 800 = 642 759 360 руб.

Чистая прибыль , руб., определяется по формуле:

, руб.,

6 148 469 280 - 2 768 634 353 - 642 759 360 = 2 737 075 567 руб.

Срок окупаемости с момента ввода в эксплуатацию , (год), определяется по формуле:

,год,

2,78 года.

Коэффициент экономической эффективности определяется по формуле:

,

= 0,35 .

Стоимость единицы введенной мощности , руб./кВт, определяется по формуле

, руб./кВт,

где N - мощность ГТУ, кВт;

= 15 253 руб./кВт.

Так как срок окупаемости более одного года, необходимо произвести дисконтирование денежных потоков.

Одна из простейших формул определения коэффициента дисконтирования выглядит следующим образом:

Ед = Ебр + Еинф + Ериск,%,

где Ед - коэффициент дисконтирования; Ебр - доходность безрисковых ценных инвестиций при отсутствии инфляции (приблизительно 6%); Еинф - инфляция (уровень инфляции 12 %); Ериск - надбавка за риск (2%);

Ед = 6+12 +2 = 20 % .

Дисконтированная чистая прибыль ДЧП, млн. руб., определяется по формуле:

,руб.,

Дисконтированные капитальные вложения ДКВ, млн. руб., определяются по формуле:

, млн. руб.,

где t - шаг расчета, Кt - сумма капитальных вложений в t - м году, определяемая по формуле:

,руб..

Чистый дисконтированный доход ЧДД, млн. руб., определяется по формуле

,млн. руб.,

Индекс доходности за год ИД определяется по формуле:

.

Расчет дисконтирования денежных потоков произведен в форме таблицы 5.6.

Таблица 5.6 - Дисконтируемые потоки наличности

Показатель	Обозн.	Ед. изм.	2012
Шаг расчета	t	-	2
Коэффициент дисконтирования	ЕД	%	20
Чистая прибыль	ПЧ	млн.руб.	2737,08
Дисконтированная чистая прибыль	ДЧП	млн.руб.	1900,74
Капиталовложения в t - м году	Кt	Млн.руб.	2152,5
Дисконтированные капиталовложения	ДКВ	Млн.руб.	1494,8
Чистый дисконтированный доход	ЧДД	Млн.руб.	405,9
Индекс доходности	ИД		1,27

Срок окупаемости (Ток) - минимальный временной интервал от начала осуществления проекта до момента времени, за пределами которого ЧДД становится неотрицательным - определяется по формуле:

,год,

2,78 года.

5.6 Основные технико-экономические показатели проекта

Основные технико-экономические показатели проекта представлены в таблице 5.7.

Таблица 5.7 - Технико-экономические показатели проекта

Наименование показателей	Единица измерений	Значение показателей
Годовой отпуск электроэнергии	тыс. МВт·ч	6288
Годовой эксплуатационный фонд времени	час	8000
Капиталовложения	млн. руб.

Подобные документы

• Расширение и модернизация ТЭЦ-ЭВС-2 на ПАО "Северсталь" за счет установки ПГУ сбросного типа

  Характеристика основного теплоэнергетического оборудования. Определение параметров рабочего тела в компрессоре и параметров рабочего тела в газовой турбине. Расчет полного сгорания топлива. Определение энергетических показателей и системы охлаждения.
  
  дипломная работа [402,4 K], добавлен 10.07.2017
  

• Тепловой расчет котельного агрегата БКЗ-75-39-ФБ

  Определение объема воздуха, продуктов сгорания, температуры и теплосодержания горячего воздуха в топке агрегата. Средние характеристики продуктов сгорания в поверхностях нагрева. Расчет энтальпии продуктов сгорания, теплового баланса и пароперегревателя.
  
  контрольная работа [432,5 K], добавлен 09.12.2014
  

• Проектирование котельной промышленного предприятия

  Описание котельной и ее тепловой схемы, расчет тепловых процессов и тепловой схемы котла. Определение присосов воздуха и коэффициентов избытка воздуха по газоходам, расчет объемов воздуха и продуктов сгорания, потерь теплоты, КПД топки и расхода топлива.
  
  дипломная работа [562,6 K], добавлен 15.04.2010
  

• Расчет тепловой схемы газотурбинной установки

  Схемы, циклы и основные технико-экономические характеристики приводных и энергетических газотурбинных установок. Расчет зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа турбинных установок.
  
  курсовая работа [4,2 M], добавлен 25.12.2013
  

• Компоновка и тепловой расчет парового котла

  Объем азота в продуктах сгорания. Расчет избытка воздуха по газоходам. Коэффициент тепловой эффективности экранов. Расчет объемов энтальпий воздуха и продуктов сгорания. Определение теплового баланса котла, топочной камеры и конвективной части котла.
  
  курсовая работа [115,2 K], добавлен 03.03.2013
  

• Расчет процесса горения в камерах сгорания газотурбинных установок

  Определение горючей массы и теплоты сгорания углеводородных топлив. Расчет теоретического и фактического количества воздуха, необходимого для горения. Состав, количество, масса продуктов сгорания. Определение энтальпии продуктов сгорания для нефти и газа.
  
  практическая работа [251,9 K], добавлен 16.12.2013
  

• Проектирование турбокомпрессора

  Газодинамический расчет турбокомпрессора. Определение размеров элементов компрессорной и турбинной ступеней, обеспечивающих необходимые степени повышения давления и расхода воздуха. Построение внешней скоростной характеристики двигателя и компрессора.
  
  курсовая работа [802,4 K], добавлен 02.12.2014
  

• Автоматизация доменного процесса. АСК давления природного газа. Расчет измерительной схемы автоматического потенциометра

  Статические и динамические характеристики доменного процесса. Использование природного газа в доменных печах. Методы автоматического контроля давления, их анализ и выбор наиболее рационального. Расчет измерительной схемы автоматического потенциометра.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 20.06.2010
  

• Разработка технологической схемы доменного цеха

  Данные для расчета производительности основных цехов металлургических заводов. Основные технологические процессы доменного цеха. Выбор оборудования и его размещение. Устройство литейных дворов. Комплексная механизация и автоматизация проектируемого цеха.
  
  курсовая работа [2,8 M], добавлен 05.03.2014
  

• Установка для удаления настылей чугуновозного ковша в доменном цехе АО "Уральская Сталь"

  Характеристика доменного производства. Необходимость модернизация привода стрелы установки для расплавления настылей в доменном цехе. Выбор мотор-редуктора. Расчёт канатного барабана. Электрическая схема привода. Предел безубыточности работы цеха.
  
  дипломная работа [2,3 M], добавлен 16.03.2017
  

• Тепловой расчет промышленных парогенераторов

  Общая характеристика продуктов сгорания в поверхностях нагрева. Методика расчета энтальпии продуктов сгорания топлива, конвективного пучка и невязки парогенератора. Конструктивные размеры и свойства поверхностей нагрева фестона и испарительных пучков.
  
  курсовая работа [605,0 K], добавлен 20.12.2010
  

• Расчет двигателя внутреннего сгорания Д-245

  Тепловой расчет дизеля без наддува: параметры рабочего тела, окружающей среды и остаточные газы. Методика построения индикаторных диаграмм. Порядок проведения динамического, кинематического расчета. Уравновешивание двигателя и необходимые расчеты.
  
  курсовая работа [87,3 K], добавлен 12.10.2011
  

• Расчетные характеристики работы котла

  Топливо, его состав, объемы воздуха и продуктов сгорания для котла определенного типа. Элементарный состав топлива. Коэффициент избытка воздуха в топке. Объёмы продуктов сгорания. Тепловой баланс котла, расчет расхода топлива на весь период его работы.
  
  контрольная работа [35,6 K], добавлен 16.12.2010
  

• Расчет воздухонагревателя доменной печи

  Расход воздуха для доменного производства. Определение количество тепла, затраченного на нагрев воздуха в воздухонагревателях регенеративного типа. Определение поверхности нагрева насадки. Обеспечение ровного схода шихты и максимальной производительности.
  
  курсовая работа [81,0 K], добавлен 30.03.2009
  

• Тепловой расчет двигателя внутреннего сгорания

  Характеристика дизельного топлива двигателей внутреннего сгорания. Расчет стехиометрического количества воздуха на 1 кг топлива, объемных долей продуктов сгорания и параметров газообмена. Построение индикаторной диаграммы, политропы сжатия и расширения.
  
  курсовая работа [281,7 K], добавлен 15.04.2011
  

• Реконструкция котла Е-25М переводом на мазут сернистый

  Тепловой расчет котельного агрегата Е-25М. Пересчет теоретических объемов и энтальпии воздуха и продуктов сгорания для рабочей массы топлива (сернистый мазут). Тепловой баланс, коэффициент полезного действия (КПД) и расход топлива котельного агрегата.
  
  курсовая работа [352,0 K], добавлен 17.03.2012
  

• Расчет тепловой схемы парогазовой установки утилизационного типа

  Определение теплофизических характеристик уходящих газов. Расчет оптимального значения степени повышения давления в компрессоре газотурбинной установки. Расчет котла-утилизатора, построение тепловых диаграмм котла. Процесс расширения пара в турбине.
  
  курсовая работа [792,5 K], добавлен 08.06.2014
  

• Расчет турбокомпрессора двигателя КамАЗ 740.51-320

  Проектирование центробежного турбокомпрессора, состоящего из центробежного компрессора и радиально-осевой газовой турбины. Уточнение расчетных параметров и коэффициента полезного действия турбины. Расчет соплового аппарата и рабочего колеса турбины.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 08.05.2021
  

• Процесс работы газотурбинного двигателя

  Проектирование рабочего процесса газотурбинных двигателей и особенности газодинамического расчета узлов: компрессора и турбины. Элементы термогазодинамического расчета двухвального термореактивного двигателя. Компрессоры высокого и низкого давления.
  
  контрольная работа [907,7 K], добавлен 24.12.2010
  

• Тепловой расчет котла ДЕ16–14ГМ

  Принципиальное устройство котла ДЕ16-14ГМ. Теплота сгорания топлива; присосы воздуха, коэффициенты его избытка по отдельным газоходам; энтальпии продуктов сгорания. Тепловой баланс котла, расход топлива. Поверочный расчет теплообмена в топочной камере.
  
  курсовая работа [261,7 K], добавлен 30.01.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам