Расчет тепловой схемы комбинированной парогазовой установки электростанции



Таблица 3.15 - Параметры пара и воды для парогенератора (ПГ)

Тип парогенератора	КЕ-14
Давление свежего пара на выходе из ПГ		Из характеристик котла	12,8	МПа
Температура свежего пара на выходе из ПГ		Из характеристик котла	555	0С
Энтальпия свежего пара на выходе из ПГ		Из характеристик котла	3486,5	кДж/кг
Температура питательной воды (на входе в ПГ)		Из характеристик котла	234	0С
Процент непрерывной продувки барабана котла		Зависит от солесодержания котловой воды	0,3	%
Давление в барабане котла		Из характеристик котла	13,8	МПа
Энтальпия воды в барабане котла (продувочная вода)		по давлению в барабане котла	1563	кДж/кг
Энтальпия воды в расширителе непрерывной продувки 1		по давлению в деаэраторе (ДПВ)	670,5	кДж/кг
Энтальпия пара из расширителя непрерывной продувки 1		по давлению в деаэраторе (ДПВ)	2756,1	кДж/кг
Энтальпия воды в расширителе непрерывной продувки 2		по давлению в деаэраторе (ДКВ)	2683,1	кДж/кг
Энтальпия пара из расширителя непрерывной продувки 2		по давлению в деаэраторе (ДКВ)	439,3	кДж/кг

Таблица 3.16- Параметры пара в турбоустановке

Расход пара на турбину		(для tН = -150С)	133,33	кг/с
Начальное давление пара			12,75	МПа
Начальная температура пара			555	0С
Давление пара поступающего в конденсатор			0,0056	МПа
Коэффициент утечек пара через уплотнения турбины		(0,015 - 0,02)	0,02	-
Коэффициент утечек пара через уплотнения турбины, которые направляются в ПВД7		Принимаем	0,2	-
Коэффициент утечек пара через уплотнения турбины, которые направляются в ПВД4		Принимаем	0,3	-
Коэффициент утечек пара через штоки клапанов		(0,6 - 0,7)	0,6	-
Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ		Принимаем	0,460872	кг/с
Теплота пара из уплотнений		Принимается	2000	кДж/кг
Потери давления от отбора №6 до верхнего сетевого подогревателя		Принимаются	0,18	-
Потери давления от отбора №7 до нижнего сетевого подогревателя		Принимаются	0,13	-

Таблица 3.17 - Сетевая подогревательная установка

Коэффициент теплофикации		0,55	-
Температура окружающей среды		-15	0С
Отопительная нагрузка отборов турбины	По графику тепловой нагрузки	203	МВт
Отопительная нагрузка ТЭЦ	По графику тепловой нагрузки	236,988	МВт
Нагрузка на пиковый водогрейный котел		33,988	МВт
Температура подающей сетевой воды	По графику тепловой нагрузки	106,5	0С
Энтальпия подающей сетевой воды		446,235	кДж/кг

Таблица 3.18 - Параметры пара и воды сетевой подогревательной установки

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
Сетевая вода
Недогрев в подогревателе 0С	4	3,5
Температура на входе , 0С	55,6	77,2
Энтальпия на входе , , кДж/кг	232,964	323,468
Температура на выходе , 0С 0C	77,2	98,22
Энтальпия на выходе , , кДж/кг	323,468	411,542
Подогрев в подогревателе, кДж/кг	90,504	88,074
Конденсат греющего пара
Температура насыщения , 0С	81,2	101,72
Энтальпия при насыщении , кДж/кг	340,826	426,36
Давление в подогревателе МПа	0,06	0,11

Таблица 3.19- Параметры пара и воды для (начало)

Точка процесса	Р, МПа	t,	h,	P', МПа		,
0	12,75	555	3487	-	-	-
0'	12,367	553,51	3487	-	-	-
1	3,32	375,25	3168,668	3,0544	234,85	1013,19
2	2,28	328,55	3082,816	2,0976	214,81	919,72
3	1,22	258,14	2953,359	1,1224	184,97	785,17
ДПВ	1,22	258,14	2953,359	0,6	158,83	670,5
4	0,572	183,71	2816,206	0,52624	153,77	648,56
5	0,298	133,29	2712,521	0,27416	130,48	544,059
6	0,111	102,55	2574,346	0,10212	100,18	419,91
ДКВ	0,111	102,55	2574,346	0,12	104,7	439,28
7	0,052	82,3	2479,965	0,04784	80,22	335,87
К	0,002645	22	1997,81	-	22	92,29

Таблица 3.19- Параметры пара и воды для (окончание)

Точка процесса				,
0	-	-	-	-	-	-
0'	-	-	-	-	-	-
1	1	16,5	233,85	1008,331	97,76	2155,454
2	2	17	212,81	910,57	134,25	2163,011
3	2	17,5	182,97	776,32	105,83	2168,072
ДПВ	0	0,588	158,83	670,49	43,55	2282,631
4	5	1,92	148,77	626,94	99,833	2167,596
5	5	2,08	125,48	527,07	128,327	2163,874
6	5	2,22	95,18	398,08	80,9	2148,017
ДКВ	0	-	104,77	439,28	-	2105,533
7	5	2,36	75,22	314,9	47,9	2136,676
К	0	-	29	121,56	-	2131,563

Таблица 3.20 - Основные параметры тепловой схемы ТЭЦ

Параметр	Обозначение	Значение	Размерность
Расход сетевой воды		1111,205	кг/с
Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель		47,249	кг/с
Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель		45,79	кг/с
Расход греющего пара на ПВД-7		5,609	кг/с
Расход греющего пара на ПВД-6		8,243	кг/с
Расход греющего пара на ПВД-5		5,798	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 3 на ДПВ		1,489	кг/с
Расход пара на подогреватель очищенной воды (ПОВ)		0,348	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 6 на ДКВ		0,108	кг/с
Расход греющего пара на ПНД-4		4,436	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 5 на ПНД-3		5,871	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 6 на ПНД-2		1,077	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 7 на ПНД-1		0,481	кг/с
Поток конденсата		13,346	кг/с
Расход пара в конденсатор		13,315
Полный расход теплоты на турбоустановку		361,414	МВт
		1300,1	ГДж/ч
Расход теплоты на отопление (по турбоустановке)		204,02	МВт
		733,86	ГДж/ч
Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии		155,03	МВт
		557,64	ГДж/ч
КПД по производству электроэнергии		0,684	-
Удельный расход теплоты на производство электроэнергии		1,462	-

Таблица 3.21 -Энергетические показатели ТЭЦ

Тепловая нагрузка парогенераторной установки		368,896	МВт
		1326,919	ГДж/ч
Коэффициент полезного действия трубопроводов		0,979	-
Электрическая мощность турбоагрегата		106,072	МВт
Расход теплоты топлива на станцию		434,962	МВт
		1564,558	ГДж/ч
Полный расход условного топлива на станцию		14,84	кг/с
Расход условного топлива по станции на выработку электроэнергии		8,12	кг/с
Расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии для турбоустановки		6,719	кг/с
Удельный расход условного топлива по станции на выработку электроэнергии		199,502	г/(кВтч)
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по станции		38,045	г/МДж
Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии		0,616	-
Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто)		0,791	-
Коэффициент полезного действия ТЭЦ (нетто)		0,767	-



Таблица 3.22-Результаты расчета параметров тепловой эффективности

tнар	? С	-5	-10	-15
зэл		0,552	0,644	0,616

На основании полученных расчетов принципиальной тепловой схемы с турбиной Т-110/120-130, приводим сравнительные характеристики работы станции на различных режимах работы (в зависимости от температуры наружного воздуха). Как видно из рисунка 3.1, максимальному значению КПД соответствует tнар =-10°С, таким образом эта температура является номинальной.

Рисунок 3.1 - Характеристика



4. Термодинамический расчет ГТУ на режиме, отвечающем номинальному режиму работы ТЭС с паровой турбиной

Программа DWIG[10] позволяет провести термодинамический расчет ГТУ при заданной программе регулирования: n = const, TT = const

Таблица 4.1- Основные характеристики ГТЭ-45-3М на номинальном режиме работы

Эффективная мощность, МВт	57,7
КПД, %	30,0
Степень повышения давления в компрессоре ГТУ	8,2
Температура газа на выходе из камеры сгорания, К	1123
Температура газа за ГТУ, К	721
Расход рабочего тела через двигатель, кг/c	303,3
Частота вращения ротора, об/мин	3000

Климатические характеристики ГТУ получаются путем варьирования tн в диапазоне -15…15 °C.(приложение Д). Определяем основные параметры газотурбинной установки ГТЭ-110 при режиме работы, соответствующем температуре наружного воздуха tн=-10 °C т.к. эта температура является номинальным режимом работы ПТУ Т-110/120-130.Поддерживаемыми параметрами в законе расчета являются расчетная пропускная способность, частота вращения, температура газа на выходе из турбины и давление за турбиной. Т.к. требуется поддержание температуры газа за газовой турбиной на заданном уровне, то регулирование расхода установки происходит с помощью ВНА, изменение которого можно отследить по изменению коэффициента избытка воздуха на выходе из турбины -?. Варьируемыми параметрами являются электрическая мощность установки, степень повышения давления, температура газов на входе в турбину и расход воздуха во входном устройстве.

Таким образом, основные параметры ГТУ ГТЭ-45-1, полученные в результате ее расчета на режиме, отвечающем номинальному режиму работы ПТУ, представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2-Основные параметры ГТУ ГТЭ-45-1 при для

Расход газа на выходе из турбины , кг/с	329,887
Расход топлива в камере сгорания, , кг/с	4,788
Температура газа перед турбиной, , К	1147
Температура газа за турбиной, , К	706,356
Мощность на выходном валу, , МВт	75
Частота оборотов, n, об/мин	3000
Коэффициент избытка воздуха на выходе из турбины	3.9483



5. Аналитический расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки

Аналитический расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки предполагает выбор тепловой схемы КПГУ, а также сравнение выбранной тепловой схемы с точки зрения экономичности с другими схемами (например, с раздельно работающими ПТУ и ГТУ и др.). При этом основным критерием выбора той или иной схемы совместной работы ГТУ ГТЭ-45-3М и ПТУ на базе турбины Т-110/120-130 является обеспечение паропроизводительности и параметров свежего пара перед турбиной, необходимых для нормальной работы ПТУ.

В данной курсовой работе последовательно будут рассмотрены следующие варианты тепловых схем КПГУ:

1)схема КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке энергетического котла без дожигания топлива;

2)схема КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке энергетического котла и дожиганием топлива;

3)схема КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке энергетического котла, дожиганием топлива и подводом дополнительного воздуха.

5.1 Тепловая схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла без дожигания топлива

ПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в энергетический котел, часто такие ПГУ кратко называют «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором. В ПГУ этого типа выходные газы ГТУ направляются в горелки энергетического парового котла паросилового энергоблока для сжигания в их среде пылеугольного или газомазутного топлива. В отдельных случаях выходные газы можно частично использовать в пылесистеме котла при подсушке и размоле угля, а также сбросить некоторое их количество в его конвективную шахту.

Повышение начальной температуры газов в ГТУ приводит к увеличению температуры выходных газов, которая может достигать 620 °С. Газы с такой температурой нельзя без охлаждения подводить к горелкам паровых котлов. Благодаря необходимости обогащать выходные газы внецикловым (наружным) воздухом для повышения содержания в них окислителя частично (в зависимости от типа сжигаемого топлива) эту проблему можно решить.

Чтобы использовать энергетические ГТУ для настройки энергетического паросилового блока по сбросной схеме, необходимо размещать их в непосредственной близости к паровому котлу для сокращения протяженности весьма больших по габаритным размерам газоходов. Такое условие трудно выполнить при реконструкции и модернизации действующих энергоустановок из-за отсутствия свободных площадок. В схеме ПГУ приходится устанавливать несколько газовых шиберов большого диаметра для перераспределения потока выходных газов ГТУ при изменении режима работы и обеспечивать их надежную эксплуатацию. Они должны быть быстрозапорными, а их эксплуатация -автоматизированной в широком диапазоне нагрузок.

В базовом варианте тепловой схемы ПГУ сбросного типа в паровом котле отсутствует воздухоподогреватель. Общее количество газов, которые проходят через поверхности нагрева котла, увеличивается на 30--40 %, а их температура за котлом (т.е. за водяным экономайзером) составляет около 300 °С. Для охлаждения этих газов до температуры 120 °С в конвективной шахте котла устанавливают газоводяные ТОВД и ТОНД, в которых нагревается часть конденсата и питательной воды, отводимой из системы регенерации ПТУ. Это увеличивает расход пара в конденсатор ПТ, повышает ее электрическую мощность и снижает экономичность ПТУ.

Из-за общего увеличения количества дымовых газов за паровым котлом приблизительно на 40 % при переходе к парогазовому циклу потребуются реконструкция тягодутьевой установки и увеличение производительности дымососов.

На рисунке 5.1.1 представлена схема сбросной ПГУ

Рисунок 5.1.1-Схема КПГУ без дожигания топлива

Рисунок 5.1.2- Идеальный цикл КПГУ сбросного типа без дожигания топлива параметры воздуха на входе в ГТУ, 2- параметры воздуха за компрессором, 3-параметры газа после КС, 4-параметры газа перед энергетическим котлом, 5-параметры уходящих газов, выбрасываемых в атмосферу, a-вода на входе в котел, b-вода на входе в барабан котла, с-насыщенный пар перед пароперегревателем, d-пар на входе в турбину, е-пар на входе в конденсатор)

Для возможности оценки согласованной работы ГТУ и ПТУ необходим их расчет на одном и том же режиме, т.е. при одинаковых атмосферных условиях. Такой режим соответствует температуре наружного воздуха tН = -10 °C.

Количество теплоты, которое может сбросить ГТУ ГТЭ-45-3М при температуре наружного воздуха tН = -10 °C.

Температура уходящих газов после энергетического котла определяется как:

tух = tПВ + 20 = 234 + 25 = 259 0С

Tух = tух + 273,15 = 259 + 273,15 = 532,15К

Изобарная теплоемкость уходящих газов определяется согласно графику, представленному на рис. 5.1. 3.

Количество теплоты, переданное в одном энергетическом котле к паротурбинному контору:

Потери теплоты в котле с дымовыми газами:

, где



Количество модулей ГТУ+КУ для покрытия потребного количества теплоты QТЭЦ:

Рисунок 5.1.3- Диаграмма зависимости энтальпии уходящих газов от температуры

Для выполнения условия , необходима установка ГТУ ГТЭ-45-3М совместно с энергетическим котлом в количестве 7 штук.

Для обеспечения требуемой температуры пара в контуре ПТУ потребуется дополнительное сжигание топлива в топке энергетического котла. Уходящие газы после газотурбинной установки содержит в себе большое количество кислорода воздуха поэтому можно реализовать дожигание топлива с целью повышения 

5.2 Тепловая схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла и дожиганием топлива

Схема КПГУ с дожиганием топлива представлена на рисунке 5.21. В паровом котле предусмотрена встроенная камера дожигания, куда подводится дополнительное топливо.

Рисунок 5.2.1-Схема комбинированной ПГУ с дожиганием топлива

Рисунок 5.2.2- Идеальный цикл комбинированной ПГУ с дожиганием топлива

Расчет тепловой схемы КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке энергетического котла и дожиганием топлива выполнен с помощью программы «ГПТУ ТЭЦ.xls». Для формирования исходных данных использовались результаты расчета паротурбинного контура и климатических характеристик ГТУ. Ниже приведен алгоритм расчета тепловой схемы КПГУ.

5.2.1 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания в энергетическом котле комбинированной энергоустановки

Зависимости энтальпии воздуха и условной энтальпии топлива , отсчитанной от базовой температуры Т0=0К аппроксимированы для диапазона температур Т=250...1800 К с максимальной погрешностью полиномами 5-й степени вида

Значения коэффициентов полиномов приведены в таблице 14.

Под условной энтальпией топлива nТ* здесь понимается разность между энтальпией "чистых" продуктов полного сгорания топлива и энтальпией прореагировавшего кислорода (энтальпия окислов серы приближенно принимается равной энтальпии диоксида углерода).

Использование термодинамической функции nT позволяет процесс горения топливно - воздушной смеси в камере сгорания (в топке котла) условно представить как процесс смешения двух газов: воздуха и газа «топливо» с подводом теплоты, а полную энтальпию продуктов горения полагать равной сумме энтальпий воздуха и газа «топливо»:

Таблица 5.2.1- Значения коэффициентов полиномов

Коэффициент полинома	ВоздухT	Топливо
		Прир.газ	Реакт.топл	Диз.топл	Газотурб.	Моторное	Мазут
а0	-3,249	6,4795	14,9222	17,7364	17,7364	17,5974	18,4484
а1	1041,034	1905,3201	967,9242	655,459	655,459	667,6335	560,0989
а2	-181,506	1780,1695	2190,8209	2327,7047	2327,705	2312,744	2321,343
а3	325,642	-897,7537	-1322,1012	-1463,5503	-1463,55	-1451,36	-1473,31
а4	-165,149	445,9016	579,8299	624,4726	624,4726	619,6413	622,637
а5	29,43	-92,8715	-107,4772	-112,346	-112,346	-111,575	-110,93

5.2.2 Показатели углеводородных топлив, принятых к применению в расчетах

Показатели углеводородных топлив сведены в таблице 5.2.2

Таблица 5.2.2-Показатели углеводородных топлив

Показатель	Тип топлива
	Прир.газ	Реакт.топл	Диз.топл	Газотурб.	Моторное	Мазут
1. Содержание, (массовые доли)
-углерода, g (C)	0,76	0,85	0,88	0,87	0,865	0,845
-водорода, g(H)	0,24	0,15	0,12	0,12	0,12	0,105
-воды, g(W)					0,005	0,025
-серы, g(S)				0,01	0,01	0,025
2. QPH	50000	43000	42000	41500	41500	40000
3.Стехиометрический коэффициент L0	17,011494	14,942529	14,252874	14,19181	14,13434	13,46803
4.Коэффициент полноты выделения теплоты	0,992	0,98	0,98	0,98	0,98	0,97

Стехиометрический коэффициент L0, представляющий собой массу воздуха (кг), необходимого для полного сгорания 1 кг топлива, вычисляется по формуле 

где: 8 кг - масса кислорода, необходимого для окисления 1 кг водорода;

8/3 кг - масса кислорода, необходимого для окисления 1 кг углерода.

0,232 - массовая доля кислорода в воздухе

При окислении 1 кг серы с образованием сернистого ангидрида SO2 необходимо затратить 1 кг кислорода, с образованием серного ангидрида SO3 - 1,5 кг кислорода, в среднем - 1,25 кг.

5.2.3 Расчет полиномов для энегетического котла с дожиганием топлива

Тип топлива - природный газ. Расчет полиномов и температуры рабочих тел для расчета энергетического котла приведены в таблице 5.2.3 и таблице 5.2.4 соответственно.

Таблица 5.2.3- Расчет энтальпий воздуха и продуктов горения топлива

№ члена полинома	СРТ*Т	СРТКУ	СРТУХ	nTТо	nTКУо	nTУХо	nTКУ.ДОП	nTУХ.ДОП
0	-3,249	-3,249	-3,249	6,4795	6,4795	6,4795	6,4795	6,4795
1	735,34478	1249,9383	434,26733	1345,8419	2287,661	794,8043	2287,661	794,804
2	-90,56141	-261,6606	-31,584607	888,20569	2566,307	309,7746	2566,307	309,775
3	114,76744	563,65244	23,63835	-316,39929	-1553,92	-65,1679	-1553,92	-65,1679
4	-41,11311	-343,2184	-5,0008628	111,00523	926,6883	13,50231	926,6883	13,5023
5	5,1751239	73,435923	0,3717504	-16,331006	-231,74	-1,17312	-231,74	-1,17312
Теплосодерж.	720,36382	1278,8987	418,44296	2018,802	4001,478	1058,22	4001,478	1058,22

Таблица 5.2.4-Температуры рабочих тел

Т*Т	ТКУ	ТУХ
706,36	1200,67	417,15

5.2.4 Расчет тепловой схемы КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла и дожиганием топлива

Рассмотрим задачу согласования теплового баланса газотурбинного и паротурбинного контуров разрабатываемой КПГУ. Паровой контур ТЭЦ на базе паровой турбины Т-110/120-130-5 надстраивается газотурбинным контуром ГТЭ-45-3М с заменой парового котла ПТУ на модернизированный энергетический котел. Потребное количество теплоты, обеспечивающее работу ПТУ, равно МВт.

Исходные данные для расчета КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке модернизированного котла и дожиганием топлива, приведенные в таблице 5.2.5, сформированы на основании предварительно выполненных расчетов принципиальной тепловой схемы ПТУ на базе Т-110/120-130-5 и климатических характеристик ГТУ ГТЭ-45-3М.

Таблица 5.2.5 -Исходные данные

Наименование параметра	Обозначение	Результат	Размерность
Тип основного топлива (топливо в ГТУ)	Природный газ
Стехиометрический коэффициент основного топлива		17,0115	-
Низшая теплота сгорания		50000	кДж/кг
Тип дополнительного топлива (топливо в КУ)	Природный газ
Стехиометрический коэффициент дополнительного топлива		17,0115	-
Низшая теплота сгорания дополнительного топлива		50000	кДж/кг
Относительное теплосодержание дополнительного топлива		0,005	-
Коэффициент полноты сгорания		0,992	-
Расход основного топлива		4,788	кг/с
Температура на выходе из ГТУ		706,356	К
Расход газа на выходе из ГТУ		329,887	кг/с
Коэффициент избытка воздуха в топке КУ		2,2	-
Температура уходящих газов		532,15	К
Температура наружного воздуха		263,15	К
Расход воздуха в ГТУ при		325,099	кг/с
Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания ГТУ		3,9913	-
Относительный расход основного топлив		0,01488	-
Потребная теплопроизводительность парогенератора ПТУ		401000	кВт
Эффективная мощность ГТУ		75000	кВт
Электрическая мощность ПТУ		110945	кВт
Общий расход теплоты на внешних потребителей		203000	кВт
Теплота сгорания условного топлива		29309	кДж/кг
Расход теплоты топлива на выработку электроэнергии в паротурбинном контуре		141676,77	кВт

Последовательность расчета КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку котла и дожиганием топлива.

1.Тепловой баланс в топке ?

или

. 

Поделив на, получим

, где , .

Отсюда .

2.

3.Коэффициент избытка воздуха в топке энергетического котла ?

,откуда

=4,90188.

4., откуда

5.Совместное решение уравнений

и

позволяет найти относительный расход дополнительного топлива .

6.Расход дополнительного топлива в топку энергетического котла? кг/с или т/ч.

7.Тепловая нагрузка (теплопроизводительность энергетического котла)?

=251,465 МВт.

%

Результаты расчета КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла и дожиганием топлива сведены в таблице 5.2.6.

Таблица 5.2.6-Результаты расчета

Наименование параметра	Обозначение	Результат	Размерность
Температура в топке котла		1171	К
		898	°C
Теплопроизводительность котла-утилизатора		251466	кВт
Расход дополнительного топлива в топку котла		3,9	кг/с
		14	т/час
Расход условного топлива в топку котла (дополнительного)		4,1	кг/с
		6,7	т/час
Расход условного топлива в газотурбинной установке (основного)		8,2	кг/с
		29,4	т/час
Полный расход условного топлива на комбинированную установку «КУ с дожиганием»		14,8	кг/с
		53,3	т/час

Энергетические показатели КПГУ с энергетическим котлом и дожиганием топлива представлены в таблице 20.



Таблица 5.2.7-Энергетические показатели КПГУ

Наименование параметра	Обозначение	Расчетная формула	Результат	Размерность
Электрическая мощность КПГУ			185945	кВт
Расход теплоты топлива на электростанцию			434331	кВт
Расход теплоты топлива на производство электроэнергии			231331	кВт
Электрический (эффективный) КПД комбинированной установки			0,804	-
КПД КПГУ «брутто»			0,895	-
Удельный расход теплоты на КПГУ			1,117	-
Удельный расход условного топлива на КПГУ			38,1	г у. т./ МДж
Расход условного топлива в топку котла-утилизатора (дополнительного)			6,7	кг у. т./с
			23,9	т у. т./ч
Расход условного топлива в КПГУ (основного)			8,2	кг у. т./с
			29,4	т у. т./ч
Полный расход условного топлива на комбинированную установку «КУ с дожиганием»			14,8	кг у. т./с
			53,4	т у. т./ч
Количество утилизированной теплоты после ГТУ			9,7	МВт
Удельный расход топлива в ГТУ			125,21	г/(кВт•ч)
Удельный расход условного топлива в газотурбинной установке			213,26	г/(кВт•ч)
Расход условного топлива в паротурбинном контуре на выработку электроэнергии			4,8	кг/с
Расход условного топлива в газотурбинном контуре на выработку электроэнергии			4,45	кг/с
Удельный расход условного топлива в комбинированной установке на выработку электроэнергии			180	г/(кВт•ч)
Расход теплоты топлива на газотурбинную установку			130	МВт
Электрический (эффективный) КПД комбинированной установки			0,6834	-
КПД ГПТУ			0,895	-
Удельный расход условного топлива на комбинированную установку			137	г/(кВт•ч)

Вывод: Как видно из результатов расчета данной тепловой схемы КПГУ, теплопроизводительность энергетического котла составила, что ниже значения потребного количества теплоты МВт, значит следует рассмотреть вариант схемы КПГУ с дожиганием и дутьем воздуха.

5.3 Тепловая схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла с дожиганием топлива и подводом дополнительного воздуха

5.3.1 Расчет полиномов для энергетического котла с дожиганием топлива и подводом дополнительного воздуха

Результаты расчета энтальпий воздуха, содержащегося в выхлопных газах газовой турбины, и продуктов сгорания приведены в таблице 5.3.1.

Таблица 5.3.1-Энтальпии воздуха и продуктов горения топлива

СРТ*Т	СРТ*В2	СРТКУ	СРТУХ	nTТо	nTКУо	nTУХо	nTКУ.ДОП	nTУХ.ДОП
-3,249	-3,249	-3,249	-3,249	6,4795	6,4795	6,4795	6,4795	6,4795
735,3447762	596,66864	1228,4201	572,5687	1345,8419	2248,278	1047,926	2248,278	1047,93
-90,5614113	-59,62489	-252,729	-54,905565	888,20569	2478,708	538,5013	2478,708	538,501
114,7674433	61,311975	535,04023	54,178688	-316,39929	-1475,04	-149,364	-1475,04	-149,364
-41,1131109	-17,8217	-320,1872	-15,112166	111,00523	864,5041	40,80278	864,5041	40,8028
5,175123896	1,820253	67,328711	1,4811659	-16,331006	-212,467	-4,67408	-212,467	-4,67408
720,3638213	579,10528	1254,6239	554,96182	2018,802	3910,464	1479,672	3910,464	1479,67

Температуры для КУ с дожиганием топлива и подводом дополнительного воздуха приведены в таблице 5.3.2.

Таблица 5.3.2-Температуры для КУ

Т*Т	Т*В2	ТКУ	ТУХ
698,8	553,15	1180	550

Рассмотрим другую задачу согласования теплового баланса газотурбинного и паротурбинного контуров разрабатываемой КПГУ. Паровой контур ТЭЦ на базе паровой турбины Т-110/120-130-5 надстраивается газотурбинным контуром ГТЭ-45-3М с дожиганием топлива и подводом дополнительного воздуха. Исходные данные для расчета КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла с дожиганием топлива и подводом дополнительного воздуха, представленные в таблице 5.3.3.

Таблица 5.3.3-Исходные данные

Наименование параметра	Обозначение	Результат	Размерность
Тип основного топлива (топливо в ГТУ)	Природный газ
Стехиометрический коэффициент основного топлива		17,01149	-
Низшая теплота сгорания		50000	кДж/кг
Тип дополнительного топлива (топливо в КУ)	Природный газ
Стехиометрический коэффициент дополнительного топлива		17,01149	-
Низшая теплота сгорания дополнительного топлива		50000	кДж/кг
Относительное теплосодержание дополнительного топлива		0,005	-
Коэффициент полноты сгорания		0,992	-
Расход основного топлива		4,788	кг/с
Температура на выходе из ГТУ		706,356	К
Расход газа на выходе из ГТУ		329,887	кг/с
Коэффициент избытка воздуха в топке КУ		2,2	-
Температура уходящих газов		532,15	К
Расход воздуха в ГТУ при		325,099	кг/с
Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания ГТУ		3,9913	-
Относительный расход основного топлив		0,014728	-
Теплопроизводительность парогенератора (на генерацию пара)		401000	кВт
Температура воздуха после калорифера		573,15	К
КПД воздухоподогревателя		0,98	-

Последовательность расчет энергетического котла с дожиганием топлива дополнительным вводом воздуха выполнен в следующей последовательности.

Тепловой баланс в топке энергетического котла ?

или.

Поделив на, получим

, где , , .

.

Коэффициент избытка воздуха в топке энергетического котла ?

.

Суммарная теплопроизводительность парогенератора

или.

С другой стороны .

Таким образом, .

Совместно решая уравнения

и

получаем относительный расход дополнительного воздуха ? =0,046191и относительный расход дополнительного топлива ? =0,01645.

Расход дополнительного воздуха в топку котла ? =150,165кг/с.

Расход теплоты на подогрев дополнительного воздуха ? 78197,43кВт.

Суммарная теплопроизводительность парогенератора ? =452197,4кВт.

Расход дополнительного топлива в топку котла ? 7,911кг/с или 28479,63т/ч.

Результаты расчета энергетического котла с дожиганием и дополнительным вводом воздуха сведены в таблице 5.2.4.

Таблица 5.3.4 -Результаты расчета

Наименование параметра	Обозначение	Результат	Размерность
Температура в топке котла		1308,1	К
		1034,95	°C
Суммарная теплопроизводительность парогенератора		452197,436	кВт

Подобные документы

• Расчет экономической эффективности установки экономайзера на котельной хлебозавода

  Расчет принципиальной тепловой схемы. Расчет расширителя (сепаратора) непрерывной продувки. Расчет расходов химически очищенной и сырой воды. Определение количества котлоагрегатов, устанавливаемых в котельных. Тепловой баланс котельного агрегата.
  
  курсовая работа [240,5 K], добавлен 03.11.2009
  

• Проектирование дизельной установки для танкера

  Выбор и описание энергетической установки. Расчет эффективной мощности главных двигателей танкера. Построение индикаторной диаграммы и определение параметров, характеризирующих рабочий цикл. Описание тепловой схемы и основных систем дизельной установки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 15.03.2020
  

• Расчет кипятильника ректификационной установки

  Расчет и подбор кипятильник ректификационной установки и его тепловой изоляции. Особенности процесса ректификации, описание его технологической схемы. Схема конструкции аппарата. Выбор оптимального испарителя, расчет толщины его тепловой изоляции.
  
  курсовая работа [409,8 K], добавлен 04.01.2014
  

• Расчет, конструирование и составление теплового баланса установок для тепловой обработки строительных материалов и изделий

  Состав бетонной смеси. Выбор и обоснование режима тепловой обработки. Определение требуемого количества тепловых агрегатов, их размеров и схемы. Составление и расчет уравнения теплового баланса установки. Составление схемы подачи теплоносителя по зонам.
  
  курсовая работа [852,2 K], добавлен 02.05.2016
  

• 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 расхода тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых, общественных зданий

  Расчет теплового пункта, выбор водоподогревателей горячего водоснабжения, расчет для данного населенного пункта источника теплоснабжения на базе котельной и выбор для нее соответствующего оборудования. Расчёт тепловой схемы для максимально-зимнего режима.
  
  курсовая работа [713,9 K], добавлен 26.12.2015
  

• Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения

  Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки. Расчет температур сетевой воды. Расчет расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной.
  
  дипломная работа [364,5 K], добавлен 03.10.2008
  

• Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ

  Описание тепловой схемы промышленной электростанции. Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины. Составление тепловых балансов по ПВД и определение расхода пара из отборов турбины.
  
  курсовая работа [606,6 K], добавлен 07.08.2013
  

• Порядок производства работ по горизонтальному направленному бурению

  Работы по устройству тепловой сети, трубопровода горячего водоснабжения и узла учета тепловой энергии, теплоносителя и горячей воды методом ГНБ с помощью установки Vermeer 16х20А. Назначение и состав бурового раствора. Устройство тепловой камеры УТ2.
  
  курсовая работа [658,2 K], добавлен 23.03.2019
  

• Схемы автоматизации

  Автоматизация процессов тепловой обработки. Схемы автоматизации трубчатых печей. Схема стабилизации технологических величин выпарной установки. Тепловой баланс процесса выпаривания. Автоматизация массообменных процессов. Управление процессом абсорбции.
  
  реферат [80,8 K], добавлен 26.01.2009
  

• 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 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
  

• Разработка объемного гидропривода машины

  Разработка принципиальной гидравлической схемы. Тепловой расчет гидропривода. Расчет и выбор гидроцилиндра, гидронасоса, гидроаппаратов и гидролиний. Выбор рабочей жидкости. Расчет внешней характеристики гидропривода. Преимущества гидравлического привода.
  
  курсовая работа [88,8 K], добавлен 23.09.2010
  

• Расчет теплоэнергетического оборудования котельных

  Определение тепловых нагрузок и расхода топлива производственно-отопительной котельной; расчет тепловой схемы. Правила подбора котлов, теплообменников, баков, трубопроводов, насосов и дымовых труб. Экономические показатели эффективности установки.
  
  курсовая работа [784,4 K], добавлен 30.01.2014
  

• Разработка комбинированной энергетической установки

  Предварительный тепловой расчет турбины, значение теплоперепада в ней. Расчет газовой турбины. Описание спроектированной паротурбинной установки. Система газификации угля. Производство чистого водорода. Экономическая эффективность проектируемой турбины.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 17.09.2011
  

• Разработка тепловой установки для тепловлажностной обработки бетона

  Устройство и принцип работы автоклава. ТВО бетона при избыточном давлении. Технологический и теплотехнический расчет тепловой установки. Расчет подачи пара (теплоносителя). Системы автоматического регулирования процесса тепловой обработки в автоклавах.
  
  курсовая работа [386,0 K], добавлен 19.10.2010
  

• Установка ПГУ-325

  Технология производства электрической и тепловой энергии на современных паротурбинных электростанциях. Тепловая схема электростанции. Основой повышения тепловой экономичности электростанции было и является совершенствование её паросилового цикла.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 17.02.2009
  

• Расчет печи и процессов горения

  Методы использования тепловых вторичных ресурсов, установки для внешнего теплоиспользования. Принципиальные схемы использования теплоты производственной воды, тепловые аккумуляторы. Расчет процесса горения в топке, тепловой нагрузки и расхода топлива.
  
  курсовая работа [727,1 K], добавлен 21.06.2010
  

• Проектирование судовой опреснительной установки

  Исследование проблемы снабжения судов пресной водой. Описание тепловой схемы опреснительной установки. Ознакомление с результатами теплового расчёта греющей батареи. Рассмотрение схемы жалюзийного сепаратора. Изучение особенностей выбора насосов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.03.2019
  

• Проектирование производственно-отопительной котельной

  Составление принципиальной тепловой схемы котельной и расчет ее для трех характерных режимов. Выбор единичной мощности и числа устанавливаемых котлов. Определение часового и годового расхода топлива. Выбор тягодутьевых устройств. Охрана окружающей среды.
  
  дипломная работа [253,2 K], добавлен 16.11.2012
  

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