48803

Расчет тепловой схемы комбинированных парогазовых установок

Курсовая

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода в ГТУ и низкотемпературного отвода тепла в конденсаторе паровой турбины

Русский

2013-12-15

1.88 MB

81 чел.

Введение

Курсовой проект посвящен расчету тепловой схемы комбинированных парогазовых установок. Такая тематика очень актуальна в настоящее время, так как применение комбинированных парогазовых установок (КПГУ) в энергетике является перспективным. Опыт развития мировой энергетики показывает, что радикальное улучшение основных характеристик паротурбинных установок тепловых электростанций возможно путем их реконструкции по парогазовому циклу с подачей выхлопных газов ГТУ в топки реконструированных котлов.  

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 530-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода в ГТУ и низкотемпературного отвода тепла в конденсаторе паровой турбины. Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%.

Привлекательными особенностями ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое время (2 года), вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность. С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.

1 Принципиальная тепловая схема

парогазовой установки

1.1 Принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки

1.1.1 Краткое описание принципиальной тепловой схемы на базе турбоустановки ПТ-30-90/10

Энергоблок номинальной электрической мощностью 30 МВт состоит из котла высокого давления Е-230-100 ГМ, турбины ПТ-30-90/10 УТМЗ, электрогенератора и вспомогательного оборудования. Руководствуясь методикой [8], составлена принципиальная тепловая схема (ПрТС) турбоустановки ПТ-30-90/10 на базе тепловой схемы Уфимской ТЭЦ-3.

 

Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки ПТ-30-90/10

Парогенератор Е-230-100ГМ – двухбарабанный котел с естественной циркуляцией номинальной паропроизводительности 230т/ч, вырабатывает перегретый пар с давлением 100 ата и температурой 510 0С.

Свежий пар с давлением 90 ата (8,8 МПа) и температурой 500 0С поступает в турбину и, совершив работу, направляется в конденсатор.

Турбина имеет 5 отборов, из которых 2 - регулируемых (производственный и теплофикационный), 3 – нерегулируемых (пар поступает на регенеративный подогрев основного конденсата и питательной воды).

Основной конденсат подогревается последовательно в охладителях эжектора (ОЭ) и уплотнений (ОУ), в трех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе питательной воды 6 ата (ДПВ) и двух подогревателях высокого давления (ПВД). ПВД имеют встроенные охладители дренажа (ОД).

Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из двух регулируемых и трех нерегулируемых отборов пара турбины. Нумерация подогревателей производится по ходу конденсата, а отборов – по ходу пара в проточной части турбины. Дренаж из подогревателя высокого давления ПВД-5 каскадно сливается в ПВД-4, из ПВД-4 – в деаэратор. Конденсат греющего пара из ПНД-3 сливается в ПНД-2, из ПНД-2 он дренажным насосом перекачивается в смеситель (СМ), расположенным перед ПНД-3, а из ПНД-1 - сливается в конденсатор.

Для восполнения потерь в схеме станции предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в охладителе продувки (ОП), затем, пройдя химическую очистку и подогрев в подогревателе химически очищенной воды (ПОВ), поступает в деаэратор обратного конденсата и химочищенной воды 1,2 ата (ДКВ). Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды  используется теплота пара из четвертого отбора. Конденсат из ОП сливается в бак дренажа, из ПОВ – в ДКВ, из ДКВ - перекачивается в смеситель.

Пар из второго (регулируемого) отбора с давлением 10 ата поступает на производство и питание ДПВ и ПВД-4. Обратный конденсат от производственного потребителя с давлением 2 ата и температурой 70 0С подается в ДКВ.

Для подогрева сетевой воды из теплофикационного отбора с давлением         1,2-2,5 ата поступает греющий пар в подогреватель сетевой воды вертикального типа (ПСВ). При температуре наружного воздуха ниже -20°С для покрытия высоких тепловых нагрузок включается пиковый водогрейный котел (ПВК). Конденсат из ПСВ перекачивается в СМ.

Температура регенеративного подогрева питательной воды равна 2030С.

Из первого (нерегулируемого) отбора пар поступает в ПВД-5; из второго (регулируемого) - в деаэратор питательной воды ДПВ (с давлением 6ата), ПВД-4 и на производство; из третьего (нерегулируемого) - в ПНД-3; из четвертого (регулируемого) – в ПНД-2, подогреватель сетевой воды, деаэратор обратного конденсата и добавочной воды ДКВ (с давлением 1,2ата) и в подогреватель химочищенной воды; из пятого (нерегулируемого) – в ПНД-1.

Пар из штоков клапанов поступает в ДПВ. Пар из уплотнений направляется в третий и пятый отборы. Выпар деаэратора расходуется на концевые уплотнения и на эжектор отсоса пара из них. Далее эта смесь поступает в охладитель эжекторов (ОЭ) и уплотнений (ОУ).

Продувка котла – одноступенчатая. Пар из расширителя (Р) поступает в деаэратор 6 ата. Продувочная вода с расширителя подогревает сырую воду в ОП.

Для обеспечения заданной энтальпии основного конденсата и конденсата греющего пара после ОЭ и ЭУ проводят рециркуляцию, увеличивая тем самым поток основного конденсата. Для этой цели после охладителя эжекторов и уплотнений установлен клапан управления рециркуляцией (КУР).

1.1.2 Результаты расчета принципиальной тепловой схемы

Расчет ПрТС, работающей при наружной температуре воздуха , выполнен в курсовом проекте [11], результаты которого приведены в таблицах 1.1-1.3.

Таблица 1.1 - Основные потоки пара

Обозначение

кг/с

т/ч

Расход пара на выходе из парогенератора             DПГ

31,786

114,428

Расход пара на турбину                                              D0

31,471

113,295

Расход пара на производственного потребителя     DП

13,889

50,000

Поток пара в конденсатор турбины                           DК

3,312

11,924

Поток пара в сетевой подогреватель                       DСП

6,885

24,784

Таблица  1.2 - Энергетические показатели турбинной установки

Наименование

Обозначение

Формула

Значение

Размерность

Полный расход теплоты на турбоустановку

QТУ

D0(h0 - hПВ)

79,3065

МВт

285,5034

ГДж/ч

Расход теплоты на отопление

QТ

QОТ/ηТ

15,0754

МВт

54,2714

ГДж/ч

Расход теплоты на производственные потребители

QП

DПhП - DОКhВОК - (DП - DОК)hОВ

37,6124

МВт

135,4045

ГДж/ч

Общий расход теплоты на внешних потребителей

QТП

QТ + QП

52,6877

МВт

189,6759

ГДж/ч

Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии

QЭТУ

QТУ - QТП

26,6188

МВт

95,8275

ГДж/ч

КПД по производству электроэнергии

ηЭТУ

NЭ/QЭТУ

0,7513

-

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

qЭТУ

1 / ηЭТУ

1,3309

-

Таблица  1.3 - Энергетические показатели ТЭЦ

Наименование

Обозначение

Формула

Значение

Размерность

Тепловая нагрузка парогенераторной установки

QПГ

DПГ(hПГ - hПВ)+DПР(hПР - hПВ)

80,8764

МВт

291,1551

ГДж/ч

Коэффициент полезного действия трубопроводов

ηТР

QТУ/QПГ

0,9806

-

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии

ηЭТЭЦ

0,6852

-

КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на  отопление

ηТТЭЦ

0,9074

 

КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление с учетом включения ПВК

ηОТТЭЦ

0,9074

 

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

bЭУ

123 / ηЭТЭЦ

179,5118

г/(кВт*ч)

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии для турбоустановки

bТУ

34,12 / ηТТЭЦ

37,6024

г/МДж

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по станции (с учетом ПВК)

bОТУ

34,12 / ηОТТЭЦ

37,6024

г/МДж

Продолжение таблицы 1.3

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по пиковому водогрейному котлу

bПВКУ

bОТУ - bТУ

0,0000

кг/ГДж

Расход теплоты топлива на станцию

QТЭЦ

QПГ / ηПГ + QПВК / ηПВК   

81,692

МВт

313,0700

ГДж/ч

КПД ТЭЦ "брутто"

ηБТЭЦ

(NЭ+QТ+QП+QПВК)/QТЭЦ

0,8350

-

Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ

qТЭЦ

1 / ηБТЭЦ

1,1976

-

Затраты на собственные нужды станции

ЭСН

Принимаются

0,03

-

КПД ТЭЦ "нетто"

ηНТЭЦ

(1 - ЭСНБТЭЦ

0,8099

-

Удельный расход условного топлива "нетто"

bНУ ТЭЦ

34,12 / ηНТЭЦ

42,1275

г/МДж

Полный расход условного топлива на станцию

ВУ

QТЭЦ/QРНУ

2,9670

кг/с

Расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по станции

ВОТУ

(QТ+QП+QПВКПВК)/(QРНУ)

1,7976

кг/с

Расход условного топлива по станции на выработку электроэнергии

ВЭУ

ВУ - ВОТУ

1,1694

кг/с

  1.  Описание основного оборудование ПГУ

1.2.1 Паровая турбина ПТ-30-90/10

Паровая турбина типа ПТ-30-90/10 (ПТ-25-90/10М или ВПТ-25-3) производства УТМЗ номинальной мощностью 30000 кВт, при 3000 об/мин с конденсатором, тремя нерегулируемыми отборами и двумя регулируемыми отборами – предназначена для непосредственного привода генератора.

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат, имеющий двухвенечную ступень скорости в качестве регулирующей ступени (колесо “Кертиса”) и 18 ступеней давления.

Ротор турбины соединен с ротором генератора полугибкой муфтой. Ротор турбины вращается по часовой стрелке, если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника.

Первые 9 дисков ротора откованы заодно с валом, последние 10 дисков – насадные. Турбина имеет клапанное регулирование. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматического затвора турбины, откуда по перепускным трубам пар пропускается к четырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра турбины.

На выходе из цилиндра турбины отработанный пар попадает в конденсатор поверхностного типа, присоединенный непосредственно к выхлопному патрубку турбины путем приварки при монтаже.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями, к которым подводится дросселированный пар, охлажденный в специальном охладителе, или пар из 2-х паропроводов уравнительных по пару деаэраторов 6ата, количество которого регулируется автоматически.

Турбина рассчитана на работу свежим паром при давлении 90ата и температуре 5000С на входе в автоматический стопорный клапан турбины (далее АСК). Расчетная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор равна 200С.

Турбина имеет три нерегулируемых отбора пара, предназначенных для подогрева конденсата турбины в подогревателях низкого и высокого давления и два регулируемых отбора, из которых: один – давлением 813ата предназначен для внешнего производственного потребления, а второй – давлением 1,22,5ата предназначается для теплофикационного потребления и на регенеративный подогрев основного конденсата турбины.

Максимальная величина производственного отбора пара (при номинальной мощности турбины и теплофикационном отборе равном нулю) составляет 185т/ч при давлении в камере отбора 9кгс/см2 и 170т/ч при давлении 12кгс/см2.

Максимальная величина теплофикационного отбора пара (при номинальной мощности турбины и производственном отборе равном нулю) составляет 100т/ч при давлении в камере отбора 1,5кгс/см2.

В эксплуатации необходимо следить за давлением в камере регулирующей ступени, которое не должно превышать:

р=52 кгс/см2 при включенной регенерации;

р=49 кгс/см2 при выключенной регенерации.

Регенеративное устройство предназначается для подогрева конденсата турбины паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из трех поверхностных подогревателей: №1, 2 и 3 низкого давления, после которых конденсат турбины направляется в деаэраторы 6ата, и двух поверхностных подогревателей: №4 и 5 высокого давления.

 

1.2.2 Описание парогенератора

 

В настоящей работе рассматриваются 2 случая: в качестве парогенератора может быть как котел-утилизатор, так и существующий котельный агрегат Е-230-100ГМ, в топку которых сбрасываются отработанные газы от газотурбинной установки АЛ-31СТЭ.

1.2.2.1 Котельный агрегат Е-230-100ГМ

Завод изготовитель - ТКЗ - Таганрогский котельный завод "Красный котельщик".

Основные характеристики котла:

  •  давление пара в барабане - 110 кг/см2;
  •  давление пара в паропроводе - 100 кг/см2;
  •  температура перегретого пара - 510 ºС;
  •  номинальная нагрузка - 230 т/час;
  •  температура питательной воды - 203 ºС.

Котел спроектирован на два вида топлива:

  •  твердое - Куюргазинский и Карагандинский бурый уголь;
  •  жидкое - мазут.

Котел состоит из следующих основных узлов: каркас, топка, барабаны, испарительная поверхность нагрева, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, газовоздуховоды и тягодутьевые установки.

Топочная камера. Котел снабжен экранной камерной топкой. Топочная камера представляет собой шахту с наклонным потолком в верхней части и холодной воронкой в нижней части.

Стены топочной камеры защищены водяными экранами, включенными в систему циркуляции воды котла. Обмуровка топочной камеры выполнена облегченного типа. На боковых стенах топки имеются 2 амбразуры для установки двух газомазутных горелок по одной с каждой стороны на расход 10,0 т/час по мазуту.

Барабаны и сепарационные устройства. Котел снабжен двумя барабанами, вынесенными за пределы обогреваемой зоны. Из этих барабанов, основной нижний барабан (большой) имеет внутренний диаметр 1300, толщину стенки 90мм, а предвключенный или разделительный барабан (малый) имеет внутренний диаметр 900мм и толщину стенки 70мм. Длина барабанов 13300 мм.

Малый барабан соединен с большим пучком пароводоперепускных труб диаметром 76х6.

Питательная вода из водяного экономайзера подводится к большому барабану, из него же отводится насыщенный пар в пароперегреватель. Котловая вода из большого барабана по водоопускным трубам поступает в нижние коллектора экранов.

Из экранов смесь пара и воды (пароводяная эмульсия) поступает в малый барабан, где происходит предварительное (грубое) разделение пара и воды. По пароперепускным и водоперепускным трубам пар и вода поступают из малого в большой барабан.

Пароперегреватель. Пароперегреватель котла состоит из вертикально-подвешенных змеевиков и выполнен из двух ступеней.

Насыщенный пар из основного барабана котла по 105 трубам диаметром 42/32мм поступает в две камеры пароохладителя диаметром 325х35, которые являются входными коллекторами пароперегревателя 1-й ступени. Из камер пароохладителя пар поступает в змеевики первой ступени пароперегревателя и, пройдя их, попадает в два выходных коллектора 1-й ступени диаметром 273х35.

Из этих коллекторов по 6 пароперепускным трубам диаметром 108/90мм пар поступает в 2 входных промежуточных коллектора второй ступени пароперегревателя.

1-я ступень пароперегревателя по ходу дымовых газов расположена за 2-й ступенью.

Движение пара по змеевикам 1-й ступени по отношению движения газов - противоточное.

2-я ступень пароперегревателя расположена в газоходе после фестонного пучка.

Движение пара по змеевикам 2-й ступени по отношению и движению газов прямоточное.

Регулирование температуры перегретого пара производится пароохладителем поверхностного типа или с помощью вентилятора рециркуляции дымовых газов (ВРГ).

    Подвод воды в пароохладитель осуществляется из питательной линии после регулирующих  вентилей, а подогретая в пароохладителе вода отводится в питательную линию после запорных задвижек перед водяным экономайзером.

Водяной экономайзер.  Водяной экономайзер кипящего типа, гладкотрубный, змеевиковый выполнен из двух ступеней, состоит из двух половин (правой и левой). Первая ступень (по ходу воды) водяного экономайзера расположена в газоходе котла между первой и второй ступенями воздухоподогревателя. Вторая ступень установлена непосредственно после пароперегревателя.

    Каждая половина первой ступени экономайзера состоит из нижнего коллектора диаметром 273х35, к которому по трем трубам диаметром 108/90 подводится питательная вода из питательных магистралей, верхнего коллектора диаметром 273х35 и 48 шт. змеевиков. Из верхнего коллектора первой ступени водяного экономайзера вода через 8 перепускных труб диаметром 76х6, подводится к нижним коллекторам 2-й ступени водяного экономайзера. Вторая ступень водяного экономайзера по конструкции одинакова с 1-й ступенью, но состоит из 54 змеевиков.

    От верхнего коллектора 2-й ступени экономайзера питательная вода по 4 отводящим трубам диаметром 108/90 с каждой стороны поступает в большой барабан котла. Змеевики водяного экономайзера соединяются со штуцерами коллекторов при помощи сварки.                                             

    Воздухоподогреватель. Воздухоподогреватель трубчатого типа, двухступенчатый 4-х ходовой по воздуху.

    Трубные решетки подогревателя устанавливаются на балках каркаса котла так, чтобы трубы воздухоподогревателя имели возможность удлиняться вверх при температурных расширениях.

Тепловое расширение воздухоподогревателя воспринимается компенсаторами специальной конструкции. Между второй и первой ступенями воздухоподогревателя установлена в рассечку первая ступень водяного экономайзера. В котле применен высокий подогрев воздуха.

В связи с высокой конечной температурой воздуха часть воздухоподогревателя, т.е. вторая его ступень, расположена в зоне высокой температуры газов после второй ступени водяного экономайзера, что дало возможность значительно сократить его поверхность при выбранной конечной температуре горячего воздуха.

1.2.2.2 Модернизация парового котла при совместной работе с ГТУ

 Чтобы использовать энергетические ГТУ для надстройки парового котла по сбросной схеме, необходимо размещать их в непосредственной близости к котлу для сокращения протяженности весьма больших па габаритным размерам газоходов. Такое условие трудно выполнить при 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. Выходные газы ГТУ по газоходу направляются в горелки парового котла для сжигания в их среде газообразного топлива, т.к. они содержат достаточное количество несгоревшего кислорода ().

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 3000С. Для охлаждения этих газов до температуры 1200С в конвективной шахте газоводяные теплообменники высокого (ТОВД) и низкого давления (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. При этом соблюдаются ограничения по максимальному расходу пара в конденсатор и предельной электрической нагрузке генератора ПТУ. Также возможна установка газосетевых подогревателей (ГСП) для отпуска теплоты внешнему потребителю. Газоводяные подогреватели, выполненные из труб с поперечно-спиральным оребрением, размещены в конвективной шахте.

При сжигании топлива в среде забалластированных продуктами сгорания газов ГТУ температура в зоне активного горения топлива топочной камеры парового котла понижена, что в свою очередь снижает общее количество выбросов NOx  в ПГУ сбросного типа на 25-30% по сравнению с выбросами паросиловых блоков аналогичной мощности.

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. Изменятся также условия работы дымовой трубы, поэтому необходимо пересчитать эпюры статического давления газов в ней и обеспечить ее надежную эксплуатацию.

 

  1.  Газотурбинная установка АЛ-31СТЭ

1.3.1 Краткое описание ГТУ

Газотурбинный двигатель АЛ-31СТЭ является модификацией высокоэффективного двигателя АЛ-31СТ со специально спроектированной силовой турбиной, предназначенной для совместной работы с электрогенератором.

Газотурбинный двигатель АЛ-31СТ был разработан на базе авиационного двигателя АЛ-31Ф и АЛ-31ФП НТЦ им. А. Люльки НПО «Сатурн». После этого на НТЦ им. А. Люльки НПО «Сатурн» был разработан двигатель АЛ-31СТЭ для энергоустановок. В настоящее время двигатель выпускается также в ОАО «УМПО».

АЛ-31СТЭ может использоваться и как самостоятельный агрегат для выработки электроэнергии на ГТЭС, и как один из элементов в составе комбинированных парогазовых электростанций. В качестве топлива для двигателя используется природный газ.

Конструктивно двигатель выполнен в виде двух модулей: модуля газогенератора (ГГ) и модуля силовой турбины (СТ).

ГГ двигателя, разработанный на базе авиационного двухконтурного турбореактивного двигателя, выполнен по двухвальной схеме.

Модули ГГ и СТ собраны на отдельных рамах. При стыковке модулей их рамы соединяются болтами, образуя единую раму, являющуюся основным элементом силовой схемы двигателя. Задний фланец ГГ жестко крепится к переднему фланцу СТ.

Газодинамическая устойчивость компрессора обеспечивается регулируемыми входными направляющими аппаратами (ВНА) и направляющими аппаратами двух первых ступеней  девятиступенчатого компрессора высокого давления (КВД), а при запуске двигателя - выпуском избытка воздуха за четырехступенчатым компрессором низкого давления в атмосферу через клапан перепуска воздуха до набора заданной частоты вращения ротора КНД.

Поворотные лопатки направляющих аппаратов КВД изменяют углы установки линейно в зависимости от частоты вращения ротора КВД.

Атмосферный воздух через входное устройство поступает в компрессор двигателя.

В промежуточном корпусе за КНД воздух разделяется на два потока - наружный и внутренний.

Поток воздуха внутреннего контура поступает в КВД, где происходит его дальнейшее сжатие. Из КВД сжатый воздух поступает в кольцевую, камеру сгорания, где разделяется на первичный и вторичный потоки.

Первичный поток сжатого воздуха смешивается в жаровой трубе с топливным газом, подаваемым форсунками. Образовавшаяся смесь сгорает при постоянном давлении, в результате чего образуются продукты сгорания с высокой температурой.

Вторичный поток воздуха обтекает стенки камеры сгорания, постоянно подмешивается через смесительные отверстия в жаровой трубе к продуктам сгорания и формирует заданное температурное поле перед турбиной.

Кинетическая энергия продуктов сгорания при расширении на рабочих лопатках турбин высокого и низкого давления преобразуется в механическую работу вращения роторов высокого и низкого давления.

ТВД  приводит во вращение ротор КВД, а ТНД  - ротор КНД.

Смесь продуктов сгорания, имеющая достаточную кинетическую энергию, после ТНД поступает в силовую турбину, которая через выходной вал с полумуфтой  приводит во вращение ротор электрогенератора.

Воздушный поток из наружного контура сначала поступает в воздухо-воздушный теплообменник, где нагревается от воздуха, отобранного за КВД. Далее он охлаждает корпуса камеры сгорания и турбины ГГ и подмешивается к основному потоку продуктов сгорания перед силовой турбиной.

Первая часть воздуха, отобранного за КВД, подмешивается к продуктам сгорания после КС, вторая часть после теплообменника поступает на охлаждение соплового аппарата и рабочих лопаток ТВД, а оставшийся воздух смешивается с основным потоком газов после ТНД.

На рисунках 1.2 и 1.3 представлены продольные разрезы модуля газогенератора и силовой турбины двигателя АЛ-31СТН, который предназначен для привода газоперекачивающих агрегатов. АЛ-31СТЭ отличается от него тем, что:

  •  АЛ-31СТН имеет трехступенчатую силовую турбину, а АЛ-31СТЭ – пяти-;
  •  АЛ-31СТН рассчитана на частоту вращения ротора СТ 5300 об/мин, а АЛ-31СТЭ – 3000об/мин;
  •  Номинальная мощность АЛ-31СТН составляет 16 МВт, а АЛ-31СТЭ – 18 МВт.

Основные характеристики  двигателя АЛ-31СТЭ приведены в таблице 1.4

Таблица 1.4 − Основные характеристики  двигателя АЛ-31СТЭ на номинальном режиме

Наименование характеристики

Величина

1

Мощность силовой турбины на валу, МВт

18

2

Степень повышения давления в компрессоре

17,05

3

Температура газов за камерой сгорания, К

1548,6

4

Температура газов за силовой турбиной, К

762

5

Эффективный КПД, %

36±0,5

6

Расход воздуха через двигатель, кг/с

64,88

7

Частота вращения ротора силовой турбины, об/мин

3000

8

Топливо

Природный газ

9

Габариты:

- длина по оси, мм

- максимальная высота, мм

- максимальная ширина, мм

4880

2118

1950

10

Межремонтный ресурс, ч

15000…25000

11

Общетехнический ресурс, ч

45000…75000

12

Общетехнический ресурс силовой турбины, ч

60000…100000




Таблица 1.5 – Перечень обозначений, используемых на рисунке 1.3

1 – насос откачки

12 – роликовый подшипник задней опоры ротора ТНД

2 – входной направляющий аппарат

13 – роликовый подшипник задней опоры ротора ТВД

3 – ротор КНД

14 – воздухо – воздушный теплообменник

4 – шариковый подшипник задней опоры ротора КНД

15 – вал ротора ТНД

5 – модуль ЦКП

16 – вал ротора ТВД

6 – ротор КВД

17 – шариковый подшипник передней опоры ротора КВД

7 – НА IX ступени КВД

18 – роликовый подшипник передней опоры ротора ТНД

8 – низкоэмиссионная камера сгорания Z – 28

19 – рессора

9 – клапан перепуска воздуха

20 – привод агрегатов конический

10 – ротор ТВД

21 – роликовый подшипник передней опоры ротора КНД

11 – ротор ТНД

22 – кок

А – входной корпус двигателя

Е – передний корпус наружного контура

Б – корпус с форсунками

Ж – средний корпус наружного контура

В – корпус ВНА

И – задний корпус наружного контура

Г – корпус КНД

К – корпус термопар

Д – промежуточный корпус компрессора

На основании описания разработана математическая модель двигателя, расчетная схема которой представлена на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 – Расчетная схема модели двигателя АЛ-31СТЭ

1 – входное устройство; 2 – КНД; 3 – КВД; 4 – вход топлива; 5 – камера сгорания; 6 – отбор воздуха на подогрев; 7 – канал; 8 – воздухо-воздушный теплообменник; 9 – подмешивание охлаждающего воздуха за КС; 10 – отбор воздуха на охлаждение ТВД; 11 – ТВД; 12 – вход газа на охлаждение ТНД; 13 – имитация подогрева воздуха наружного контура КС и элементов статора; 14 – ТНД; 15 – подмешивание охлаждающего воздуха за ТНД; 16 – канал; 17 – подмешивание воздуха наружного контура; 18 – канал; 19 – вход охлаждающего воздуха; 20 – СТ; 21 – ЭГ; 22 – выходное устройство; 23 – начальные условия; 24 – общие результаты.

  1.  Результаты расчета ГТУ

Расчет климатических характеристик выполнен с помощью системы математического моделирования DVIGwT в курсовой работе [8]. Результаты расчета основных параметров ГТУ при температуре наружного воздуха  приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Основные параметры ГТУ при  

Наименование

Значение

Температура воздуха, [К]                                                   

275.15

Теплотворная способность топлива, [кДж/кг]                                 

50000

Коэффициент избытка воздуха на выходе из СТ, [-]     

3.8379

Расход газа на выходе из СТ, [кг/с]                  

70,0636

Температура газа на выходе из СТ, К

740,48

Эффективная мощность СТ, [кВт]                      

19560     

Частота вращения электрического генератора, [об/мин]     

3000

Электрическая мощность электрического генератора, [КВт]

19168.8

Абсолютный электрический кпд, [%]                                  

36.6598

Суммарная степень повышения давления, [-]                          

18.0133

Суммарная степень понижения давления, [-]                          

15.8235

Суммарный расход воздуха, [кг/сек]                                 

69.0182

Суммарный расход топлива, [кг/сек]                                 

1.04577

Удельная мощность, [кВт*с/кг]                                      

277.736

Удельный расход топлива                                            

0.1964

Удельный расход условного топлива на электроэнергию, [г у.т./кВтч]

318.674

Электрическая мощность установки, [кВт]                            

19168.8

1.4 Предварительное согласование совместной работы

ПТУ и ГТУ

Комбинированная парогазовая установка представляет собой паротурбинный контур на базе промышленно-теплофикационной турбины ПТ-30-90/10, надстроенный газотурбинным блоком – ГТУ типа АЛ-31СТЭ. Принципиальная схема комбинированной ПГУ представлена на рисунке 1.5.

Выхлопные газы ГТУ поступают по газоходу в энергетический котел, где большая часть теплоты передается пароводяному рабочему телу и генерируется пар, который направляется в паротурбинную установку для производства электроэнергии и теплоты.

В паровой котел ПГУ подводится дополнительное топливо и дожигается воздух, находящийся в газах на выходе из силовой турбины. Дожигание топлива делается с целью:  стабилизировать параметры газа перед котлом, увеличить мощность установки, а, кроме того, повысить отпуск теплоты внешним потребителям.

Рисунок 1.5 – Принципиальная тепловая схема КПГУ с дополнительным подводом топлива в составе ГТУ типа АЛ-31СТЭ и ПТУ типа ПТ-30-90/10

  1.  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 АЛ-31СТЭ и ПТУ на базе турбины ПТ-30-90/10 является обеспечение паропроизводительности и параметров свежего пара перед турбиной, необходимых для нормальной работы ПТУ.

В данной работе последовательно рассматриваются следующие варианты комбинированной энергетической установки:

1) схема ГТУ с подогревателем сетевой воды (ГТУ-ТЭЦ).

2) схема КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в котле-утилизаторе (КУ);

3) схема КПГУ с дожиганием продуктов сгорания в КУ;

4) схема КПГУ с дожиганием продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла.

Все расчеты произведены с помощью системы математического моделирования DVIGwT.

2.1 Расчет ГТУ с подогревателем сетевой воды (ГТУ-ТЭЦ)

В комбинированной энергоустановке, имеющей ГТУ и ПТУ, возможна автономная работа ГТУ (при отключенной ПТУ).  

В таком варианте для утилизации части теплоты, уходящей с выхлопными газами ГТУ, предусматривается установление подогревателя сетевой воды (ПСВ), в котором вода нагревается выхлопными газами ГТУ. Схема ГТУ с ПСВ приведена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 – Расчетная схема ГТУ с ПСВ

Таблица 2.1 – Результаты расчета ГТУ с ПСВ

Наименование

Значение

Результаты расчёта элемента модели "Вход воды":

Давление воды, [КПа]               

1200

Расход воды, [кг/с]                

251

Степень сухости, [-]               

-0.314132

Температура воды, [0C]             

41.5

Результаты расчёта элемента модели "ПСВ":

Давление воды на выходе, [кПа]                                             

1200

Давление газов на входе в экономайзер на расчетном режиме, [кПа]           

101.427

Давление газов на выходе, [кПа]                                            

101.427

Недогрев воды до температуры насыщения, [0С]                               

120.265

Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с]                           

251

Расход воды на выходе, [кг/с]                                              

251

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

70.0636

Степень сухости на выходе. [-]                                             

-0.258983

Температура воды на выходе, [0C]                                           

67.7

Температура газов на входе в экономайзер, [К]                              

740.48

Температура газов на выходе, [К]                                           

373.184

Температурный напор на горячем конце на расчетном режиме, [0C]             

399.63

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

399.63

Температурный напор на холодном конце на расчетном режме, [0C]             

58.5343

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

58.5343

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

27758.7

ПСВ рассчитывался как газоводяной подогреватель. В качестве исходных данных использовались данные расчета эксплуатационных характеристик ГТУ, параметры воды на входе в ПСВ определены по графику тепловых нагрузок паротурбинной установки при :

.

Принимается минимально допустимая температура газов на выходе из ПСВ 1000С [17]. Тогда максимально возможный расход сетевой воды составит:

.

Максимальный отпуск теплоты внешнему потребителю:

.     (2.1)

Таким образом, вариант ГТУ с ПСВ является вполне приемлемым способом утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ.

  1.  Расчет КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ                     в котле-утилизаторе

Выхлопные газы ГТУ имеют высокую температуру ( К), позволяющую утилизировать их в парогенераторе с целью получения пара.

Связующим элементом между газотурбинным и паротурбинным контуром в КПГУ такого типа является котел-утилизатор, куда сбрасываются отработанные газы после ГТУ и передают теплоту пароводяному телу, т.е. происходит генерация пара, после КУ дымовые газы  сбрасываются в атмосферу (рисунок 2.2).

Генерация пара в установке с КУ обеспечивается за счет сбросной теплоты газовой турбины. Установка такого типа отличается относительно небольшим расходом пара, так как количество теплоты для генерации пара оказывается ограниченным.

На рисунке 2.2 представлена схема комбинированной ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку парового котла-утилизатора (КУ) без дожигания.

Рисунок 2.2 - Схема КПГУ без дожигания топлива:

К – компрессор, КС – камера сгорания ГТУ, ГТ – газовая турбина, КУ – котел-утилизатор,

ПТ – паровая турбина

Рисунок 2.3 - Идеальный цикл КПГУ без дожигания топлива

Рисунок 2.4 – Расчетная схема КПГУ с КУ

Таблица 2.2 – Результаты расчета КПГУ с КУ

Наименование

Значение

Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды":

Давление воды, [КПа]               

12500

Расход воды, [кг/с]                

6.22

Степень сухости, [-]               

-0.551522

Температура воды, [0C]             

203

Удельная энтальпия воды, [кДж/кг]  

870.331

Результаты расчёта элемента модели "ЭК":

Давление воды на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-]                                 

3.8379

Потери давления воды, [кПа]                                                

309

Расход воды на выходе, [кг/с]                                              

6.22

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

70.0636

Средний логарифмический температурный напор, [0C]                          

32.8838

Степень сухости на выходе. [-]                                             

0

Температура воды на выходе, [0C]                                           

316.644

Температура газов на входе в экономайзер, [К]                              

600.008

Температура газов на выходе, [К]                                           

552.651

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

10.2147

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

76.3685

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

3588.82

Удельная энтальпия воды на выходе, [кДж/кг]                                

1441.54

Результаты расчёта элемента модели "ИСП":

Давление пара на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                 

3.8379

Расход воды на входе в испаритель, потребный, [кг/с]                       

6.22

Расход воды на продувку, [кг/с]                                            

0.1244

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

70.0636

Расход пара на выходе, [кг/с]                                              

6.0956

Степень сухости пара на выходе, [-]                                        

1

Температура газов на входе в испаритель, [К]                               

701.317

Продолжение таблицы 2.2

Температура газов на выходе, [К]                                           

600.008

Температура пара на выходе, [0C]                                           

316.644

Температурный напор в точке начала кипения, [0C]                           

10.2145

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

111.523

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

10.2145

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

7812.6

Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг]                                

2710.4

Результаты расчёта элемента модели "ПЕ":

Давление пара на выходе, [кПа]                                                

9811

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                    

3.8379

Потери давления пара, [кПа]                                                   

980

Расход газов на выходе, [кг/с]                                                

70.0636

Расход пара на выходе, [кг/с]                                                 

6.0956

Средний логарифмический температурный напор, [0C]                             

62.3498

Степень сухости пара на выходе, [-]                                           

1.36152

Температура газов на входе в пароперегреватель, [К]                           

740.48

Температура газов на выходе, [К]                                              

701.3

Температура пара на выходе, [0C]                                              

437

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                    

30.3295

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                   

111.507

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                     

3072.25

Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг]                                   

3209.37

При работе КУ имеют место следующие температурные напоры [17]:

- на холодном конце испарительной поверхности нагрева;

- на горячем конце пароперегревательной поверхности нагрева.

Температура газов на входе в ПЕ составляет 7400С, а, следовательно, можно сгенерировать пар с температурой:

      (2.2)

Придерживаясь вышеперечисленных критериев, в результате расчета получается расход пара на выходе из пароперегревателя . Значит, при замене парового котла Е-230-100ГМ котлом-утилизатором с номинальной паропроизводительностью 230т/ч необходимо установить 11 ГТУ.

Уходящие газы после газотурбинной установки содержат в себе большое количество кислорода воздуха (т.е. имеет место высокое значение коэффициента избытка воздуха), поэтому можно реализовать дожигание дополнительного топлива в КУ, с целью повышения паропроизводительности КУ.

  1.  Расчет КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ                     в котле-утилизаторе с дожиганием топлива

Схема КПГУ с дожиганием  топлива представлена на рисунке 2.6. В данном варианте КПГУ комбинированный цикл организован как это показано на рисунке 2.7. В паровом котле предусмотрена встроенная камера дожигания, куда подводится дополнительное топливо. В Т-s координатах  количество переданной теплоты в паровой контур будет эквивалентно площади: .

Рисунок 2.6 - Схема комбинированной ПГУ с КУ с дожиганием топлива

Рисунок 2.7 - Идеальный цикл комбинированной ПГУ с КУ с дожиганием топлива

Варьируя коэффициентом избытка воздуха  в парогенераторе (КУ), можно добиться получения потребного количества теплоты  для паротурбинного контура. Недостатком такой схемы является то, что существует ограничение по минимальному значению  в топке парогенератора, а, следовательно, и по значению .

Рисунок 2.8 – Расчетная схема КПГУ с КУ с дожиганием топлива

Таблица 2.3 – Результаты расчета КПГУ с КУ с дожиганием топлива

Наименование

Значение

Результаты расчёта элемента модели «Вход питат воды»:

Давление воды, [КПа]               

12500

Расход воды, [кг/с]                

8.59

Степень сухости, [-]               

-0.551522

Температура воды, [0C]             

203

Удельная энтальпия воды, [кДж/кг]  

870.331

Результаты расчёта элемента модели «ЭК»:

Давление воды на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-]                                 

3.8379

Потери давления воды, [кПа]                                                

309

Расход воды на выходе, [кг/с]                                              

8.59

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

70.0636

Степень сухости на выходе. [-]                                             

0

Температура воды на выходе, [0C]                                           

316.644

Температура газов на входе в экономайзер, [К]                              

599.995

Температура газов на выходе, [К]                                           

534.458

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

10.201

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

58.1759

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

4956.26

Удельная энтальпия воды на выходе, [кДж/кг]                                

1441.54

Результаты расчёта элемента модели «ИСП»:

Давление пара на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                 

3.8379

Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с]                           

8.59

Расход воды на продувку, [кг/с]                                            

0.1718

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

70.0636

Расход пара на выходе, [кг/с]                                              

8.4182

Степень сухости пара на выходе, [-]                                        

1

Температура газов на входе в испаритель, [К]                               

739.278

Температура газов на выходе, [К]                                           

600.002

Температура пара на выходе, [0C]                                           

316.644

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

149.484

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

10.2084

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

10789.4

Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг]                                

2710.4

Результаты расчёта элемента модели «КД»:

Давление газа на выходе из КС, [кПа]                                       

101.232

Коэффициент избытка воздуха в КС, [-]                                      

3.4425

Коэффициент полного давления в КС, [-]                                     

0.99

Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-]                             

0.995

Относительный расход топлива, [кг топлива/кг вл.воздуха]                   

0.0168927

Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с]                           

70.1837

Расход топлива в камере сгорания, [кг/с]                                   

0.12013

Температура газа на выходе из КС, [К]                                      

812.999

Продолжение таблицы 2.3

Результаты расчёта элемента модели "ПЕ":

Давление пара на выходе, [кПа]                                                

9811

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                    

3.4425

Потери давления пара, [кПа]                                                   

980

Расход газов на выходе, [кг/с]                                                

70.1837

Расход пара на выходе, [кг/с]                                                 

8.4182

Средний логарифмический температурный напор, [0C]                             

74.2602

Степень сухости пара на выходе, [-]                                           

1.5072

Температура газов на входе в пароперегреватель, [К]                           

812.999

Температура газов на выходе, [К]                                              

739.279

Температура пара на выходе, [0C]                                              

510

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                    

29.8492

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                   

149.485

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                     

5889.43

Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг]                                   

3403.01

Установка КД позволяет получить пар с номинальной температурой . Температура газов за камерой дожигания (КД) составит:

      (2.3)

В результате расчета получается расход пара на выходе из пароперегревателя . Значит, при замене парового котла Е-230-100ГМ котлом-утилизатором с КД номинальной паропроизводительностью 230т/ч необходимо установить 8 ГТУ.

  1.  Расчет КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ                     в паровом котле с дожиганием топлива

На рисунке 2.9 представлена расчетная схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ. Выходные газы ГТУ по газоходу направляются в горелки парового котла (КД) для сжигания в их среде газообразного топлива, т.к. они содержат достаточное количество несгоревшего кислорода (). В отличие от котла-утилизатора продукты сгорания сначала проходят испарительные поверхности нагрева, затем пароперегревательные и экономайзерные.

Коэффициент избытка воздуха в топке котла ограничен величиной , а, следовательно, существует ограничение по температуре газов в топке котла.

При расчете тепловой схемы соблюдались следующие минимальные температурные напоры [17]:

- на холодном конце испарительной поверхности нагрева;

- на холодном конце экономайзерной поверхности нагрева;

- на горячем конце пароперегревательной поверхности нагрева.

Рисунок 2.9 - Расчетная схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла

Таблица 2.4 – Результаты расчета КПГУ с сбросом продуктов сгорания в топку парового котла

Наименование

Значение

Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды":

Давление воды, [КПа]               

12500

Расход воды, [кг/с]                

60.75

Степень сухости, [-]               

-0.551522

Температура воды, [0C]             

203

Удельная энтальпия воды, [кДж/кг]  

870.331

Результаты расчёта элемента модели "КД":

Давление газа на выходе из КС, [кПа]                                       

101.335

Коэффициент избытка воздуха в КС, [-]                                      

1.0511

Коэффициент полного давления в КС, [-]                                     

0.99

Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-]                             

0.995

Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с]                           

72.8361

Расход топлива в камере сгорания, [кг/с]                                   

2.77253

Температура газа на выходе из КС, [К]                                      

2070

Результаты расчёта элемента модели "ЭК":

Давление воды на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-]                                 

1.11972

Потери давления воды, [кПа]                                                

309

Расход воды на выходе, [кг/с]                                              

60.75

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

77.3361

Степень сухости на выходе. [-]                                             

0

Температура воды на выходе, [0C]                                           

316.644

Температура газов на входе в экономайзер, [К]                              

883.902

Температура газов на выходе, [К]                                           

506.627

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

294.108

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

30.3444

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

35051.6

Результаты расчёта элемента модели "ИСП":

Давление пара на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                 

1.0511

Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с]                           

60.75

Расход воды на продувку, [кг/с]                                            

1.215

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

72.8361

Продолжение таблицы 2.4

Расход пара на выходе, [кг/с]                                              

59.535

Степень сухости пара на выходе, [-]                                        

1

Температура газов на входе в испаритель, [К]                               

2070

Температура газов на выходе, [К]                                           

1342.71

Температура пара на выходе, [0C]                                           

316.644

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

1480.2

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

752.916

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

76304.7

Результаты расчёта элемента модели "ПЕ":

Давление пара на выходе, [кПа]                                                

9811

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                    

1.08156

Потери давления пара, [кПа]                                                   

980

Расход газов на выходе, [кг/с]                                                

74.8361

Расход пара на выходе, [кг/с]                                                 

59.535

Степень сухости пара на выходе, [-]                                           

1.5072

Температура газов на входе в пароперегреватель, [К]                           

1320.45

Температура газов на выходе, [К]                                              

900.054

Температура пара на выходе, [0C]                                              

510

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                    

537.3

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                   

310.26

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                     

41651.1

 

В результате расчета получен максимальный расход пара на выходе из ПЕ 59,535 кг/с вместо 63,89кг/с. Следовательно, КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ не способна генерировать пар с номинальным расходом.

Температура уходящих газов (т.е. на выходе из ЭК) очень высока и составляет 506,6 К. Поэтому, исходя из рекомендаций [20], для утилизации теплоты уходящих газов до температуры 1300С, в конвективной шахте котла устанавливается газовый подогреватель сетевой воды (ГСП). Расчетная схема представлена на рисунке 2.10.

Рисунок 2.10 - Расчетная схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла с ГСП

 

Таблица 2.5 – Результаты расчета ГСП

Наименование

Значение

Результаты расчёта элемента модели "Вход сет воды":

Давление воды, [КПа]               

1200

Расход воды, [кг/с]                

80

Температура воды, [0C]             

41.5

Результаты расчёта элемента модели "ГСП":

Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-]                                 

1.15171

Недогрев воды до температуры насыщения, [0С]                               

120.265

Расход воды на выходе, [кг/с]                                              

80

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

79.4361

Температура воды на выходе, [0C]                                           

67.7

Температура газов на входе в экономайзер, [К]                              

501.832

Температура газов на выходе, [К]                                           

402.952

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

160.982

Температурный напор на холодном конце, [0C]             

88.3016

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

8847.4

Принимается минимально допустимая температура газов на выходе из ГСП 1300С [20]. Тогда максимально возможный расход сетевой воды составит:

.

Максимальный отпуск теплоты внешнему потребителю:

.     

Таким образом, установка ГСП позволяет дополнительно отпустить 8,782МВт тепловой энергии, «разгрузить» сетевой подогреватель в тепловой схеме ПТУ и выработать больше электрической мощности паровой турбиной.


  1.  Сопоставление результатов расчета тепловых схем КПГУ со сбросом продуктов сгорания в котел-утилизатор и в топку парового котла для существующего режима ПТУ

3.1 Результаты расчета КПГУ с дожиганием топлива

Расчетная схема КПГУ с КУ с дожиганием представлена на рисунке 2.8. Увеличивая температуру газов в камере дожигания Тт, добиваются потребного расхода пара на выходе из пароперегревателя (см. таблицу 1.1), а следовательно и QПГ. При этом выдерживается температурный напор на холодном конце экономайзера в 300С [17]. Результаты расчета КПГУ представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Результаты расчета КПГУ с КУ с дожиганием топлива для существующего режима ПТУ

Наименование

Значение

Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды":

Давление воды, [КПа]               

12500

Расход воды, [кг/с]                

32.435

Степень сухости, [-]               

-0.551522

Температура воды, [0C]             

203

Результаты расчёта элемента модели "ЭК":

Давление воды на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-]                                 

1.71147

Потери давления воды, [кПа]                                                

309

Расход воды на выходе, [кг/с]                                              

32.435

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

71.363

Степень сухости на выходе. [-]                                             

0

Температура воды на выходе, [0C]                                           

316.644

Температура газов на входе в экономайзер, [К]                              

736.841

Температура газов на выходе, [К]                                           

506.325

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

147.047

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

30.0424

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

18714.4

Результаты расчёта элемента модели "ИСП":

Давление пара на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                 

1.71146

Расход воды на входе в испаритель, потребный, [кг/с]                       

32.435

Расход воды на продувку, [кг/с]                                            

0.6487

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

71.363

Расход пара на выходе, [кг/с]                                              

31.7863

Степень сухости пара на выходе, [-]                                        

1

Температура газов на входе в испаритель, [К]                               

1200.14

Температура газов на выходе, [К]                                           

736.841

Температура пара на выходе, [0C]                                           

316.644

Продолжение таблицы 3.1

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

610.346

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

147.048

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

40739.8

Результаты расчёта элемента модели "КД":

Давление газа на выходе из КС, [кПа]                                       

101.232

Коэффициент избытка воздуха в КС, [-]                                      

1.7114

Коэффициент полного давления в КС, [-]                                     

0.99

Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-]                             

0.995

Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с]                           

71.3629

Расход топлива в камере сгорания, [кг/с]                                   

1.29937

Температура газа на выходе из КС, [К]                                      

1438.6

Результаты расчёта элемента модели "ПЕ":

Давление пара на выходе, [кПа]                                                

9811

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                    

1.7114

Потери давления пара на расчетном режиме, [кПа]                               

980

Потери давления пара, [кПа]                                                   

980

Расход газов на выходе, [кг/с]                                                

71.3629

Расход пара на выходе, [кг/с]                                                 

31.7863

Степень сухости пара на выходе, [-]                                           

1.5072

Температура газов на входе в пароперегреватель, [К]                           

1438.6

Температура газов на выходе, [К]                                              

1200.15

Температура пара на выходе, [0C]                                              

510

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                    

655.452

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                   

610.352

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                     

22237.9

Аналогичным образом рассчитывается КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла с дожиганием топлива (см. рисунок 2.9). Результаты расчета представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Результаты расчета КПГУ с сбросом продуктов сгорания в топку парового котла для существующего режима ПТУ

Наименование

Значение

Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды":

Давление воды, [КПа]               

12500

Расход воды, [кг/с]                

32.435

Степень сухости, [-]               

-0.551522

Температура воды, [0C]             

203

Результаты расчёта элемента модели "КД":

Давление газа на выходе из КС, [кПа]                                       

101.338

Коэффициент избытка воздуха в КС, [-]                                      

1.6978

Коэффициент полного давления в КС, [-]                                     

0.99

Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-]                             

0.995

Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с]                           

71.3824

Расход топлива в камере сгорания, [кг/с]                                   

1.31823

Температура газа на выходе из КС, [К]                                      

1447.6

Результаты расчёта элемента модели "ЭК":

Давление воды на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-]                                 

1.8085

Потери давления воды, [кПа]                                                

309

Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с]                           

32.435

Продолжение таблицы 3.2

Расход воды на выходе, [кг/с]                                              

32.435

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

75.8824

Степень сухости на выходе. [-]                                             

0

Температура воды на выходе, [0C]                                           

316.644

Температура газов на входе в экономайзер, [К]                              

724.235

Температура газов на выходе, [К]                                           

506.297

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

134.441

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

30.0145

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

18714.4

Результаты расчёта элемента модели "ИСП":

Давление пара на выходе, [кПа]                                             

10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                 

1.6978

Потери давления пара, [кПа]                                                

0

Расход воды на входе в испаритель, потребный, [кг/с]                       

32.435

Расход воды на продувку, [кг/с]                                            

0.6487

Расход газов на выходе, [кг/с]                                             

71.3824

Расход пара на выходе, [кг/с]                                              

31.7863

Степень сухости пара на выходе, [-]                                        

1

Температура газов на входе в испаритель, [К]                               

1447.6

Температура газов на выходе, [К]                                           

1005.08

Температура пара на выходе, [0C]                                           

316.644

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                 

857.806

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                

415.285

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                  

40739.8

Результаты расчёта элемента модели "ПЕ":

Давление пара на выходе, [кПа]                                                

9811

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-]                                    

1.747

Потери давления пара, [кПа]                                                   

980

Расход газов на выходе, [кг/с]                                                

73.3824

Расход газов на расчетном режиме, [кг/с]                                      

73.3824

Расход пара на входе на расчетном режиме, [кг/с]                              

31.7863

Расход пара на выходе, [кг/с]                                                 

31.7863

Средний логарифмический температурный напор, [0C]                             

174.701

Степень сухости пара на выходе, [-]                                           

1.5072

Температура газов на входе в пароперегреватель, [К]                           

988.608

Температура газов на выходе, [К]                                              

736.972

Температура пара на выходе, [0C]                                              

510

Температурный напор на горячем конце, [0C]                                    

205.458

Температурный напор на холодном конце, [0C]                                   

147.178

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт]                                     

22237.9

Анализируя результаты расчета двух схем, можно утверждать, что сбрасывать продукты сгорания в топку парового котла неэкономично с термодинамической точки зрения по сравнению со сбросом в топку котла-утилизатора, т.к. имеет место разница в температурах дожигания топлива (следовательно, и в расходах топлива):

;

.

Эта разница связана, прежде всего, с присосами холодного воздуха из котельного цеха в газовоздушный тракт котла.

Процесс теплообмена в котле-утилизаторе отличается от теплообмена в паровом котле. Это связано с различием в последовательности расположения теплообменных поверхностей нагрева в данных парогенераторах. Поэтому имеет место отличие в температурных напорах на концах поверхностей. Для наглядности построены Q-T-диаграммы для КУ и ПК, которые представлены на рисунках 3.1 и 3.2.

Рисунок 3.1 – Q-T-диаграмма процесса теплообмена в котле-утилизаторе

Рисунок 3.2 – Q-T-диаграмма процесса теплообмена в паровом котле

Теплопроизводительность парогенератора в двух случаях одинакова:

.

Разница между расчетным и потребным значением теплопроизводительности ПГ составляет:

.

3.2 Энергетические показатели КПГУ с дожиганием топлива

Таблица 3.3 - Уточненные  результаты расчета КПГУ с дожиганием  топлива

Наименование параметра

Обозначение

Результат

Размерность

КУ

ПК

Температура в топке

1438,6

1447,6

К

1165,45

1174,45

оС

Теплопроизводительность парогенератора

81692,1

81692,1

кВт

Расход дополнительного топлива в топку

1,29937

1,31823

кг/с

4,67773

4,74563

т/ч

Расход условного топлива в топку котла
(дополнительного)

2,21735

2,24954

кг/с

7,98246

8,09834

т/ч

Расход условного топлива в газотурбинной
установке (основного)

1,78447

1,78447

кг/с

6,42410

6,42410

т/ч

Полный расход условного топлива на комбинированную установку

4,00182

4,03401

кг/с

14,40655

14,52244

т/ч

Таблица 3.4 - Энергетические показатели КПГУ с дожиганием топлива

Наименование параметра

Обозначение

Формула

Результат

Размерность

КУ

ПК

Электрическая мощность КПГУ

NЭКПГУ

NЭПТУ + Nе ГТУ

39168,8

39168,8

кВт

Расход теплоты топлива на электростанцию

QКПГУ

GТ ОСНQРН ОСН+GТ ДОП QРН ДОП

117253,5

118196,5

кВт

Расход теплоты топлива на производство электроэнергии

QЭКПГУ

QКПГУ  - QТП

64565,8

65508,8

кВт

Электрический КПД КПГУ по производству электроэнергии

ηЭКПГУ

NЭКПГУ /QЭКПГУ

0,6066

0,5979

-

КПД КПГУ "брутто"

ηБРКПГУ

(NЭКПГУ +QТП) / QКПГУ

0,7834

0,7771

-

Удельный расход теплоты на КПГУ

qКПГУ

1/ηБРКПГУ

1,2764

1,2868

-

Продолжение таблицы 3.4

Удельный расход условного топлива на КПГУ

bУ КПГУ

34,12/ηБРКПГУ

43,551

43,906

г у.т./МДж

Расход условного топлива в топку парогенератора (дополнительного)

BПГУ ДОП

2,21735

2,24954

кг у.т./с

7,98246

8,09834

т у.т./ч

Расход условного топлива в КПГУ (основного)

BГТУУ ОСН

1,78447

1,78447

кг у.т./с

6,42410

6,42410

т у.т./ч

Полный расход условного топлива на КПГУ

BКПГУУ

4,00182

4,03401

кг у.т./с

14,40655

14,52244

т у.т./ч

Таблица 3.5 - Удельные параметры КПГУ

Наименование параметра

Обозначение

Формула

Результат

Размерность

КУ

ПК

Количество утилизированной теплоты после ГТУ

QУТИЛ

17,9327

17,9327

МВт

Удельный расход топлива в ГТУ

СеУТИЛГТУ

GТ ОСН / (NГТУ+QУТИЛ)

101,4654

101,4654

г/(кВт*ч)

Удельный расход условного топлива  в газотурбинной установке

bГТУУ

173,1493

173,1493

г у.т./(кВт*ч)

Расход условного топлива в газотурбинном контуре на выработку электроэнергии

0,9220

0,9220

кг у.т./с

Расход условного топлива в паротурбинном контуре на выработку электроэнергии

0,9085

0,9085

кг у.т./с

Удельный расход условного топлива  в КПГУ на выработку электроэнергии

bЭУ.КПГУ

168,241

168,241

г у.т./(кВт*ч)

Расход условного топлива на отпуск теплоты на КПГУ

ВТУ

2,4948

2,5148

кг у.т./с

Удельный расход условного топлива на  отпуск теплоэнергии КПГУ

bТУ

ВТУ /QТП

47,3507

47,7303

г у.т./МДж

Расход теплоты топлива на ГТУ

QГТУ

27,013

27,013

МВт

Электрический (эффективный) КПД КПГУ

0,7303

0,7303

-

Продолжение таблицы 3.5

КПД КПГУ

0,7834

0,7772

-

Удельный расход условного топлива  на КПГУ

bКПГУУ

156,838

158,099

г у.т./(кВт*ч)

В результате расчета энергетических параметров комбинированных установок получаем, что сброс продуктов сгорания в топку котла-утилизатора выгоден, но незначительно, по сравнению со сбросом в топку существующего парового котла. Это подтверждается значениями полного расхода условного топлива на КПГУ, удельного расхода условного топлива, а также КПД КПГУ. Однако, снос парового котла и установка котла-утилизатора требует гораздо больше капитальных вложений, чем реконструкция существующего котла.

Основным недостатком рассмотренных выше двух схем является высокое значение температуры уходящих газов, что связано с высокой температурой питательной воды. Для понижения температуры уходящих газов можно предложить следующие схемы утилизации тепла:

  •  установка ГСП;
  •  частичное вытеснение регенерации.

Предлагаемые схемы требуют предварительной разработки, что выходит за рамки данной работы.

Таким образом, совместная работа ГТУ АЛ-31СТЭ и ПТУ ПТ-30-90/10 возможна по схеме КПГУ с дожиганием топлива как в котле-утилизаторе, так и паровом котле Е-230-100ГМ. При этом теплопроизводительность парогенератора  достаточна для необходимой генерации пара.


4 Анализ вариантов тепловых схем КПГУ по показателям тепловой эффективности

Сравнение эффективности автономно работающих газотурбинной установки АЛ-31СТЭ и паротурбинной установки ПТ-30-90/10 с эффективностью комбинированной установки, схема которой приведена на рисунке 1.5.

Сравнение проводится для КПГУ, работающей как с котлом-утилизатором с дожиганием топлива, так и с паровым котлом.

Рассчитаем некоторые энергетические показатели для раздельно работающих ГТУ и ПТУ:

а) электрическая мощность комбинированной установки

,          (4.1)

;

б) расход условного топлива в комбинированной установке

,           (4.2)

– см. таблицу 1.3.

Тогда расход условного топлива на комбинированную установку определяется по формуле:

;

в) удельный расход условного топлива на комбинированную установку определяется по формуле:

,            (4.3)

;

г)  КПД ПТУ по производству электроэнергии

;

д) эффективный КПД ГТУ

.

Результаты расчета энергетических показателей комбинированной установки  приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Сравнение показателей тепловой экономичности

Показатель

Обозначение

ГТУ+ ПТУ

КПГУ с КУ

КПГУ с ПК

Электрическая мощность

, МВт

39,1688

39,1688

39,1688

Расход условного топлива на установку

186,217

156,838

158,099

Удельный расход условного топлива

4,75147

4,00182

4,03401

КПД по производству электрической энергии

0,3666/0,6852

0,7303

0,7303

Сравнение результатов, приведенных в таблице 4.1 показывает, что комбинированная энергоустановка как с КУ, так и с ПК эффективнее раздельно работающих ГТУ и ПТУ: при одинаковом полезном эффекте (вырабатываемой электрической мощности и отпускаемому теплу) как полный , так и удельный  расходы условного топлива меньше в КПГУ, чем при раздельном варианте работы установок, составляющих комбинированную установку. КПГУ также имеет более высокий КПД по выработке электроэнергии.

Сравнение ГТУ с ГТУ-ТЭЦ (ГТУ с ПСВ).

КПД брутто ГТУ с ПСВ:

,            (4.4)

где   –  количество теплоты, подведенное в камере сгорания ГТУ:

.

.

Удельный расход топлива

,         (4.5)

где  - теплота, отданная газами (см. таблицу 2.1),

.

Для удобства сравнения показатели тепловой экономичности установок даны в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Сравнение показателей тепловой экономичности

Показатель

Обозначение

ГТУ

ГТУ с ПСВ

Электрическая мощность

19,1688

19,1688

Удельный расход топлива

,

318,674

92,123

КПД брутто

0,3666

0,8936

Сравнение параметров, приведенных в таблице 4.2, показывает преимущество схемы ГТУ с ПСВ перед простой ГТУ с точки зрения тепловой экономичности. Утилизация выхлопных газов от ГТУ в ПСВ дает выигрыш в удельном расходе топлива, равный:

.

 Значение КПД увеличивается по сравнению с базовой ГТУ только в результате утилизации теплоты сбросных продуктов сгорания после турбины ГТУ в подогревателе сетевой воды.


Заключение

В результате проведения аналитического расчета вариантов схем КПГУ, исследованы 2 тепловых схемы комбинированных энергоустановок: КПГУ со сбросом продуктов в топку котла-утилизатора с дожиганием топлива и со сбросом в топку существующего парового котла Е-230-100ГМ. Обе схемы обеспечивают потребную теплопроизводительность (), которая выдает необходимые параметры пара перед турбиной ПТ-30-90/10. Необходимо подчеркнуть, что сбрасывать продукты сгорания в топку парового котла неэкономично с термодинамической точки зрения по сравнению со сбросом в топку котла-утилизатора, т.к. имеет место разница в температурах дожигания топлива 90С (следовательно, и в расходах топлива 0,01889 кг/с). Эта разница связана, прежде всего, с присосами холодного воздуха из котельного цеха в газовоздушный тракт котла.

Основным недостатком рассмотренных двух схем является высокое значение температуры уходящих газов, что связано с высокой температурой питательной воды. Для понижения температуры уходящих газов можно предложить следующие схемы утилизации тепла:

  •  установка ГСП;
  •  частичное вытеснение регенерации.

Предлагаемые схемы требуют предварительной разработки, что выходит за рамки данной работы.

При сравнении энергетических показателей раздельно работающих ГТУ и ПТУ с КПГУ можно выделить следующие основные положения:

  •  уменьшение расхода условного топлива при применении КПГУ;
  •  уменьшение удельного расхода условного топлива;
  •  увеличение электрического КПД  КПГУ по сравнению с ПТУ.

В качестве одного из вариантов использования теплоты уходящих из ГТУ выхлопных газов была рассмотрена схема ГТУ с ПСВ. Результаты расчета данной схемы показали, что при одинаковой электрической мощности схем ГТУ и ГТУ с ПСВ происходит снижение удельного расхода топлива, обусловленное утилизацией теплоты выхлопных газов ГТУ в подогревателе сетевой воды.

Таким образом, результаты расчета показали, что реализация любой схемы комбинированной установки, в которой осуществляют утилизацию теплоты выхлопных газов, приводит к улучшению показателей тепловой эффективности  энергетической установки.


Список использованных источников

  1.  Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. Службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 – М.: Издательство МЭИ, 1999.

2. Арьков Ю.Г. , Шайхутдинов З.Г. Конвертирование АД для использования в наземных энергетических установках.- Уфа: изд УАИ, 1986- 82 с.

3. А.М.Ахметзянов «Термогазодинамические расчеты авиационных ГТД» - Уфа: УАИ, 1982.

  1.  Инструкция по эксплуатации парового котла Е-230-100 ГМ (ТКЗ) Уфимской ТЭЦ-3. – Уфа, 2006. – 76 с.
  2.  Инструкция по эксплуатации турбогенератора ПТ-30-90 УТМЗ ст. №5 Уфимской ТЭЦ-3. – Уфа, 2004. – 38 с.

6. Каталог газотурбинного оборудования. Газотурбинные технологии. Газпром, 2006.

7. Моделирование работы элементов авиационных ГТД в системе DVIGw: Практикум по курсу «Теория, расчет и проектирование АД и ЭУ»/ Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т; Сост.: Х.С. Гумеров, О.Н. Иванова. – Уфа, 2005. – 74 с.

8. Наземная газотурбинная энергетическая установка с силовой турбиной. Прототип АЛ-31СТЭ. Курсовой проект по дисциплине «Теория и расчет ГТУ» студ. К. Н. Брезгин. Руковод. И. М. Горюнов.– Уфа: УГАТУ, 2007.–63 с.

9. Полещук И. З. Расчет тепловой схемы комбинированной парогазовой установки электростанции: учебное пособие/ И. З. Полещук; Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т. – Уфа: УГАТУ, 2007. – 47с.

10. Полещук И. З. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: учебное электронное издание: учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции». – Уфа: УГАТУ, 2005.

11. Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-30-90/10. Курсовой проект по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции» студ. К.Н. Брезгин. Руковод. И. М. Горюнов.– Уфа: УГАТУ, 2007.–49 с.

12. Руководство по эксплуатации двигателя АЛ-31СТН. ОАО «НПО Сатурн» НТЦ им. А. Люльки. – Рыбинск, 2005.

13. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 447с

14. Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок: Учебник/ В.И. Бакулев, В.А. Голубев, Б.А. Крылов и др.; Под редакцией В.А. Сосунова, В.М. Чепкина – М.: Изд-во МАИ, 2003 – 688 с.

15. Тепловой расчет (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное и дополненное. – СПб.: Издательство НПО ЦКТИ, 1998. – 256 с.

16.Теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/под ред.
А. В. Клименко, В. М. Зорина. 3-е изд., перераб. и доп. – М.: МЭИ.- (ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА. Справочная серия в 4-х книгах)– Т.3: Тепловые и атомные электростанции, 2003.– 648с.

17. Цанев, С. В. Газотурбинные и парогазовые установки электростанций: учебное пособие – М.: МЭИ, 2002. – 580 с.

18. Щегляев А.В. Паровые турбины: Учеб. для вузов. – 3-е изд., перераб. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1955. – 320 с.

19. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1960. – 367 с.

20. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. для техникумов. – Л.: Энергоатомиздат. Ленинг. отд-ние, 1989. – 280 с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

52867. Конкурсна програма «Who knows English better» 517.5 KB
  Мета: формувати мовну й мовленнєву компетенції в рамках вивчених тем, удосконалювати вміння учнів з аудіювання, читання та усного мовлення; розвивати вміння переносити знання та навички в нову ситуацію; формувати здатність працювати в парі, групі; виховувати любов до навчання.
52868. Свято англійської мови для 1-4 класів 172 KB
  Storyteller: Dear children! Hope you like fairy-tales very much! You know an old story about the wolf and 7 little kids, don’t you? Now the play begins! Once upon a time there lived Mother Goat and her 7 little kids. ( Mother Goat has a milk can in her hand. She wants to go to the market. Her kids are around her.)
52869. Розвиток комунікативних здібностей школярів на уроках англійської мови 188.5 KB
  Наприклад якщо учні познайомилися один з одним на початку нового шкільного року в них ніколи потім не виникає потреби знову це робити. Учні в класі як правило не мають потреби ставити запитання про те як пройти чи проїхати кудись у певному напрямку але вони мусять знати як це робити в реальних життєвих ситуаціях. Наприклад спочатку учні відпрацьовують команди напрямку.
52870. План-конспект уроку для 4 класу за темою „Christmas” 161 KB
  Тhis day people usually visit their friends. There is a lot of dancing and eating. People bring a piece of coal for good luck. People decorate trees with toys, send greeting cards and find presents in their stockings. People send cards to people they love. They don`t write their names.
52871. СТВОРЕННЯ ТА ВИКОРИСТАННЯ ЕЛЕКТРОННОГО СУПРОВОДУ УРОКІВ АНГЛІЙСЬКОЇ МОВИ 319.5 KB
  Важливого значення з огляду на це набуває питання використання у педагогічному процесі мультимедійних засобів навчання МЗН. Іноземна мова – це навчальний предмет який в силу своєї специфічності створення для учнів штучного мовного середовища передбачає найбільш гнучке і широке використання різних технічних засобів навчання. Головною метою навчання іноземних мов у загальноосвітніх навчальних закладах є надбання учнями вмінь та навичок грамотного використання іноземної мови у реальних життєвих ситуаціях не тільки повсякденного але й...
52872. ШЛЯХИ ЕФЕКТИВНОГО ВИКОРИСТАННЯ ПІСЕННОГО МАТЕРІАЛУ НА УРОКАХ АНГЛІЙСЬКОЇ МОВИ 123 KB
  Музика, а саме пісня іноземною мовою, має великі можливості для реалізації навчально-виховних завдань на уроках англійської мови. Важлива роль полягає саме в методично правильному доборі пісенного матеріалу та методики його використання.
52874. ШЛЯХИ ЕФЕКТИВНОГО ВИКОРИСТАННЯ ПІСЕННОГО МАТЕРІАЛУ НА УРОКАХ АНГЛІЙСЬКОЇ МОВИ 164.5 KB
  У структуру гри як процесу входять: а ролі узяті на собі граючи; б ігрові дії як засіб реалізації цих ролей; в ігрове вживання предметів тобто заміщення реальних речей ігровими умовними; г реальні відносини між граючи; д сюжет зміст область дійсності умовно відтворена в грі. Рольові ігри Ідея використання рольової поведінки на уроці одержала підкріплення з боку теорії ролей розробленої соціологами і соціопсіхологамі. Ігри позитивно впливають на формування пізнавальних інтересів школярів сприяють усвідомленому освоєнню іноземної...
52875. Особливості навчання англійської мови молодших школярів 216 KB
  У сучасних умовах іноземна мова розглядається як засіб спілкування і залучення до культури іншого народу. Це поступово стає домінуючою стратегією викладання іноземної мови в початковій школі. Особлива увага приділяється навчанню іноземної мови школярів в початкових класах, бо в дитинстві схильність до вивчення мов набагато більша.