49024

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОМБИНИРОВАННОЙ ПГУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Курсовая

Энергетика

Схема КПГУ с дожиганием продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла и подводом дополнительного топлива и воздуха КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла без дожигания топлива: при этом генерация пара в котле – утилизаторе осуществляется только за счет теплоты выхлопных газов...

Русский

2013-12-19

1.29 MB

78 чел.

Министерство образования и науки Российской  Федерации

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ   АВИАЦИОННЫЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра  АТиТ

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОМБИНИРОВАННОЙ ПГУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

по дисциплине «Комбинированные парогазовые установки»

Группа      ТЭС-501

Студент                 _________              _______         Кутлубаева О.А.

                           ( подпись )                 ( дата )          ( и. ,о. , фамилия )        

Консультант           _________            _______         Искаков К.М.

Принял                   _________            _______          Искаков К.М

Содержание

Аннотация

3

Введение

4

1. Принципиальная схема и основные энергетические характеристики базовой паротурбинной установки

5

2. Термодинамический расчет базовой ГТУ при пнд отн = 1 и Тн= 258К.

7

3. Аналитический расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки

7

3.1. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания в паровом котле-утилизаторе комбинированной энергоустановки

7

3.2. Расчет парогенераторной установки с учетом затрат теплоты на подогрев воздуха в воздухоподогревателе

8

3.3. Схема ГПТУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла

13

3.4. Схема комбинированной ПГУ с дожиганием продуктов сгорания в топке парового котла

14

3.5. Схема КПГУ с дожиганием продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла и подводом дополнительного топлива и воздуха

18

3.6. Энергетические характеристики комбинированной ПГУ

18

4. Сопоставительный анализ вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки по показателям тепловой экономичности

22

5. Принципиальная схема и основные энергетические характеристики комбинированной ПГУ электростанции

22

Вывод

24

Список литературы

25

Приложение

26


Аннотация

В данной курсовой работе был произведен выбор тепловой схемы комбинированной парогазовой установки (КПГУ). При этом паровой контур ПТУ на базе турбины типа ПТ-135-130 надстраивается газовым контуром ГТУ – 25 ПЭР. Расчет схемы комбинированной парогазовой установки производился на режиме, соответствующем номинальному для базовой установки (ПТУ), т.е. при температуре наружного воздуха равной -150С.

Для выбора тепловой схемы КПГУ предлагается предварительно последовательно рассчитать следующие схемы:

1. КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла без дожигания топлива: при этом генерация пара в котле – утилизаторе осуществляется только за счет теплоты выхлопных газов;

2. КПГУ с дожиганием топлива: для выработки пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая сжиганием дополнительного количества топлива в камере дожигания котла – утилизатора;

3. КПГУ с дожиганием топлива и дутьем воздуха, когда вместе с дополнительным топливом в котел – утилизатор поступает дополнительное количество воздуха.

Главным критерием выбора схемы КПГУ служит теплопроизводительность котла – утилизатора, которая должна быть равной потребной.

В результате была выбрана схема работы КПГУ с дожиганием топлива, которая обеспечивала параметры пара, необходимые для нормальной работы турбины Т-250-240. При этом были получены следующие основные энергетические характеристики КПГУ:

электрическая мощность КПГУ                         ;

полный расход условного топлива на КПГУ    ;

удельный расход условного топлива на КПГУ  ;

электрический КПД КПГУ                                   ;

В качестве еще одного варианта утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ  была рассмотрена схема ГТУ – ТЭЦ. Расчет схемы производился при ТН=-15 0С и . После расчета такой схемы получили следующие параметры:

количество теплоты для теплофикации   Q тф    =34,085;

удельный расход топлива                          Се тф   =    0.099;

КПД теплофикации                                    кпд е тф=    0.727;

КПД установки ГТУ – ТЭЦ                       кпд тэц =    0.8479.


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 540-565 °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 (два года) время, 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 схема и основные энергетические характеристики базовой паротурбинной установки.

Принципиальная тепловая схема (ПрТС) современной паротурбинной электростанции представляет собой схему, характеризующую преобразования тепла в электрическую энергию, а также снабжение ими потребителей со стороны.

ПрТС – показывает только основные потоки рабочего тела. Однотипное или одинаковое оборудование на схеме условно изображают в виде одного агрегата, а резервное оборудование и арматуру не показывают. Составление принципиальной тепловой схемы является важнейшим этапом при разработке проекта электростанции. От правильного выбора всех элементов оборудования, который производят в процессе разработки тепловой схемы электростанции, зависят надежность и экономичность ее работы.

В настоящей работе представлена принципиальная тепловая схема промышленно – отопительной ТЭЦ на базе турбоустановки ПТ–135–130 (рис.1.1.) номинальной мощностью 135 МВт, с параметрами свежего пара 12,75 МПа, 565 ºС. Максимальная мощность турбины 165 МВт.

Рис.1.1.Принципиальная тепловая схема промышленно – отопительной ТЭЦ на базе турбоустановки ПТ–135–130.

Таблица 1.1. Основные параметры тепловой схемы ТЭЦ при .

Параметр

Обозначение

Значение

Размерность

Полный расход теплоты на турбоустановку

521,89

МВт

1878,8

ГДж/ч

Расход теплоты на отопление (по турбоустановке)

133,166

МВт

478,99

ГДж/ч

Расход теплоты на производственные потребители

361,184

МВт

1299,17

ГДж/ч

Общий расход теплоты на внешних потребителей

361,184

МВт

1299,17

ГДж/ч

Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии

156,25

МВт

562,5

ГДж/ч

КПД по производству электроэнергии

0,8722

-

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

1,1463

-

Тепловая нагрузка парогенераторной установки

534,293

мВт

1923,45

ГДж/ч

Коэффициент полезного действия трубопроводов

0,976

-

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии

0,786

-

КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на  отопление

0,894

 -

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

156,36

Удельный расход условного топлива по производству и отпуску тепловой энергии для турбоустановки

34,118

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

3,27

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по станции

37,388

Расход теплоты топлива на станцию

663,73

мВт

2389,42

ГДж/ч

КПД ТЭЦ "брутто"

0,859

-

Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ

1,1641

-

Затраты на собственные нужды станции

0,03

-

КПД ТЭЦ "нетто"

0,833

-

Удельный расход условного топлива "нетто"

40,96

Электрическая мощность турбоагрегата

141,599

мВт

Расход условного топлива на производство и отпуск теплоты на станцию

12,169

кг/с

Полный расход условного топлива на станцию

19,450

кг/с

Расход условного топлива по станции на выработку электроэнергии

7,282

кг/с


2.
Термодинамический расчет базовой ГТУ при  и .

Таблица 2.1. Основные параметры расчет базовой ГТУ при  и .

Мощность на выходном валу

Ne

31200

Удельная мощность

NeУД

348

Удельный расход топлива

Сe

0,178

Эффективный КПД

0,405

Удельный расход тепла

QУД

8800

Мощность свободной турбины

NCT

31268,27

кВт

Коэффициент полезной работы

0,6365

Температура газа за свободной турбиной

740

К

Расход газа за свободной турбиной

78,83

Расход топлива в камере сгорания

     1,51

3. 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 ГТП – 25АЛ и ПТУ на базе турбины ПТ-135-130 является обеспечение паропроизводительности и параметров свежего пара перед турбиной, необходимых для нормальной работы ПТУ.

В рамках этой курсовой работы предлагается последовательно рассмотреть следующие варианты комбинированной энергетической установки:

1. ГТУ с ПСВ, когда теплота уходящих газов ГТУ идет на нагревание воды в сетевом подогревателе ( ГТУ - ТЭЦ);

2. ГПТУ без дожигания топлива, когда теплота уходящих газов ГТУ поступает в котел-утилизатор, где используется для выработки пара, который потом срабатывается на паровой турбине;

3. комбинированную ПГУ с дожиганием топлива, когда для выработки пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая сжиганием дополнительного количества топлива в камере дожигания котла-утилизатора;

4. схема КПГУ с дожиганием продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла и подводом дополнительного топлива и воздуха.

3.1. ГТУ с ПСВ, когда теплота уходящих газов ГТУ идет на нагревание воды в сетевом подогревателе ( ГТУ - ТЭЦ);

В данном варианте для утилизации части теплоты, уходящей с выхлопными газами ГТУ, предусматривается установление подогревателя сетевой воды, в котором вода нагревается выхлопными газами ГТУ. Схема ГТУ с ПСВ приведена на рисунке 3.3.1.

Рисунок 3.1.1.  Схема ГТУ с ПСВ

Расчет ГТУ с ПСВ произведен на ЭВМ, программа PSV.exe, файл исходных данных PSV.dat. ПСВ рассчитывался как нижний сетевой подогреватель. В качестве исходных данных использовались данные расчета эксплуатационных характеристик ГТУ[2], характеристики используемого топлива и параметры воды на входе в ПСВ, определенные по графику тепловых нагрузок при ТНАР=-5 0С.

Распечатка результатов расчета приведена в таблице 3.1.1.

Таблица 3.3.1. Результаты расчет ГТУ с ПСВ

----------------------- исходные данные -----------------------------------

| Тт псв  =  373.1500| Тт      =  740.0000

| Твод вх =  323.1500| Ne      =31200.0000

| Gт сек  =    1.5400| Hu      =50000.0000

| Gт с доп=    0.0000| Lo      =   17.0000

| Gг сек  =   87.1800| Th      =  258.0000

----------------------- результаты расчета --------------------------------

| q т     =    0.0180| r псв   =    0.8801| Q тф уд = 4951.6283

| i т*    =  768.1765| кпд е тф=    0.7270| в тф    =  168.9457

| i т псв*=  377.1936| кпд псв =    0.7611| у       =    0.9153

| Q тф    =34085.8881| Се тф   =    0.0990| кпд тэц =    0.8479

При использовании в блоке с паротурбинным контуром ГТУ, когда теплота уходящих газов ГТУ идет на нагревание воды в сетевом подогревателе, может обеспечить только часть потребной теплоты.

3.2. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания в паровом котле-утилизаторе комбинированной энергоустановки.

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

Значения коэффициентов полиномов приведены в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1. Значения коэффициентов полиномов

Коэффициент полинома

Воздух

Топливо

Прир.газ

Реакт.топл.

Диз.топл

Газотурб.

Моторное

Мазут

а0

-3,249

6,4795

14,9222

17,736

17,7364

17,5974

18,4484

а1

1041,03

1905,3201

967,9242

655,46

655,459

667,6335

560,0989

а2

-181,506

1780,1695

2190,8209

2327,705

2327,705

2312,744

2321,343

а3

325,642

-897,7537

-1322,1012

-1463,55

-1463,55

-1451,36

-1473,31

а4

-165,149

445,9016

579,8299

624,473

624,4726

619,6413

622,6376

а5

29,43

-92,8715

-107,4772

-112,35

-112,346

-111,575

-110,926

Под условной энтальпией топлива nT* 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»:

Показатели углеводородных топлив, принятых к применению в расчетах

Показатели углеводородных топлив сведены в таблицу 3.1.2.

Таблица 3.2.2. 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. Низшая теплота сгорания QPH, кДж/кг

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  hГ

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

.

Здесь:

  •  8 кг – масса кислорода, необходимого для окисления 1 кг водорода;
  •  8/3 кг – масса кослорода, необходимого для окисления 1 кг углерода.
  •  0,232 – массовая доля кислорода в воздухе

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

Расчет полиномов для парогенератора ПТУ

Тип топлива – природный газ

Таблица 3.2.3. Расчет энтальпий воздуха и продуктов горения топлива

№ члена полинома

СРТН

СРТВ

СРТКУ

СРТУХ

nTКУ

nTУХ

Воздух

Топливо

0

-3,249

-3,249

-3,249

-3,249

6,4795

6,4795

1

279,15327

562,15836

2485,8013

440,51354

4549,561

806,2362

2

-13,05108

-52,92715

-1034,8895

-32,499724

10149,96

318,7499

3

6,2787591

51,276892

4433,4816

24,673085

-12222,5

-68,0206

4

-0,853861

-14,04271

-5368,8583

-5,294846

14495,89

14,29606

5

0,0408018

1,3513227

2284,5347

0,3992657

-7209,25

-1,25995

Теплосо-

держание

268,31888

544,56771

2796,8208

424,54232

9770,101

1076,481

Температуры для расчета парогенератора ПТУ

ТН

ТВ

ТКУ

ТУХ

258

540

2387,8195

273

Расчет парогенераторной установки с учетом затрат теплоты на подогрев воздуха в калорифере

Расчет парогенератора базовой ПТУ необходим для оценки потребного количества теплоты, необходимого для генерации заданного расхода пара с заданными параметрами на паротурбинный контур с учетом затрат теплоты на подогрев воздуха в калорифере (регенеративном воздухоподогревателе).

Тепловая схема парогенератора ПТУ показана на рисунке 3.2.1.

Рисунок 3.2.1. Условная тепловая схема котельной установки (парогенератора) ПТУ:

1- воздухоподогреватель, 2- топка, 3- парогенератор.

Таблица 3.2.4. Исходные данные

Тип топлива

 

Газ

 

Низшая теплота сгорания топлива

QРН 

50000

кДж/кг

Стехиометрический  коэффициент

LO

17,01149425

 

Коэффициент полноты сгорания

 

0,995

 

Относительное теплосодержание топлива

 

0,005

 

Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя

ТВ

540

К

Коэффициент избытка воздуха в топке парогенератора

 

1,05

 

Расход теплоты топлива на станцию (на генерацию пара) - без учета включения ПВК

QТЭЦ=QПГ/hПГ

663730

кВт

Температура уходящих газов

ТУХ

423

К

Температура наружного воздуха

ТН

258

К

КПД воздухоподогревателя

 

0,98

 

1. Тепловой баланс в топке котла:

.

Поделив на GB, получим:

            

                                               

Совместное решение уравнений (3.1) и (3.2) дает:

;

Зададимся температурой в топке котла :

T'КУ=

2387,82

К

-8,9578E-08

 

Получим:  ТКУ=2387,82К.

2. Относительный расход теплоты в воздухоподогревателе

Подставив известные значения, получим:

.

3. Суммарная теплопроизводительность парогенератора

.

После деления на , получим:   , отсюда

.

Тогда .

4. Количество теплоты на подогрев воздуха

.

5. Расход воздуха

6. Расход топлива

;

.

7. Расход условного топлива

;

.

Результаты расчета парогенератора

Результаты расчета парогенератора сведены в таблицу 3.1.5.

Таблица 3.2.5. Результаты расчета парогенератора

Таблица 1.3. Результаты расчета парогенератора

1

Температура в топке котла

TКУ

2387,82

К

2114,67

0С

2

Относительный расход теплоты топлива  на подогрев воздуха

0,096806

 

3

Суммарная теплопроизводительность парогенератора

727983,2

кВт

4

Количество теплоты на подогрев воздуха

64253,24

кВт

5

Расход воздуха

GB

254,6298

кг/с

6

Расход топлива

GT

14,25534

кг/с

51,31921

т/час

7

Расход условного топлива

BУ

24,320

кг ут/с

87,55154

т ут/ч


3. 3. Схема КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла без дожигания топлива.

Выхлопные газы ГТУ имеют высокую температуру (Тг = 778,3 К), позволяющую утилизировать их в парогенераторе с целью получения пара.

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

Генерация пара в установке с КУ обеспечивается за счет сбросной теплоты газовой турбины в T-s координатах – площадь 5’-5-4-3’-5’ = Qут. Установка такого типа отличается относительно небольшим расходом пара, так как количество теплоты для генерации пара оказывается ограниченным.

На рисунке 3.3.1. представлена схема комбинированной ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку парового котла-утилизатора (КУ) без дожигания.

         Рисунок 3.3.1. – Схема КПГУ без дожигания топлива,

где К – компрессор, КС – камера сгорания ГТУ, ГТ – газовая турбина,

КУ – котел-утилизатор, ПТ – паровая турбина.

           

                                                

Рисунок 3.3.2 Идеальный цикл КПГУ без дожигания топлива.

Для возможности оценки согласованной работы ГТУ и ПТУ необходим их расчет на одном и том же режиме нагрузки, т.е. при одинаковых атмосферных условиях. Для нас таковыми являются температура окружающей среды tн=-150С и атмосферное давление Рн=0,1013 МПа.

3. 4. Схема комбинированной ПГУ с дожиганием продуктов сгорания в топке парового котла.

Схема КПГУ с дожиганием  топлива представлена на рисунке 3.4.1. В данном варианте цикл организован тем же образом, что и в пункте 3.3, но в паровом котле предусмотрена встроенная камера дожигания, куда подводится дополнительное топливо. В Т - s координатах (рисунок 3.4.2) количество переданной теплоты в паровой контур будет эквивалентно площади: 5’-5-4д-4’д-5’) .

Рисунок 3.4.1  Схема комбинированной ПГУ с дожиганием топлива

          

                 

Рисунок 3.4.2 Идеальный цикл комбинированной ПГУ с дожиганием топлива

Варьируя коэффициентом избытка воздуха aпг в парогенераторе, можно добиться получения потребного количества теплоты Qпг для паротурбинного контура. Недостатком установки такого типа является то, что существует ограничение по минимальному значению aпг = 1,05 а следовательно и по значению Qпг.

Расчет полиномов для котла – утилизатора с дожиганием топлива

Таблица 3.4.4. Топливо

Топливо

Вид

Основное

Природный газ

Дополнит-ое

Природный газ

Таблица 2.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов горения топлива

 

№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

770,36516

2298,2474

440,51354

1409,9369

4206,296

806,236

4206,296

806,236

2

-99,39269

-884,6159

-32,499724

974,82082

8676,111

318,75

8676,111

318,75

3

131,95795

3503,7736

24,673085

-363,79135

-9659,46

-68,021

-9659,46

-68,0206

4

-49,52253

-3922,866

-5,294846

133,71062

10591,72

14,2961

10591,72

14,2961

5

6,5305365

1543,2974

0,3992657

-20,608247

-4870,14

-1,26

-4870,14

-1,25995

Теплосодерж.

756,68943

2534,5878

424,54232

2140,5482

8951,004

1076,48

8951,004

1076,48

Температуры КУ с дожиганием топлива

Т*Т

ТКУ

ТУХ

740

2387,82

373

Комбинированная ГТУ с котлом – утилизатором с дожиганием топлива

Условная тепловая схема ГТУ с котлом – утилизатором и дожиганием топлива показана на рисунке 3.4.3.

Рис.3.4.3. Условная тепловая схема комбинированной ГТУ с котлом-утилизатором с дожиганием топлива:

ГГ- газогенератор, СТ- свободная турбина, КУ- котел-утилизатор.

Таблица 3.4.5. Исходные данные

Тип основного топлива (топливо в ГТУ)

 

Прир.газ

 

Стехиометрический коэф. основного топлива

L 

17,0114943

 

Низшая теплота сгорания

QРН о

50000

кДж/кг

Тип дополнительного топлива (в КУ)

 

Прир.газ

 

Стехиометрический коэффициент дополнительного топлива

L0.ДОП 

17,0114943

 

Низшая теплота сгорания дополнительного топлива

QРН ДОП 

50000

кДж/кг

Относительное теплосодержание дополнительного топлива

 

0,005

 

Коэффициент полноты сгорания дополнительного топлива

 

0,995

 

Расход основного топлива

GT.o 

1

кг/с

Температура на выходе из ГТУ

T*T =T*C 

740

К

Расход газа на выходе из ГТУ

GC 

87,18

кг/с

Коэффициент избытка воздуха в топке КУ (минимальный)

 

1,05

 

Температура уходящих газов

TУХ 

423,15

К

Температура наружного воздуха

TН 

258

К

Расход воздуха в ГТУ при ТН

GВ 

92

кг/с

Коэф. избытка воздуха в ГТУ

 

5,40810811

 

Относительный расход основного топлива

 

0,01086957

 

Потребная теплопроизводительность парогенератора ПТУ

 

663730

кВт

Эффективная мощность ГТУ

 

31200

кВт

Электрическая мощность ПТУ

 

135000

кВт

Общий расход теплоты на внешних потребителей

QТП

361184

кВт

Последовательность расчета котла – утилизатора с дожиганием топлива

1. Тепловой баланс в топке

,

или

.

Поделив на GB, получим:

,

где

;  .

 

.

Коэффициент избытка воздуха в топке КУ:

Откуда

;

          

Совместное решение уравнений (3.3) и (3.4) дает:

.

Задаемся температурой в топке котла – утилизатора :

Т*КУ=

2207,6

К

-8,352E-07

Откуда: .

2. Расход дополнительного топлива в топку котла – утилизатора:

;

3. Тепловая нагрузка (теплопроизводительность) котла – утилизатора:

.

Таким образом, получаем:

.

Как видно из результатов расчета КПГУ, теплопроизводительность котла – утилизатора , что не обеспечивает потребное количество теплоты, равное .

Таблица 3.4.6. Результаты расчета КПГУ с дожиганием топлива

Температура в топке котла

T*КУ

2207,65839

К

1934,50839

0С

Теплопроизводительность КУ

QКУ

234682,539

кВт

Расход дополнительного топлива в топку котла

GT.ДОП

4,15057915

кг/с

14,9420849

т/час

Расход условного топлива в топку котла (дополнительного)

ВКУУ.доп

7,08072461

кг/с

25,4906086

т/час

Расход условного топлива  в газотурбинной установке (основного)

ВГТУУо

1,70596063

кг/с

6,14145826

т/час

Полный расход условного топлива  на комбинированную установку "КУ с дожиганием"

ВГПТУУ

8,78668523

кг/с

31,6320668

т/час

3.5. Энергетические характеристики КПГУ с дожиганием топлива

Таблица 3.5.1 Исходные данные для расчет удельных параметров КПГУ

Электрическая мощность газотурбинной установки

NЭГТУ

Значение из климатических характеристик ГТУ

31,2

МВт

Электрическая мощность паротурбинной установки

NЭПТУ

Значение берется из курсовой работы по ТЭС АЭС

135

МВт

Удельный расход условного топлива  в паротурбинном контуре на выработку электроэнергии

вЭПТУ

Значение берется из курсовой работы по ТЭС АЭС

156,36

г/(кВтч)

Общий расход теплоты на внешних тепловых потребителей

QТ.П

Значение берется из курсовой работы по ТЭС АЭС

361,184

МВт

Расход теплоты топлива на выработку электроэнергии в паротурбинном контуре

QЭПТУ

Значение берется из курсовой работы по ТЭС АЭС

156,25

МВт

Теплота сгорания условного топлива

 

29308

кДж/кг

3.6 КПГУ С КУ С ДОЖИГАНИЕМ ТОПЛИВА И ДОПОЛНИТЕЛЬНЫМ

ПОДВОДОМ ВОЗДУХА (ДУТЬЕМ)

Условная тепловая схема КУ с дожиганием топлива

и дополнительным вводом воздуха приведена на рисунке 8.

Таблица 3.6.1. Исходные данные

Тип основного топлива

 

Прир.газ

 

Стехиометрический коэф. основного топлива

L 

17,01149

 

Низшая теплота сгорания

QРН о

50000

кДж/кг

Тип дополнительного топлива

 

Прир.газ

 

Стехиометрический коэф. дополнительного топлива

L0.ДОП 

17,01149

 

Низшая теплота сгорания

QРН ДОП 

50000

кДж/кг

Относительное теплосодержание

 

0,005

 

Коэф. Полноты сгорания

 

0,995

 

Расход основного топлива

GT.o 

1

кг/с

Температура на выходе из ГТУ

T*T =T*C 

740

К

Расход газа на выходе из ГТУ

GC 

87,18

кг/с

Коэф. избытка воздуха в топке КУ

 

1,05

 

Температура уходящих газов

TУХ 

423,15

К

Расход воздуха в ГТУ

GВ1 

86,18

кг/с

Коэф. избытка воздуха в ГТУ

 

5,065986

 

Относительный расход основного топлива

 

0,011604

 

Теплопроизводительность парогенератора (на генерацию пара)

QТЭЦ

663730

кВт

Температура воздуха после воздухоподогревателя

T*В2 

540

К

Температура наружного воздуха

ТН

258

К

КПД воздухоподогревателя

 

0,98

 

801434,9

3.7 Последовательность расчета котельной установки

Относительный расход дополнительного воздуха

1. Тепловой баланс в топке котла-утилизатора:

или:

Поделив на GB1, получим выражение (3.1) :

(3.1)

2. Суммарный коэффициент избытка воздуха в топке котла :

(3.2)

3. Суммарная теплопроизводительность парогенератора :

Или:

(3.3)

Или:

(3.4)

Совместное решение уравнений (3.1), (3.2), (3.3), (3.4), дает:

задаваясь произвольным значением температуры ТКУ, К

2319,436

К

4,66E-08

 С помощью меню "сервис-поиск решения", "приравниваем" значение во вспомо-

гательной-"целевой" ячейке D77 к нулю, "изменяя"  ячейку В77

Откуда истинное значение температуры:

ТКУ=

2319,436

qт.доп=

0,051144

3,03151

4. Расход дополнительного воздуха в топку котла:

219,9758

кг/с

5. Расход теплоты на подогрев дополнительного воздуха

63893,43

кВт

6. Суммарная теплопроизводительность парогенератора

801434,426

кВт

7. Расход дополнительного топлива в топку котла :

14,96166

кг/с

53861,98

кг/ч

3.8 Результаты расчета КПГУ с КУ с дожиганием топлива

и дополнительным подводом воздуха в топку (дутьем)

Результаты расчета котла - утилизатора с дожиганием дополнительного топлива

и дутьем сведены в таблицу 3.8.1

Таблица 3.8.1 Результаты расчета

1

Температура в топке котла

T*КУ

2319,43625

К

2046,28625

0С

2

Суммарная теплопроизводительность парогенератора

QПГ

801434,426

кВт

3

Количество теплоты на подогрев дополнительного воздуха

63893,4259

кВт

4

Расход дополнительного воздуха в топку котла

GB2

219,975793

кг/с

5

Расход дополнительного топлива в топку котла

GT.ДОП

14,96166

кг/с

53,861976

т/час

6

Расход условного топлива в топку котла (дополнительного)

ВКУУ.доп

25,5240029

кг/с

91,8864104

т/час

7

Расход условного топлива  в газотурбинной установке (основного)

ВГТУУо

1,70596063

кг/с

6,14145826

т/час

8

Полный расход условного топлива  на комбинированную установку "КУ с дожиганием и дутьем"

ВПГУУ

21,9396431

кг/с

100,582715

т/час

                                                                                              

4. Сопоставительный анализ вариантов тепловых схем по показателям тепловой экономичности.

А. Сравнение раздельно работающих ГТУ 25 ПЭР и ПТУ ПТ-135-130 с КПГУ

Сравнение проводится для КПТУ, работающей по подобранной выше схеме КПГУ с дожиганием топлива и дополнительным подводом воздуха в топку (дутьем).

Рассчитаем некоторые энергетические показатели для раздельно работающих ГТУ и ПТУ.

а) Электрическая мощность:

.

б) Расход условного топлива:

,

где

  •  расход условного топлива на ГТУ:

;

;

  •  расход условного топлива на ПТУ:

- из [1].

Тогда

.

в) Удельный расход условного топлива:

;

;

.

г)   - КПД ПТУ по производству электроэнергии:

;

- эффективный КПД ГТУ:

.

Таблица 4.1. Сравнение показателей тепловой экономичности

Показатель

Обозначение

ГТУ, ПТУ

КПТУ

Электрическая мощность

166,2

166,2

Расход условного топлива на установку

22,046

21,93

Удельный расход условного топлива

150,48

147,57

КПД по производству электрической энергии

0,386

0,786

0,874

Анализ результатов показывает, что КПГУ эффективнее раздельно работающих ГТУ и ПТУ: при одинаковом полезном эффекте (вырабатываемой электрической мощности и отпускаемому теплу) как полный (ВУ), так и удельный (bУ) расходы  условного топлива меньше у КПГУ, чем при раздельном варианте работы установок. КПГУ также имеет более высокий КПД по выработке электроэнергии.

Вывод

В курсовой работе после проведения аналитического расчета вариантов схем КПГУ, подобрали тепловую схему три ГТУ плюс ПТУ: КПГУ с дожиганием топлива и дополнительным подводом воздуха в топку(дутьем).  Именно эта схема обеспечивает потребную теплопроизводительность котла – утилизатора (), которая выдает необходимые параметры пара перед турбиной. Необходимо подчеркнуть, что данное условие выполняется при коэффициенте избытка воздуха в топке, равном .

При сравнении энергетических показателей раздельно работающих ГТУ и ПТУ с КПГУ пришли к следующему:

  1.  расход условного топлива при применении КПГУ снизился на 0.116. т. е. относительное уменьшение расхода условного топлива равно:

.

  1.  Относительное уменьшение удельного расхода условного топлива при применении КПГУ составляет

.

  1.  Относительное увеличение электрического КПД  КПГУ по сравнению с ПТУ:

.

Список литературы

1) Расчет принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки ПТ-135-130: Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции». Выпол. О.А Кутлубаева ИФУГАТУ, каф. АТиТ, 2004.

2) Наземная газотурбинная энергетическая установка со свободной силовой турбиной: Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине «Теория и расчет ГТУ». Выпол. О.А Кутлубаева УГАТУ, каф. АТиТ, 2004.

3) Влияние начальных параметров на тепловую экономичность газопаротурбинной установки: Методические указания к лабораторной работе по дисциплинам «Тепловые и атомные электрические станции», «Технология централизованного производства электроэнергии и теплоты». Сост. И. З. Полещук. – Уфа: УГАТУ; 2002. – 26 С.

4) Рихтер Л. А., Елизаров Д. П., Лавыгин В. М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 216 с., ил.

5) Рихтер В. Я. Тепловые электрические станции. – 2-е изд. Перераб. и доп. – М.: Энергия, 1976. – 448 с., ил.

Приложение.

Рис. 1. КПГУ с дожиганием топлива для схемы три ГТУ плюс ПТУ.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

6262. Потребители и рынки 110 KB
  Потребители и рынки Модель поведения потребителей. Характеристика потребителей. Потребительский рынок. Рынок предприятий. Любой фирме для обеспечения коммерческого успеха необходимо: выяснить конечного п...
6263. Забезпечення ефективного планування та організації освітнього процесу дошкільного навчального закладу 80.82 KB
  Забезпечення ефективного планування та організації освітнього процесу дошкільного навчального закладу. План Забезпечення ефективного планування та організації освітнього процесу дошкільного навчального закладу. Особливості ос...
6264. Методы принятия управленческих решений в условиях определенности 133 KB
  Методы принятия управленческих решений в условиях определенности Введение. Принятие решений в менеджменте Принятие решений - особый вид человеческой деятельности, направленный на выбор наилучшего способа достижения поставленной цели. Другими сл...
6265. Оптимизационные методы принятия управленческого решения в условиях определенности 229.5 KB
  Оптимизационные методы принятия управленческого решения в условиях определенности Содержание Управленческие решения в однокритериальных задачах. Построение экономико-математической модели. Математическая модель задачи линейного про...
6266. Симплексный метод принятия оптимального управленческого решения 113 KB
  Симплексный метод принятия оптимального управленческого решения Содержание Виды математических моделей ЗЛП. Идея симплексного метода нахождения оптимального решения. Алгоритм симплексного метода. Нахождение оптимального решен...
6267. Управленческие решения в задачах распределительного типа 233.5 KB
  Управленческие решения в задачах распределительного типа Содержание Примеры распределительных задач: транспортная и задача о назначениях. Постановка транспортной задачи и ее математическая модель. Методы построения плана перевозок Метод ...
6268. Управленческие решения в задачах финансового менеджмента. Схема простых процентов 130.5 KB
  Управленческие решения в задачах финансового менеджмента. Схема простых процентов Содержание Математическое понятие процента. Основные понятия финансовой математики. Основные принципы финансового анализа Принятие решений в финансовых...
6269. Управленческие решения в финансовом менеджменте. Подсчет сложных процентов 229.5 KB
  Управленческие решения в финансовом менеджменте. Подсчет сложных процентов Содержание Начисление сложных годовых процентов Сравнение наращения по простым и сложным процентам Наращение по сложным процентам при нецелом числе лет...
6270. Управленческие решения в конфликтных ситуациях 219.5 KB
  Управленческие решения в конфликтных ситуациях Содержание Теория игр как основа моделирования конфликтных ситуаций. Антагонистические игры (принцип минимакса, седловой элемент, цена игры, решение игры). Доминирование стратегий игро...