Кафедра Промислової теплоенергетики
Розрахунково-графічна робота № 2
з дисципліни «Енергозбереження в теплоенергетиці і
теплотехнології »
на тему: Розрахунок комбінованої газо-паротурбінної установки (ПТУ), що містить топку з киплячим шаром під тиском
Перевірив: ______________
Виконав: ____________
Алмати 2008
ЗМІСТ
1. ЗАВДАННЯ до РГР
2. ОПИС ПРИСТРОЮ РОБОТИ КОМБІНОВАНОЇ газопаротурбінної установки, працюють на твердому паливі, МІСТЯТЬ топки з киплячим шаром під тиском
3. ВИХІДНІ ДАНІ
4. РІШЕННЯ
5. ВИСНОВКИ ПО РОБОТІ
6. СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
Опис пристрою роботи комбінованої газопаротурбінної установки, що працює на твердому паливі, яка містить топку з киплячим шаром під тиском.
(Сібікін Ю.Д., Сібікін М.Ю. «Технологія енергозбереження» М. 2006р. Стор 170-172, Котлер В.Р. «Спеціальні топки енергетичних котлів» М. 1990р. Стор 95-98)
Принципова схема установки показана на рис.
1. Камера з киплячим шаром під тиском
2. пароперегрівач
3. парообразователь з економайзером
4. парова турбіна
5. конденсатор
6. бак для конденсату
7. циклони
8. газова турбіна ГТУ
9. осьовий компресор ГТУ
10. очищувач повітря
11. вугілля
12. доломіт
13. повітря
14. електрогенератор
15. , 16. насоси
17.сепаратор
18.дополнітельная камера згоряння
Представлена на малюнку схема дозволяє здійснити бінарний цикл, коли генерований в котлі пара використовується в паровій турбіні, а продукти згоряння, що мають високий тиск, використовуються в газовій турбіні, що дозволяє істотно підвищити термічний ККД установки, дозволяє зменшити габарити топкових пристроїв і шкідливі викиди в атмосферу , з'являється можливість спалювання низькосортного вугілля.
Коли з киплячим шаром під тиском за габаритами, у порівнянні з котлами звичайного типу, виходять на 60% менше, тому при переозброєнні застарілих ТЕС можна збільшити потужність енергоблоку без використання додаткової території, підвищити економічність енергоблоку, забезпечити дотримання екологічних вимог. Установка може бути виконана в модульному виконанні повністю в заводських умовах. Модулі до місця установки можна транспортувати залізничним і повітряним транспортом, що дозволяє звести до мінімуму обсяг монтажних робіт на місці спорудження ТЕС, скоротити термін будівництва на 25%, скоротити капітальні витрати на 10%.
Установка працює в такий спосіб:
Повітря компресором 9 ГТУ під тиском 1,2-1,6 МПа подається спочатку в корпус 1 топки котла, а потім в камеру з киплячим шаром. Вугілля і доломіт змішуються і пневматичною системою подається в киплячий шар у який занурені труби пароперегрівача 2 котли. Гарячі гази, що утворилися в камері з киплячим шаром, відчищаються в циклонах 7 і подаються в газову турбіну 8 встановлену на одному валу з компресором 9. Частина механічної енергії. вироблюваної газовою турбіною 8. витрачається на стиснення повітря в компресорі 9, а частина йде на привід електрогенератора 14 для отримання електроенергії. Обробивши гази після газової турбіни 8 надходять в регенератор 3 та потім, через вихлопний пристрій в атмосферу. У регенераторі 3 встановлено економайзер, куди з бака конденсатної води 6 насосом 15 подається конденсат під тиском. Тут конденсат, за рахунок утилізації тепла вихлопних газів, нагрівається і надходить у пароперегреватель 2 встановлений у киплячому шарі камери 1. Перегрітий пар, розширюючись в паровій турбіні 4, проводить механічну роботу для приводу електрогенератора 14. Отработавший пар, в турбіні 4 надходить у конденсатор 5, де він конденсується обдаючи тепло воді використовується для побутових і технічних потреб. Отриманий конденсат насосом 16 подається в бак конденсату. Зола з киплячого шару і з циклонів пневмотранспортом подається в бункер. Доломіт підмішується в молярному відношенні Ca / S = 1,9-2. (При температурі близько 850 ° С оксиди реагує з кальцієм доломіту перетворюючись на сульфат кальцію (гіпс), який видаляється разом із золою). Середня швидкість повітря для зрідження шару становить 0,9-1 м / с, а надлишок повітря α = 1,1-1,3. Ефективність горіння 97-99%. Температура в киплячому шарі повинна бути не вище 900 ° С, тому температура газів, що надходять в газову турбіну 8, не більше 850 ° С. Для підвищення температури газів можна частину вугілля піддавати піролізу, а отриманий газ спалювати для підвищення температури в додатковій камері згоряння 18. У результаті цього можна підвищити потужність турбіни. Киплячий шар під тиском розпалюється з допомогою мазутних форсунок, потім переводиться на вугілля. Киплячий шар заввишки 3,5 - 4 м . веде себе стабільно. При повному навантаженні всі труби котла занурені в киплячий шар. Якщо висота шару зменшується, наприклад, після видалення золи, деякі труби виявляються над шаром і навантаження котла зменшується, тому що зменшується кількість тепла переданого трубах, а також зменшується температура газу. Це призводить до зниження потужності парової та газової турбін. Таким чином, регулювання можна здійснювати зміною маси киплячого шару.
У таблиці 1 наведені розрахункові параметри блоків потужністю 200 і 800 МВт, які освоюються в Іспанії (ТЕС Ескатфон).
В Іспанії в якості палива використовуються лігніти, що містять 4-8% сірки, 25-45% золи і 20% вологи. Встановлений на ТЕС Ескатрон котел виробляє 288т / г пари з параметрами 9,5 МПа, 510 ° С. Витрата палива Gт = 65 т / год, вапняку Gізв .= 25т / ч. Установка дозволяє знизити викиди SO2 на 90%, висота шару 3,5 м., тиск у топці 1,2 МПа.
Розрахунок комбінованої газапаротурбінной установки, що працює на твердому паливі, яка містить топку з киплячим шаром під тиском.
ВИХІДНІ ДАНІ
1. Сумарна ступінь підвищення тиску повітря в компресорі ГТУ, ПКЄ = 12,8
2. Витрата повітря через повітряний тракт компресора ГТУ і топку котла Gв = 115 кг / с.
3. Витрата газів, що йдуть з камери з киплячим шаром під тиском приймаємо рівним Gг ≈ Gв = 115 кг / с
4. Коефіцієнт надлишку повітря, що надходить у камеру з киплячим шаром, приймаємо рівним α = 1.2
5. Температура киплячого шару ТКС = 1173 ° К (900 ° С)
6. температура газів, що виходять з камери з киплячим шаром, Т4 '= 1123 ° К (850 ° С)
7. Температура газу, що надходить в газову турбіну ГТУ, приймаємо рівної Т * 4 = 1270 ° К (997 ° С). Газ з температурою Т4 '= 1123 ° К підігріваємо в спеціальній камері до Т * 4 = 1270 ° К, при спалюванні газу, отриманого в результаті піролізу частини твердого палива.
8. Температура повітря на вході в компресор Т * 1 = 288 ° К (15 ° С).
9. Тиск повітря навколишнього середовища Рн = 0.1013 МПа. З урахуванням втрат в очищувач повітря вхідного пристрою ГТУ, тиск на вході в компресор Р1 *= РН * 0,9 = 0.1013 * 0.9 = 0.09117 МПа
10. ККД компресора і турбіни ГТУ приймаємо рівним ηк = 0.85 ηт = 0.91
11.Уголь яке спалюється в топці - Екібастузький
12.Давленіе води і пари в паровому тракті, Рк = 9 МПа
13.Температура перегріву пари, t0 = 550 0С
14.Температура відпрацьованого в турбіні пара t2 = 80 0C
РІШЕННЯ
1. Термодинамічний розрахунок ГТУ.
1.1 Питома робота, що витрачається на адіабатичне стиск 1 кг повітря в компресорі
Температура повітря за компресором.
пригнічений повітря за компресором, або на вході камери з киплячим шаром.
Повітря після компресора під тиском Р3 = 1,17 МПа, температурою Т3 = 651,1 ° К, з витратою Gв = 115 кг / с надходить у камеру з киплячим шаром. Туди ж подається паливо Gт і доломіт Gізв.
Тиск газу перед турбіною газогенератора з урахуванням втрат у камері з киплячим шаром і в додатковій камері згоряння КС буде одно
Температура газів після турбіни газогенератора
Ср.г. при Т4 *= 1270 ° К, і α = 1,1 з монограми Ср.г. = 1,26
Ступінь розширення газів в турбіні газогенератора.
Тиск газів за турбіною газогенератора
Тиск газів за вільної силовою турбіною приймаємо рівним
РСТ = 0,11 МПа
Ступінь розширення газів в силовий турбіні
Питома робота силовий турбіни
При Т5 *= 980 ° К і α = 1,1; СРГ = 1,21;
Температура газів за вільної силовою турбіною
Потужність вільної силовий турбіни
За рахунок газотурбінного циклу отримана електрична потужність
Nе = Nст = 27,577 МВт
Вихідні гази після силової газотурбіни з параметрами Gг = 115 кг / с, РСТ = 0,11 МПа, Тст = 782 ° К (509 ° С) йдуть у котел утилізатор.
2. Розрахунок паротурбінної частини установки.
У котлі утилізаторі встановлюємо тільки економайзер. На рис. 2 наведено графік розподілу температур газів і води по висоті котла утилізатора. На рис.3 показана схема котла утилізатора конденсат з бака 6 насосом високого тиску 15 подається в економайзер 2 котли утилізатора під тиском Рк =
9 МПа. Температура води на вході в економайзер прийнята рівною t3 = 80 ° C. У економайзері вода нагрівається до температури Ts ≤ 250 ° C . З економайзера вода надходить у випарник, а потім у пароперегреватель встановлений у киплячому шарі камери згоряння твердого палива.
У випарники вода нагрівається до температури 300 ° С при якій вона перетворюється в сухий насичений пар з тепломісткості h1 = 2961,5 кДж / кг. Теплота пароутворення складає величину:
2.1 Zn = h1-hs = 2961,5 -1085,7 = тисяча вісімсот сімдесят шість кДж / кг
Сухий насичений пар надходить у пароперегреватель, де пар перегрівається до температури t0 = 550 ° C і його тепломісткість стає рівним h0 = 3512 кДж / кг.
2.2 Температура киплячого шару не перевищує 900 ° С (1173 ° К), тому що парообразователь з пароперегрівом, що знаходяться в киплячому шарі, відбирають тепло.
На малюнку 4 показано розподіл температур води, пари й газу в пароутворювачі і пароперегрівачі.
Перегрітий пар спрацьовує в паровій турбіні до атмосферного тиску Pвих = 0,11 МПа і температури 100 ° С. Тепломісткість пари на виході з турбіни h'вих = 2675,6 кДж / кг.
Отработавший пар конденсується в бойлері до температури t3 = 80 ° C. C тепломісткості h3 = 335 кДж / кг. Теплоперепад відпрацьованої пари і конденсату hбоіл .= h'вих - h3 = 2675,6-335 = 2341 кДж / кг. Це тепло перейде у воду кола циркуляції води системи опалення та гарячого водопостачання.
Найважливішим параметром комбінованої ГПТУ є парове ставлення Тп. Тп = gп / Gг. Парове відношення може бути визначене з рівнянь теплового балансу для економайзера, випарника або пароперегрівача. У киплячому шарі встановлені випарник і пароперегрівник. Рівняння теплового балансу для пароутворювача і пароперегрівача запишеться у вигляді:
2.3 Ср ((h0-h1) + zn) = GгCрг (Т4-T'4)
Тут Т4 з монограм при Т3 = 651,1 ° К і GТ = 0,056
У цьому випадку парове співвідношення буде
2.4
У котлі утилізаторі встановлений тільки економайзер. Рівняння теплового балансу економайзера, згідно рис. 2 запишеться у вигляді
2.5 Gв (hs-h3) = GгCрг (Tтс-T5)
Звідки
2.6
2.7 Вибираємо Тп = 0,65. У цьому випадку вода в економайзері нагріється до температури ts < 250 ° C ?, Тому що Текп = 0,55 <0,65
З рівняння теплового балансу економайзера при Тп = 0,65 слід, що тепломісткість води на виході з економайзера буде
З таблиць випливає, що вода в економайзері нагріється до температури ts = 222 ° C. Подальший нагрів води, пароутворення і перегрів пари забезпечить киплячий шар.
2.8 Кількість пара, яку можна отримати gп = gп * Тп = 115 * 0,65 = 74,75 кг / с. ≈ 269,1 т / ч.
2.9 Для спалювання в топці з киплячим шаром під тиском використовується Екибастузский вугілля. При цьому приймаємо: Wр = 6,5 Aспр = 43,5 Cр = 38,2 Sрп = 0,4 Hр = 3 Nр = 0,8 Oр = 7,3 Qрн = 15,8 МДж / кг Vг = 24 K = 1,35-коеф. размолото.
(Під ред. Григор'єва, Зоріна. Книга 2 р., стор. 362)
2.10 З рівняння Менделєєва знайдений теоретичний витрата сухого повітря.
U0в = 3,9712 м3/кг при ρв = 1,293 кг/м3, L0 = U0в ρв = 5,135 кг возд. / кг палив.
2.11 Коефіцієнт надлишку повітря, що надходить у камеру з киплячим шаром приймаємо рівним α = 1,2
Розрахунково-графічна робота № 2
з дисципліни «Енергозбереження в теплоенергетиці і
теплотехнології »
на тему: Розрахунок комбінованої газо-паротурбінної установки (ПТУ), що містить топку з киплячим шаром під тиском
Перевірив: ______________
Виконав: ____________
Алмати 2008
ЗМІСТ
1. ЗАВДАННЯ до РГР
2. ОПИС ПРИСТРОЮ РОБОТИ КОМБІНОВАНОЇ газопаротурбінної установки, працюють на твердому паливі, МІСТЯТЬ топки з киплячим шаром під тиском
3. ВИХІДНІ ДАНІ
4. РІШЕННЯ
5. ВИСНОВКИ ПО РОБОТІ
6. СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
Опис пристрою роботи комбінованої газопаротурбінної установки, що працює на твердому паливі, яка містить топку з киплячим шаром під тиском.
(Сібікін Ю.Д., Сібікін М.Ю. «Технологія енергозбереження» М. 2006р. Стор 170-172, Котлер В.Р. «Спеціальні топки енергетичних котлів» М. 1990р. Стор 95-98)
Принципова схема установки показана на рис.
1. Камера з киплячим шаром під тиском
2. пароперегрівач
3. парообразователь з економайзером
4. парова турбіна
5. конденсатор
6. бак для конденсату
7. циклони
8. газова турбіна ГТУ
9. осьовий компресор ГТУ
10. очищувач повітря
11. вугілля
12. доломіт
13. повітря
14. електрогенератор
15. , 16. насоси
17.сепаратор
18.дополнітельная камера згоряння
Представлена на малюнку схема дозволяє здійснити бінарний цикл, коли генерований в котлі пара використовується в паровій турбіні, а продукти згоряння, що мають високий тиск, використовуються в газовій турбіні, що дозволяє істотно підвищити термічний ККД установки, дозволяє зменшити габарити топкових пристроїв і шкідливі викиди в атмосферу , з'являється можливість спалювання низькосортного вугілля.
Коли з киплячим шаром під тиском за габаритами, у порівнянні з котлами звичайного типу, виходять на 60% менше, тому при переозброєнні застарілих ТЕС можна збільшити потужність енергоблоку без використання додаткової території, підвищити економічність енергоблоку, забезпечити дотримання екологічних вимог. Установка може бути виконана в модульному виконанні повністю в заводських умовах. Модулі до місця установки можна транспортувати залізничним і повітряним транспортом, що дозволяє звести до мінімуму обсяг монтажних робіт на місці спорудження ТЕС, скоротити термін будівництва на 25%, скоротити капітальні витрати на 10%.
Установка працює в такий спосіб:
Повітря компресором 9 ГТУ під тиском 1,2-1,6 МПа подається спочатку в корпус 1 топки котла, а потім в камеру з киплячим шаром. Вугілля і доломіт змішуються і пневматичною системою подається в киплячий шар у який занурені труби пароперегрівача 2 котли. Гарячі гази, що утворилися в камері з киплячим шаром, відчищаються в циклонах 7 і подаються в газову турбіну 8 встановлену на одному валу з компресором 9. Частина механічної енергії. вироблюваної газовою турбіною 8. витрачається на стиснення повітря в компресорі 9, а частина йде на привід електрогенератора 14 для отримання електроенергії. Обробивши гази після газової турбіни 8 надходять в регенератор 3 та потім, через вихлопний пристрій в атмосферу. У регенераторі 3 встановлено економайзер, куди з бака конденсатної води 6 насосом 15 подається конденсат під тиском. Тут конденсат, за рахунок утилізації тепла вихлопних газів, нагрівається і надходить у пароперегреватель 2 встановлений у киплячому шарі камери 1. Перегрітий пар, розширюючись в паровій турбіні 4, проводить механічну роботу для приводу електрогенератора 14. Отработавший пар, в турбіні 4 надходить у конденсатор 5, де він конденсується обдаючи тепло воді використовується для побутових і технічних потреб. Отриманий конденсат насосом 16 подається в бак конденсату. Зола з киплячого шару і з циклонів пневмотранспортом подається в бункер. Доломіт підмішується в молярному відношенні Ca / S = 1,9-2. (При температурі близько 850 ° С оксиди реагує з кальцієм доломіту перетворюючись на сульфат кальцію (гіпс), який видаляється разом із золою). Середня швидкість повітря для зрідження шару становить 0,9-1 м / с, а надлишок повітря α = 1,1-1,3. Ефективність горіння 97-99%. Температура в киплячому шарі повинна бути не вище 900 ° С, тому температура газів, що надходять в газову турбіну 8, не більше 850 ° С. Для підвищення температури газів можна частину вугілля піддавати піролізу, а отриманий газ спалювати для підвищення температури в додатковій камері згоряння 18. У результаті цього можна підвищити потужність турбіни. Киплячий шар під тиском розпалюється з допомогою мазутних форсунок, потім переводиться на вугілля. Киплячий шар заввишки 3,5 -
У таблиці 1 наведені розрахункові параметри блоків потужністю 200 і 800 МВт, які освоюються в Іспанії (ТЕС Ескатфон).
| Параметри | Котел PFBC-200 | Котел PFBC-800 |
| тип газової турбіни | GT-35 P | GT-120 P |
| Тиск пари, МПа | 17 | 17 |
| Теплова потужність, МВт | 224 | 920 |
| Потужність ГТУ, МВт | 17 | 76 |
| Потужність парової турбіни, МВт | 72 | 290 |
| Сумарна потужність брутто, МВт | 89 | 366 |
| Сумарна потужність нетто, МВт | 86 | 355 |
| ККД установки, нетто,% | 38,4 | 38,6 |
Розрахунок комбінованої газапаротурбінной установки, що працює на твердому паливі, яка містить топку з киплячим шаром під тиском.
ВИХІДНІ ДАНІ
1. Сумарна ступінь підвищення тиску повітря в компресорі ГТУ, ПКЄ = 12,8
2. Витрата повітря через повітряний тракт компресора ГТУ і топку котла Gв = 115 кг / с.
3. Витрата газів, що йдуть з камери з киплячим шаром під тиском приймаємо рівним Gг ≈ Gв = 115 кг / с
4. Коефіцієнт надлишку повітря, що надходить у камеру з киплячим шаром, приймаємо рівним α = 1.2
5. Температура киплячого шару ТКС = 1173 ° К (900 ° С)
6. температура газів, що виходять з камери з киплячим шаром, Т4 '= 1123 ° К (850 ° С)
7. Температура газу, що надходить в газову турбіну ГТУ, приймаємо рівної Т * 4 = 1270 ° К (997 ° С). Газ з температурою Т4 '= 1123 ° К підігріваємо в спеціальній камері до Т * 4 = 1270 ° К, при спалюванні газу, отриманого в результаті піролізу частини твердого палива.
8. Температура повітря на вході в компресор Т * 1 = 288 ° К (15 ° С).
9. Тиск повітря навколишнього середовища Рн = 0.1013 МПа. З урахуванням втрат в очищувач повітря вхідного пристрою ГТУ, тиск на вході в компресор Р1 *= РН * 0,9 = 0.1013 * 0.9 = 0.09117 МПа
10. ККД компресора і турбіни ГТУ приймаємо рівним ηк = 0.85 ηт = 0.91
11.Уголь яке спалюється в топці - Екібастузький
12.Давленіе води і пари в паровому тракті, Рк = 9 МПа
13.Температура перегріву пари, t0 = 550 0С
14.Температура відпрацьованого в турбіні пара t2 = 80
РІШЕННЯ
1. Термодинамічний розрахунок ГТУ.
1.1 Питома робота, що витрачається на адіабатичне стиск
Температура повітря за компресором.
пригнічений повітря за компресором, або на вході камери з киплячим шаром.
Повітря після компресора під тиском Р3 = 1,17 МПа, температурою Т3 = 651,1 ° К, з витратою Gв = 115 кг / с надходить у камеру з киплячим шаром. Туди ж подається паливо Gт і доломіт Gізв.
Тиск газу перед турбіною газогенератора з урахуванням втрат у камері з киплячим шаром і в додатковій камері згоряння КС буде одно
Температура газів після турбіни газогенератора
Ср.г. при Т4 *= 1270 ° К, і α = 1,1 з монограми Ср.г. = 1,26
Ступінь розширення газів в турбіні газогенератора.
Тиск газів за турбіною газогенератора
Тиск газів за вільної силовою турбіною приймаємо рівним
РСТ = 0,11 МПа
Ступінь розширення газів в силовий турбіні
Питома робота силовий турбіни
При Т5 *= 980 ° К і α = 1,1; СРГ = 1,21;
Температура газів за вільної силовою турбіною
Потужність вільної силовий турбіни
За рахунок газотурбінного циклу отримана електрична потужність
Nе = Nст = 27,577 МВт
Вихідні гази після силової газотурбіни з параметрами Gг = 115 кг / с, РСТ = 0,11 МПа, Тст = 782 ° К (509 ° С) йдуть у котел утилізатор.
2. Розрахунок паротурбінної частини установки.
У котлі утилізаторі встановлюємо тільки економайзер. На рис. 2 наведено графік розподілу температур газів і води по висоті котла утилізатора. На рис.3 показана схема котла утилізатора конденсат з бака 6 насосом високого тиску 15 подається в економайзер 2 котли утилізатора під тиском Рк =
9 МПа. Температура води на вході в економайзер прийнята рівною t3 = 80 ° C. У економайзері вода нагрівається до температури Ts ≤
У випарники вода нагрівається до температури 300 ° С при якій вона перетворюється в сухий насичений пар з тепломісткості h1 = 2961,5 кДж / кг. Теплота пароутворення складає величину:
2.1 Zn = h1-hs = 2961,5 -1085,7 = тисяча вісімсот сімдесят шість кДж / кг
Сухий насичений пар надходить у пароперегреватель, де пар перегрівається до температури t0 = 550 ° C і його тепломісткість стає рівним h0 = 3512 кДж / кг.
2.2 Температура киплячого шару не перевищує 900 ° С (1173 ° К), тому що парообразователь з пароперегрівом, що знаходяться в киплячому шарі, відбирають тепло.
На малюнку 4 показано розподіл температур води, пари й газу в пароутворювачі і пароперегрівачі.
Перегрітий пар спрацьовує в паровій турбіні до атмосферного тиску Pвих = 0,11 МПа і температури 100 ° С. Тепломісткість пари на виході з турбіни h'вих = 2675,6 кДж / кг.
Отработавший пар конденсується в бойлері до температури t3 = 80 ° C. C тепломісткості h3 = 335 кДж / кг. Теплоперепад відпрацьованої пари і конденсату hбоіл .= h'вих - h3 = 2675,6-335 = 2341 кДж / кг. Це тепло перейде у воду кола циркуляції води системи опалення та гарячого водопостачання.
Найважливішим параметром комбінованої ГПТУ є парове ставлення Тп. Тп = gп / Gг. Парове відношення може бути визначене з рівнянь теплового балансу для економайзера, випарника або пароперегрівача. У киплячому шарі встановлені випарник і пароперегрівник. Рівняння теплового балансу для пароутворювача і пароперегрівача запишеться у вигляді:
2.3 Ср ((h0-h1) + zn) = GгCрг (Т4-T'4)
Тут Т4 з монограм при Т3 = 651,1 ° К і GТ = 0,056
У цьому випадку парове співвідношення буде
2.4
У котлі утилізаторі встановлений тільки економайзер. Рівняння теплового балансу економайзера, згідно рис. 2 запишеться у вигляді
2.5 Gв (hs-h3) = GгCрг (Tтс-T5)
Звідки
2.6
2.7 Вибираємо Тп = 0,65. У цьому випадку вода в економайзері нагріється до температури ts <
З рівняння теплового балансу економайзера при Тп = 0,65 слід, що тепломісткість води на виході з економайзера буде
З таблиць випливає, що вода в економайзері нагріється до температури ts = 222 ° C. Подальший нагрів води, пароутворення і перегрів пари забезпечить киплячий шар.
2.8 Кількість пара, яку можна отримати gп = gп * Тп = 115 * 0,65 = 74,75 кг / с. ≈ 269,1 т / ч.
2.9 Для спалювання в топці з киплячим шаром під тиском використовується Екибастузский вугілля. При цьому приймаємо: Wр = 6,5 Aспр = 43,5 Cр = 38,2 Sрп = 0,4 Hр = 3 Nр = 0,8 Oр = 7,3 Qрн = 15,8 МДж / кг Vг = 24 K = 1,35-коеф. размолото.
(Під ред. Григор'єва, Зоріна. Книга 2 р., стор. 362)
2.10 З рівняння Менделєєва знайдений теоретичний витрата сухого повітря.
U0в = 3,9712 м3/кг при ρв = 1,293 кг/м3, L0 = U0в ρв = 5,135 кг возд. / кг палив.
2.11 Коефіцієнт надлишку повітря, що надходить у камеру з киплячим шаром приймаємо рівним α = 1,2
2.12 Питома витрата палива qт на 1 кг повітря становить величину
qт = 1 / α L0 = 0,1623 кг топл. / кг пов.
2.12 * питома витрата палива q * т наведений до рідкого або газоподібного на 1 кг повітря становить величину
q * т = 1 / α L * 0 = 0,1623 кг топл. / кг пов.
2.13 Витрата палива при qт = 0,1623 кг топл. / кг пов. При Gв = 115 кг / с складає величину Gт = Gв * qт = 115 * 0,1623 = 18,66 кг / с ≈ 67,2 т / год вугілля.
2.14 Кількість тепла підведеного з паливом в одиницю часу. QрнGт = 15800 * 18,66 = 294,8 * 103 кВт = 294,8 МВт.
2.15 Втрати тепла з димовими газами. QII = CргGг (Твих5-Тн) = 1,07 * 115 * (423-288) = 16,612 МВт.
2.16 У додатковій камері згоряння при згорянні палива виділяється наступна кількість тепла Qкс = Gгcрг (Т
У додатковій камері згоряння спалюється газоподібне паливо, що складається в основному із СО, отриманого в результаті піролізу вугілля, наприклад Екібастузського. При коефіцієнті надлишку повітря α = 0,5-0,8 під тиском 0,15-0,3 МПа. Теплотворна здатність такого палива Qрн = 5,5 МДж / кг З 1 т. вугілля виходить 3500 м3 паливного газу. У додатковій камері згоряння потрібно спалювати газоподібного палива в кількості Gкст = Qкс / Qрн гп = 21,22 / 5,5 = 3,86 м3 / с Gкстг = Gкстρг = 3,86 * 1,167 = 4,5 кг / с
Щоб отримувати таку кількість газу, потрібно піддавати піролізу Gугля = Gкст/3500 = 9241/3500 = 2,64 т / год.
З розрахунку реакції горіння, потрібна кількість повітря для згоряння 1 кг палива. L0 = 4,9436 кг возд. / кг палив. У газах, на вході в додаткову камеру згоряння, з витратою Gв = 115 кг / с міститься G * в = α * Gг = 0,2 * 115 = 23 кг / с
У камері згорання може згоріти Gкст = G * в/Lкс0 = 23 / 4,9436 = 4,65 кг палив. / С, а має згоряти Gкстг = 4,5 кг / с, отже кількість кисню, що міститься в газах, що йдуть із камери з киплячим шаром під тиск, достатньо для згоряння палива в додатковій камері згоряння.
2.17 Потужність установки, з урахуванням внутрішніх втрат, становить величину
N * вуст = QрнGт + Qкс-QII = 294,8 +21,22 -16,612 = 299,41 МВт
2.18 Термічний ККД циклу Ренкіна, якщо знехтувати роботою насоса, і з урахуванням нагріву води в економайзері за рахунок тепла вихлопних газів до температури 204,5 ° С.
2.19 Потужність парової турбіни можна визначити з виразу
2.20 Потужність парової турбіни можна також визначити використовуючи TS діаграму дійсного циклу Ренкіна для парової силової установки, що працює на перегрітому парі, рис. 5, при Р0 = 9 МПа і Т0 = 823 ° К.
Параметри води і пари в точках побудованої на Т-S діаграми взяті з таблиці 3. і зведені в нижченаведені дані,
Діаграма TS на рис. 5 побудована в масштабі μт = 4 ° К / мм μs = 0,05 кДж / кг.К.мм. Площа корисної роботи на TS діаграмі 3S3 * 1023
FΣ = 5635 мм2.
Корисна робота, яка виконується 1 кг пара у незворотному процесі в паровій турбіні, становить величину. Lт = FΣ μт μs = 5635 * 4 * 0.05 = 1127 кДж / кг.
Від парової турбіни можна отримати потужність, що йде на привід електрогенератора. Nпт = LтGпηпт = 1127 * 74,75 * 0,93 = 78,3 МВт
Потужність парової турбіни, отримана за двома різними методиками близька.
2.21 Сумарна потужність брутто, що йде на вироблення електричної енергії, становить величину. Nе = NΣбрутто = Nст + Nпт = 27577 + 78300 = 105877 кВт
2.22 ККД установки брутто.
2.23 При конденсації відпрацьованої пари в бойлері отримуємо гарячу воду для побутових потреб. Питома робота відпрацьованої пари при його конденсації в бойлері складе величину
2.24 Теплова потужність системи опалення та гарячої води становитиме величину Nбойл = Gпhбойл = 1989,5 * 74,75 = 148716 кВт = 149 МВт
2.25 З урахуванням теплової потужності, отриманої додатково в результаті конденсації пари ККД установки становить величину
2.26 Внутрішні втрати в топці котла, в газотурбінному тракті і паротурбінному тракті становлять величину
Niпотерь = Nуст-NΣбрутто-Nбойл = 299,41 -105,877-148,716 = 44,82 МВт, що становить 14,9% від тепла отриманого від спалювання палива в топці з киплячим шаром і в додатковій камері згоряння. Решта 5,3% йдуть в атмосферу з вихлопними газами.
ВИСНОВОК
Проробивши і розрахувавши дану розрахунково-графічну роботу можна зробити висновок, що в нашому випадку потужність парової турбіни, отримана за двома різними методиками, це за формулою
Внутрішні втрати в топці котла, в газотурбінному тракті і паротурбінному тракті склали величину 44,82 МВт, що становить приблизно 14,9% від тепла отриманого від спалювання палива в топці з киплячим шаром і в додатковій камері згоряння.
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Сібікін Ю.Д., Сібікін М.Ю. «Технологія енергозбереження» М. 2006р. стор 170-172, Котлер В.Р. «Спеціальні топки енергетичних котлів» М. 1990р. стор 95-98
2. В.Р. Котлер - Спеціальні топки енергетичних котлів; 1990 р . 104 с.
3. Модоян та ін Ефективне спалювання низькосортного вугілля в енергетичних котлах М.: 1993 р. 200 с.
4. А.П. Воїнів - Парові котли на відхідних газах; 1983 р .
5. Ключников А.Д. - Енергетика, теплотехнологій і питання енергозбереження
6. Борисова Н.Г. Енергозбереження в теплоенергетиці і теплотехніці, уч. посібник, Алмати, 2006 р .
qт = 1 / α L0 = 0,1623 кг топл. / кг пов.
2.12 * питома витрата палива q * т наведений до рідкого або газоподібного на
q * т = 1 / α L * 0 = 0,1623 кг топл. / кг пов.
2.13 Витрата палива при qт = 0,1623 кг топл. / кг пов. При Gв = 115 кг / с складає величину Gт = Gв * qт = 115 * 0,1623 = 18,66 кг / с ≈ 67,2 т / год вугілля.
2.14 Кількість тепла підведеного з паливом в одиницю часу. QрнGт = 15800 * 18,66 = 294,8 * 103 кВт = 294,8 МВт.
2.15 Втрати тепла з димовими газами. QII = CргGг (Твих5-Тн) = 1,07 * 115 * (423-288) = 16,612 МВт.
2.16 У додатковій камері згоряння при згорянні палива виділяється наступна кількість тепла Qкс = Gгcрг (Т
У додатковій камері згоряння спалюється газоподібне паливо, що складається в основному із СО, отриманого в результаті піролізу вугілля, наприклад Екібастузського. При коефіцієнті надлишку повітря α = 0,5-0,8 під тиском 0,15-0,3 МПа. Теплотворна здатність такого палива Qрн = 5,5 МДж / кг З 1 т. вугілля виходить
Щоб отримувати таку кількість газу, потрібно піддавати піролізу Gугля = Gкст/3500 = 9241/3500 = 2,64 т / год.
З розрахунку реакції горіння, потрібна кількість повітря для згоряння
У камері згорання може згоріти Gкст = G * в/Lкс0 = 23 / 4,9436 = 4,65 кг палив. / С, а має згоряти Gкстг = 4,5 кг / с, отже кількість кисню, що міститься в газах, що йдуть із камери з киплячим шаром під тиск, достатньо для згоряння палива в додатковій камері згоряння.
2.17 Потужність установки, з урахуванням внутрішніх втрат, становить величину
N * вуст = QрнGт + Qкс-QII = 294,8 +21,22 -16,612 = 299,41 МВт
2.18 Термічний ККД циклу Ренкіна, якщо знехтувати роботою насоса, і з урахуванням нагріву води в економайзері за рахунок тепла вихлопних газів до температури 204,5 ° С.
2.19 Потужність парової турбіни можна визначити з виразу
2.20 Потужність парової турбіни можна також визначити використовуючи TS діаграму дійсного циклу Ренкіна для парової силової установки, що працює на перегрітому парі, рис. 5, при Р0 = 9 МПа і Т0 = 823 ° К.
Параметри води і пари в точках побудованої на Т-S діаграми взяті з таблиці 3. і зведені в нижченаведені дані,
| Точки TS діаграми | Ti ° K, ti ° C | hi кДж / кг | Si кДж / кг * К |
| 3 | 353 80 | 335 | 0,7035 |
| S | 494,8 221,6 | 953 | 2,5207 |
| S * | 523 250 | 1085,8 | 2,7936 |
| 1 | 573 300 | 2961 | 6,3634 |
| 0 | 823 550 | 3512 | 6,82 |
| 2 | 373 100 | 2676,5 | 7,3628 |
FΣ = 5635 мм2.
Корисна робота, яка виконується
Від парової турбіни можна отримати потужність, що йде на привід електрогенератора. Nпт = LтGпηпт = 1127 * 74,75 * 0,93 = 78,3 МВт
Потужність парової турбіни, отримана за двома різними методиками близька.
2.21 Сумарна потужність брутто, що йде на вироблення електричної енергії, становить величину. Nе = NΣбрутто = Nст + Nпт = 27577 + 78300 = 105877 кВт
2.22 ККД установки брутто.
2.23 При конденсації відпрацьованої пари в бойлері отримуємо гарячу воду для побутових потреб. Питома робота відпрацьованої пари при його конденсації в бойлері складе величину
2.24 Теплова потужність системи опалення та гарячої води становитиме величину Nбойл = Gпhбойл = 1989,5 * 74,75 = 148716 кВт = 149 МВт
2.25 З урахуванням теплової потужності, отриманої додатково в результаті конденсації пари ККД установки становить величину
2.26 Внутрішні втрати в топці котла, в газотурбінному тракті і паротурбінному тракті становлять величину
Niпотерь = Nуст-NΣбрутто-Nбойл = 299,41 -105,877-148,716 = 44,82 МВт, що становить 14,9% від тепла отриманого від спалювання палива в топці з киплячим шаром і в додатковій камері згоряння. Решта 5,3% йдуть в атмосферу з вихлопними газами.
ВИСНОВОК
Проробивши і розрахувавши дану розрахунково-графічну роботу можна зробити висновок, що в нашому випадку потужність парової турбіни, отримана за двома різними методиками, це за формулою
Внутрішні втрати в топці котла, в газотурбінному тракті і паротурбінному тракті склали величину 44,82 МВт, що становить приблизно 14,9% від тепла отриманого від спалювання палива в топці з киплячим шаром і в додатковій камері згоряння.
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Сібікін Ю.Д., Сібікін М.Ю. «Технологія енергозбереження» М. 2006р. стор 170-172, Котлер В.Р. «Спеціальні топки енергетичних котлів» М. 1990р. стор 95-98
2. В.Р. Котлер - Спеціальні топки енергетичних котлів;
3. Модоян та ін Ефективне спалювання низькосортного вугілля в енергетичних котлах М.: 1993 р. 200 с.
4. А.П. Воїнів - Парові котли на відхідних газах;
5. Ключников А.Д. - Енергетика, теплотехнологій і питання енергозбереження
6. Борисова Н.Г. Енергозбереження в теплоенергетиці і теплотехніці, уч. посібник, Алмати,