Тепловой расчет цикла парогазовой установки
В данном разделе излагаются основные положения методики расчета одноконтурной парогазовой установки с котлом-утилизатором (ПГУКУ).
Исходными данными для расчета являются:
1) тепловая схема ПГУ с выбранным типом паротурбинной установки (с конденсационной, с противодавленческой или теплофи-
кационной турбиной);
2) характеристики ГТУ для номинального режима:
- температура газа перед газовой турбиной ;
- степень повышения давления в компрессоре ;
- номинальная мощность на клеммах генератора ;
- абсолютный электрический КПД ГТУ ;
- теплофизические свойства газов;
- параметры окружающей среды.
На рис. 6.9 представлена принципиальная тепловая схема ПГУКУ с установкой паровой турбины, имеющей теплофикационный отбор пара.
Отработавшие в газовой турбине продукты сгорания с температурой и энтальпией поступают в одноконтурный котел-утилизатор. В котле газ последовательно проходит пароперегреватель, испарительную часть котла и экономайзер, при этом его температура понижается от до температуры , соответствующей точке 5 на Т–S диаграмме цикла ПГУКУ (рис.6.6).
Рис.6.9. Принципиальная схема ПГУ КУ с теплофикационной паровой турбиной
Перегретый пар с параметрами из котла-утилизатора поступает в паровую турбину, в которой расширяется до давления в конденсаторе .
Конденсат из конденсатора паровой турбины конденсатным насосом подается в подогреватель деаэрированной воды и затем в деаэратор атмосферного типа. Из деаэратора питательным насосом питательная вода подается во входной патрубок коллектора котла утилизатора.
На графике изменения температур газа и воды в зависимости от прохождения поверхностей нагрева в котле-утилизаторе (рис.6.9) имеются точки минимальных температурных напоров между греющей и нагреваемой средой. К таким точкам относятся точка 2В, соответствующая параметрам воды на выходе из экономайзера, и точка 4В, соответствующая параметрам пара на выходе из пароперегревателя. Температурный напор в точке 2В представляет собой разность между температурой газа на данном участке котла- утилизатора и температурой насыщения воды при давлении острого пара и принимается равным оС. В некоторых случаях данный температурный напор может иметь и большие значения.
Температурный напор в точке 4В определяется как разность между температурой газа на входе в котел-утилизатор и температурой перегретого пара на выходе из пароперегревателя и принимается равным оС. Снижение приводит к значительному увеличению поверхности пароперегревателя.
К числу принимаемых параметров цикла ПГУ можно отнести температуру питательной воды на входе в котел-утилизатор. Для исключения коррозии выходных поверхностей котла температура питательной воды должна быть на уровне 60 оС. Ее повышение приводит к увеличению температуры уходящих газов из котла утилизатора ( ) и снижению КПД котла, а, следовательно, и всей ПГУ.
По заданной электрической мощности ГТУ по уравнениям (5.8) или (5.9) необходимо определить расход газа ( ), поступающего в газовую турбину и затем в котел-утилизатор.
Тепловая нагрузка котла-утилизатора определяется из следующего соотношения:
, (6.1)
где энтальпия газа на входе и выходе из котла-утилизатора.
В общем виде тепловая нагрузка котла-утилизатора представляет сумму следующих величин:
, (6.2)
где тепло, отведенное от газа в пароперегревателе, испарительной части котла (испарителя) и в экономайзере.
Для совместных поверхностей пароперегревателя и испарителя уравнение теплового баланса можно записать в следующем виде:
, (6.3)
где расход пара на паровую турбину;
энтальпия острого пара;
энтальпия воды на выходе из экономайзера (точка 2В);
энтальпия газа на входе в экономайзер котла-утилизатора, соответствующая энтальпии кипящей воды при давлении .
Величина определяется следующим образом [26]:
, (6.4)
где температура кипения воды при давлении .
По уравнению (6.3) определяется величина расхода острого пара, генерируемого в котле-утилизаторе:
. (6.5)
Используя уравнение теплового баланса экономайзера, можно определить энтальпию и температуру уходящих газов:
; (6.6)
; (6.7)
. (6.8)
Как видно из тепловой схемы, представленной на рис.6.9, паровая турбина имеет регулируемый теплофикационный отбор пара при 0,12 МПа. Из данного отбора пар направляется в деаэратор атмосферного типа и сетевой подогреватель, в котором нагревает воду системы отопления (с температурным графиком 95/70 ºС).
Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, из которого конденсатным насосом подается в подогреватель деаэрированной воды и затем в деаэратор, откуда с помощью питательного насоса питательная вода поступает во входной коллектор экономайзера котла-утилизатора.
Внутренняя мощность паровой турбины, имеющей регулируемый отбор пара, может быть определена по следующему уравнению:
, (6.9)
где расход пара в теплофикационном отборе;
коэффициент недовыработки электрической мощности за счет отбора пара из турбины.
, (6.10)
где энтальпия пара в теплофикационном отборе (рис.6.10).
Рис.6.10. Процесс расширения пара в теплофикационной турбине
Электрическая мощность на клеммах генератора составит
, (6.11)
где механический КПД и КПД генератора.
Расход пара в теплофикационном отборе склады-
вается из расхода пара в деаэратор и расхода пара в подогреватель сетевой воды
. (6.12)
Используя нижеприведенные уравнения теплового баланса деаэратора и подогревателя сетевой воды (ПСВ), можно определить расходы пара в данные теплообменные аппараты тепловой схемы ПГУ.
; (6.13)
, (6.14)
где расход пара в конденсатор;
расход питательной воды;
расход сетевой воды;
энтальпия конденсата на выходе из ПСВ;
КПД подогревателя сетевой воды;
температура прямой и обратной воды системы отопления.
Суммарная электрическая мощность парогазовой установки равна
. (6.15)
К числу показателей, определяющих энергоэффективность ПГУ, можно отнести величину абсолютного электрического КПД установки:
, (6.16)
где количество теплоты, подведенной в камере сгорания ГТУ.
Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 3490;