Файл: 1. Описание энергетической установки 2 Расчёт теплофизических свойств газов гту 4.docx

Содержание

1. Описание энергетической установки

Рис.1.1. Принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ с одноконтурным КУ

ПЕ – пароперегреватель; И – испарительная поверхность; Б – барабан; ЭК – экономайзер; ГПК – газовый подогреватель конденсата; Д – деаэратор питательной воды; ПТ – паровая турбина; К – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПН – питательные насосы; НРц – насосы рециркуляции; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; К – компрессор; ЭГ – электрогенератор.

Тепловая схема имеет своей целью обеспечить эксплуатацию блока во всех режимах, нормальных и аварийных, в частности пусковых, остановочных, эксплуатации под нагрузкой. Для достижения этой цели тепловая схема ПГУ оснащена необходимым вспомогательным оборудованием и системами трубопроводов, обеспечивающими надежность основного оборудования и максимально допустимые скорости пуска, останова и изменения нагрузки.

---

Топливом является природный газ, который забирается из магистрали и при помощи осевого компрессора сжимается до необходимых параметров и движется в КС. На входе в ГТУ также предусмотрена охлаждающая установка СОЕИ для снижения температуры наружного воздуха и дожимной компрессор. В камере сгорания происходит горение топлива, после чего газо-воздушная смесь направляется в газовую турбину, где совершает работу по приведению в движение вала газотурбинной установки. Электрогенератор, установленный на валу ГТУ (перед компрессором), позволяет преобразовать механическую энергию вращения вала в электрическую. После газовой турбины газо-воздушная смесь направляется в котёл утилизатор.

Контур ГПК включает в себя: поверхности нагрева ГПК, трубопроводы, арматуру, предохранительные устройства. Конденсат подводится к двум ГПК при помощи двух трубопроводов. Линия рециркуляции ГПК предназначена для поддержания температуры конденсата на входе в ГПК выше температуры точки «росы» на выходе после ГПК (исключить конденсацию водяных паров на выходных поверхностях ГПК). Конденсат подается из ГПК в деаэратор.

Питательно-деаэрационная установка предназначена для удаления неконденсирующихся газов конденсата от ГПК и подачи деаэрированной воды на всас ПЭН. Деаэратор служит одновременно подогревателем и резервуаром для хранения воды. Подвод пара в деаэратор осуществляется из отбора паровой турбины.

Питательная вода подается насосом в экономайзер затем в барабан. Для обеспечения плавного регулирования давления на ПЭНах применяется регулирование их производительности с помощью гидромуфты. Отвод котловой воды из барабана на испарение в испаритель осуществляется по опускным стоякам в раздающие нижние коллекторы. После отделения во внутрибарабанных сепарационных устройствах пара от воды, пар поступает в пароперегреватель. После пароперегревателя пар направляется в сборный паровой коллектор и далее в паровую турбину. После ГПК присутствует газо-водяной теплообменник для подогрева сетевой воды уходящими газами.

2. Расчёт теплофизических свойств газов ГТУ

   1.   1   2   3   4   5   6   7   8   9

---

Характеристики топлива

Тип топлива: природный газ

Газопровод: Уренгой-Надым-Пунга-Ухта

Состав газа по объёму:

CH₄ = 98,72 %;

C₂H₆ = 0,12 %;

C₃H₈ = 0,01 %;

C₄H₁₀ = 0,009 %;

C₅H₁₂ = 0 %

CO₂ = 0,14 %;

N₂ = 1,00 %

Низшая теплота сгорания топлива:

Плотность топлива при 0 °С и 101,3 кПа: ρ = 0,724 кг/м³

2. Расчет состава и энтальпии продуктов сгорания газообразного топлива

Теоретическое количество воздуха, необходимого для полного сгорания 1 нм³ сухого газообразного топлива, м³/м³:



Объемный состав (м³/м³), продуктов сгорания газообразного топлива может быть определен по следующим формулам:













где - объемные содержания компонентов топлива, %; - влагосодержание газообразного топлива отнесенное к 1 м³ сухого газа, г/м³.

Полный относительный объем продуктов сгорания газового топлива:



Объемные доли продуктов сгорания:









Параметр для газовой смеси известного состава выражается уравнением:

---

Молекулярная масса продуктов сгорания:

3. Учет аэродинамического сопротивление КУ

Утилизация части теплоты уходящих газов ГТУ в тепловых схемах ПГУ связана с некоторым повышением сопротивления выхлопного тракта и ростом давления газов за газовой турбиной, что приводит к небольшому снижению электрической нагрузки, а соответственно и КПД, и к незначительному увеличению температуры газов за ГТУ. Это влияние можно оценить зависимостями, полученными авторами по проектным характеристикам ряда современных ГТУ:

Дополнительное аэродинамическое сопротивление на выхлопе ГТУ за счет установки котла утилизатора для тепловой схемы ПГУ-КЭС принимаю равным 4кПа.

Относительная величина потери давления на выхлопе турбине:



Коэффициент повышения температуры выхлопных газов ГТУ:



Температура продуктов сгорания на выходе из турбины, работающей с КУ:



Коэффициент снижения электрической мощности ГТУ:



По известным значениям температуры выхлопных газов ГТУ , молекулярной массы смеси газов μ_г = 28,447 и параметра β_г = 1,16 находим:

4. 1   2   3   4   5   6   7   8   9

---

Тепловой расчёт котла утилизатора

1. Пароперегреватель

Уравнение теплового баланса пароперегревателя



Задаемся по [1]:

- коэффициент сохранения теплоты в КУ φ = 0,995

- гидравлическое сопротивление пароперегревателя

В дальнейшем все принимаемые величины также выбираются по рекомендациям.

Недогрев на горячем конце пароперегревателя

Температура пара на выходе из пароперегревателя:



Давление в барабане:



С помощью программы WaterSteamPro Calculator определяем:

2. Испаритель

Уравнение теплового баланса испарителя



Принимаем недогрев в экономайзере

Температурный напор на холодном конце испарителя

Температура питательной воды после экономайзера:



Давление питательной воды после экономайзера:



С помощью программы WaterSteamPro Calculator определяем:



Температура дымовых газов на выходе из испарителя:



По известным значениям температуры дымовых газов на выходе из испарителя Т₂ = 261,3 °С, молекулярной массы смеси газов μ_г = 28,447 и параметра β_г = 1,16 находим:

---