Предисловие

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Некоммерческое акционерное общество

«Алматинский университет энергетики и связи»

И. Е. Поданев

УТИЛИЗАЦИЯ ТЕПЛА ВЫХОДНЫХ ГАЗОВ

ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК НА ГАЗОТУРБИННЫХ ТЭЦ

Учебное пособие

Алматы 2010

УДК 621. 438; 622. 69.ББК 31. 38.П 44 Утилизация тепла выходных газов газотурбинных установок на газотурбинных ТЭЦ: Учебное пособие / И.Е. Поданев; АУЭС. Алматы, 2010. – 99 с.

ISBN 978 – 601 – 7098 – 33 – 9.

В учебном пособии рассматриваются вопросы энергосбережения при производстве тепловой и электрической энергии на газотурбинных ТЭЦ, а также на предприятиях других отраслей производства, где применяются газотурбинные двигатели. В работе на конкретных примерах, расчётным путем показано , как при использовании газотурбинных технологий можно получить высокий КПД (более 90%) энергетических установок, получить большой энергосберегающий эффект, экономить большое количество топлива. Рассмотренные числовые примеры помогут обучающимся осуществлять расчёты экономии тепловой энергии в результате утилизации высокотемпературных и низкотемпературных тепловых отходов на теплоутилизационных установках, и тепловые расчёты технологических агрегатов котельных и газотурбинных ТЭЦ, в которых используются новые энергоэффективные технологии сжигания низкосортного твёрдого топлива, которое предварительно подвергается пиролизу.

Предназначено для студентов технических вузов энергетических специальностей, бакалавриата и магистратуры. Может быть полезно специалистам по теплоэнергетике промышленных предприятий, разработчикам газотурбинных энергетических установок ТЭЦ, преподавателям и слушателям курсов переподготовки кадров. Ил. 33, табл. 1, библиогр.- 14 назв.

ББК 31. 38.

РЕЦЕНЗЕНТ: Кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Каз НТУ канд. тех. наук, проф. Б. А. Мырзахметов.

Проректор по науке АУЭС, канд. тех. наук, проф. В. В. Стояк.

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский институт энергетики и связи» на 2009 г.

ISBN 978 – 601 – 7098 – 33 – 9.

Введение

Предлагаемая работа посвящена вопросам энергосбережения при производстве тепловой и электрической энергии на газотурбинных ТЭЦ, а также на предприятиях других отраслей производства, где применяются газотурбинные двигатели.

Одна из главных особенностей ГТУ в сравнении с другими видами тепловых двигателей - высокая температура выходящих газов.

Температура выхлопных газов современного газотурбинного двигателя составляет 600 - 800 ^°К и выше. При расходах выхлопных газов G_Т = 100-200 кг/с тепловая мощность соответствует нескольким тысячам киловатт. В связи с этим большое количество тепловой энергии газотурбинного двигателя, работающего в качестве силового привода наземных установок, выбрасывается в атмосферу с выхлопными газами. Эти потери заложены в самой физике происходящих в двигателе процессов. Потери тепла с отходящими газами примерно в два раза превышают энергию, идущую на полезную работу силовой турбины. Вследствие этого термический коэффициент полезного действия газотурбинного двигателя является низким. Повысить КПД газотурбинного двигателя можно путем увеличения температуры газа перед турбиной. Однако при этом увеличиваются потери тепла с выхлопными газами и увеличивается потребление топлива. Сокращение потерь энергии можно осуществить за счет утилизации тепла выхлопных газов. Это позволяет наиболее полно использовать энергию отводимого от горячего источника рабочего тела.

Часть тепла уходящих газов можно вернуть в газотурбинный цикл за счет повышения температуры воздуха после компрессора в регенеративном газовоздушном теплообменнике. Однако существенного улучшения экономической эффективности энергетических установок газотурбинных ТЭЦ можно достичь, используя не только газотурбинный цикл, но и различные паротурбинные циклы, т.е. путем преобразования газотурбинных ТЭЦ в газопаротурбинные. Комбинированные ГПТУ простого цикла с паротурбинной установкой получили большое распространение в мировой энергетике, т.к. при их создании можно использовать разработанное и проверенное в эксплуатации газотурбинное и паротурбинное оборудование, например, авиационные газотурбинные двигатели.

Наиболее распространенные типы авиационных газотурбинных двигателей (АГТД) по ряду основных показателей вполне удовлетворяют требованиям, предъявляемым к приводным двигателям электростанций. В частности, АГТД сравнительно просты, так как выполняются по открытому циклу. Они не нуждаются в охлаждающей воде и не имеют вспомогательных систем с автономными приводами. АГТД отличаются быстрым запуском из любого состояния, высокой степенью автоматизации и надежности. По сравнению с энергетическими ГТД, они компактны, обладают еще меньшими удельными массами и габаритами и могут работать в любых климатических условиях. Благодаря крупносерийному выпуску, АГТД имеют сравнительно низкую удельную стоимость. Конвертирование авиационных двигателей, отработавших свой летный ресурс, и создание на их базе блочных станций заводской готовности не требует больших капитальных вложений и характеризуются небольшими сроками окупаемости.

Одним из удачных примеров применения АГТД в энергетике является теплофикационная ГТУ 25/39, установленная и находящаяся в промышленной эксплуатации на Безымянской ТЭЦ, расположенной в Самарской области в России.

Газотурбинная установка предназначена для выработки электрической и тепловой энергии для нужд промышленных предприятий и бытовых потребителей. Тепловая схема установки приведена на рисунке 1.

1 - газотурбинный двигатель, 2 – электрогенератор, 3 - котел-утилизатор, 4 – насос.

Рисунок 1- Тепловая схема ГТУ 25/39

Электрическая мощность установки – 25 МВт, тепловая – 39 МВт. Суммарная мощность установки – 64 МВт. Годовая производительность электроэнергии – 161,574 ГВт∙ч/год, тепловой энергии – 244120 Гкал/год.

Установка отличается применением уникального авиационного двигателя НК-37, обеспечивающего КПД в 36,4%. Такой КПД обеспечивает высокую эффективность установки, недостижимую на обычных тепловых электростанциях, а также ряд других преимуществ.

Установка работает на природном газе с давлением 4,6 МПа с расходом 1,45 кг/с. Кроме электроэнергии, установка производит 40 т/ч пара давлением 14 кгс/см² и нагревает 100 тонн сетевой воды от 70 до 120 °С, что позволяет обеспечить светом и теплом небольшой город.

При размещении установки на территории тепловых станций не требуется дополнительных специальных блоков химводоочистки, сброса воды и т.д.

Подобные газотурбинные энергетические установки незаменимы для применения в тех случаях, когда:

– необходимо комплексное решение проблемы обеспечения электрической и тепловой энергией небольшого города, промышленного или жилого района - модульность установок позволяет легко скомпоновать любой вариант в зависимости от нужд потребителя;

– осуществляется индустриальное освоение новых районов жизни людей, в том числе с экстремальными условиями жизни, когда особо важна компактность и технологичность установки. Нормальная работоспособность установки обеспечивается в диапазоне температур от -50 до +45 °С при действии и всех других неблагоприятных факторов: влажности до 100%, осадках в виде дождя, снега и т.д.;

– важна экономичность установки. Высокий КПД обеспечивает возможность производства более дешевой электрической и тепловой энергии и короткий срок окупаемости (около 3,5 лет) при капиталовложениях в строительство установки 10 млн. 650 тыс. долларов США (по данным производителя).

Кроме того, установка отличается экологической чистотой, наличием многоступенчатого шумоподавления, полной автоматизацией процессов управления.

ГТУ 25/39 представляет собой стационарную установку блочно-контейнерного типа размером 21х27м. Для ее функционирования, в варианте автономном от существующих станций, в комплекте с установкой должны находиться устройства химводоподготовки, открытое распределительное устройство для понижения выходного напряжения до 220 В или 380 В, градирня для охлаждения воды и отдельно стоящий дожимной газовый компрессор. При отсутствии необходимости в воде и паре конструкция установки сильно упрощается и удешевляется.

Сама установка включает в себя авиационный двигатель НК-37 производства СНТК им. Н.Д. Кузнецова, котел-утилизатор типа ТКУ-6 производства АО "Красный котельщик" и турбогенератор.

Полное время монтажа установки - 14 месяцев.

В настоящее время за рубежом находится в эксплуатации тысячи ГТУ мощностью до 35 МВт, созданных на базе авиационных турбореактивных или турбовентиляторных двигателей. Они состоят из одного или двух компрессоров, приводимых во вращение связанными с ними турбинами, которые вместе с камерой сгорания, расположенной между компрессором и турбиной высокого давления, являются генератором горячих газов. Газы расширяются в турбине полезной мощности, работающей на электрогенератор.

Специфическими качествами ГТУ, созданных на базе авиационных двигателей, являются очень малые масса и габариты, быстрота запуска (до 1,5 мин до полной нагрузки в установках мощностью 20-25 МВт) при небольшой пусковой мощности и полной автономности, возможность быстрого восстановления при неполадках путем простой замены ГТД - генератора газа или даже всего агрегата. Недостатки таких ГТУ – более жесткие требования к топливу и эксплуатационному обслуживанию, сложная технология капитальных ремонтов, возможных только в заводских условиях. Используемые в энергетических ГТУ двигатели выпускаются специально для промышленного применения. Для обеспечения эффективной работы в наземных условиях часть их деталей либо переконструирована по сравнению с авиационными прототипами, либо изготовлена по измененной технологии или из других материалов. Параллельно осуществлялись мероприятия по повышению мощности и КПД путем совершенствования турбомашин, увеличения расхода воздуха, степени сжатия и начальной температуры газов, улучшению эксплуатационных качеств, увеличению ресурса деталей, длительности непрерывной работы, ремонтопригодности.

Современные газотурбинные установки имеют более высокий термический КПД цикла, чем паровые. Однако энергетический КПД ГТУ составляет 25-37%, а у паровых котлов достигает 92-96%. Причиной этого является большая работа, требуемая на сжатие рабочего тела в компрессоре ГТУ. Для паровых установок затраты на сжатие воды, при подаче ее в котел, пренебрежимо малы по сравнению с затратами в компрессоре ГТУ. Поэтому удельный расход топлива на единицу выработанной электроэнергии в газотурбинных установках больше, чем в паровых.

Вместе с тем, эксергический КПД у ГТУ достигает 80-90%, а у паровых установок (см. рисунок 1) 50-60% . Это получается потому, что в ГТУ рабочим телом являются газы с температурой 1400°K и выше, т.к. можно организовать охлаждение рабочих лопаток газовых турбин и лопаток их направляющих аппаратов. В паровых же котлах, по условиям ограничения прочности материалов, температура перегретого пара не допускается выше 550°С (823°K)..Эксергический КПД лучше отражает действительную эффективность рабочего процесса. Он показывает, какую часть работоспособности продуктов сгорания можно использовать для получения полезной работы. В отличие от энергии, которая не может теряться или расходоваться (может только переходить из одной формы в другую), эксергия уменьшается, расходуется.

Эксергия характеризует запас работоспособности системы по мере совершения последней работы или при протекании других необратимых процессов, и всегда уменьшается, расходуется.

Ниже, на конкретных примерах, расчетным путем будет показано, как при использовании газотурбинных технологий можно получить высокий эффективный КПД энергетических установок, получить большой энергосберегающий эффект, экономить большое количество топлива. Рассмотренные ниже числовые примеры помогут обучающимся осуществлять расчеты экономии тепловой энергии в результате утилизации высокотемпературных и низкотемпературных тепловых отходов на теплоутилизационных установках, а также тепловые расчеты энерготехнологических агрегатов котельных и газотурбинных ТЭЦ, в которых используются новые энергоэффективные технологии сжигания низкосортного твердого топлива, которое предварительно подвергается пиролизу.

В работе рассматривается проблема эффективного использования теплоты отходящих газов энергетических котлов утилизаторов путем установок за ними контактных теплообменников, в которых нагревается поток воды непосредственно контактирующей с газами и который затем передает тепло потоку чистой воды посредством водоводяного теплообменника. При этом утилизируется тепло газов за счет перепада температуры и в результате конденсации паров воды, содержащихся в газе, т.е. используется скрытая теплота конденсации водяных паров.

В первой части работы приведены оригинальные методические разработки по определению некоторых важных параметров, необходимых при проведении тепловых расчетов.

1 Методические разработки

При определении энергетических характеристик газотурбинных установок ТЭЦ, рассматриваемых в работе, нужно определять ряд параметров, методика расчета которых недостаточно полно освещена в литературе.

Предлагаемые ниже оригинальные методики расчета призваны восполнить этот пробел.

1.1 Методика расчета расхода топлива, сжигаемого в камере сгорания ГТУ, или топке котла

Предлагается методика расчета расхода топлива, сжигаемого в камере сгорания ГТУ или топке котла с использованием справочных данных компонентов топлива, правила аддитивности и номограмм, построенных для жидкого топлива, связывающих основные параметры горения топлива.

Исходные данные для расчета:

1) Температура газов на выходе из камеры сгорания или в топке котла (может быть задана или предельно допустимая), – Т₄,⁰К.

2) Температура воздуха, подаваемого в камеру сгорания или топку котла

(может быть задана или получена расчетом), – Т₃,⁰К.

3) Расход воздуха, поступающего в камеру сгорания или топку котла (может быть задан, найден из дроссельных характеристик ГТУ или

технической характеристики котла), – .

4) Элементарный состав топлива (например, природного газа, биогаза, пиролизного газа, доменного газа, газа получаемого при переработке нефти, угля, сланцев т.д.).

Последовательность расчета

1.1.1 В первом приближении количество тепловой энергии газов, образующихся в камере сгорания ГТУ или топке котла при сжигании топлива, определяем из выражения

. (1)

Здесь – теплоемкость газов при температуре Т₄,⁰К и известном значении Т₃,⁰К. Определяем по номограмме (см. рисунок 1, приложение 1), .

1.1.2 Зная элементарный состав топливного газа или объемные концентрации компонентов смеси при стандартных атмосферных условиях, (Т_н=288⁰К, Р_н=0,1013 МПа) по правилу аддитивности из выражения

. (2)

находим абсолютную плотность топливного газа в условиях МСА.

Здесь: – объемные концентрации компонентов смеси в долях;

– плотность компонентов смеси топливного газа в при стандартных атмосферных условиях (находим из таблицы 7.7 ).

1.1.3 Аналогично по правилу аддитивности из выражения

. (3)

находим теоретически необходимый объем воздуха для сгорания 1м³топливного газа.

Здесь: – теоретически необходимый объем воздуха, требуемый для сжигания компонентов топливного газа (находится из таблицы [3]).

Затем, с учетом плотности сухого воздуха и абсолютной плотности топливного газа находим теоретически необходимый массовый расход воздуха для сгорания 1кг топлива

. (4)

1.1.4 Определяем низшую теплотворную способность топливного газа из выражения

. (5)

Здесь: , – теплота сгорания компонентов смеси топлива (находим из таблицы [3]).

С учетом плотности топливного газа . (6)

1.1.5 В камере сгорания ГТУ или топке котла, нужно сжигать топливного газа в количестве

. (7)

В выражении (1) при расчете должно стоять количество газов, а не расход воздуха. Количество газов на выходе из КС или топки будут больше количества воздуха на величину сгоревшего топлива, за вычетом образовавшейся золы.

1.1.6 В случае газообразного топлива расход газов составит величину

. (8)

1.1.7 Во втором приближении будем иметь

. (1*)

1.1.8 Уточняем расход топлива по формуле

. (7*)

Для большей точности по формуле (8) можно еще раз уточнить значение и затем по формулам (1*), (7*) окончательно определить значение и .

В случае, если сжигание твердого топлива в топке осуществляется в кипящем слое, в который установлены трубы воздухоподогревателя или водонагревателя, парообразователя и пароперегревателя, тогда определение нужно производить с учетом затрат тепловой энергии на реализацию процессов в перечисленных теплообменниках.

Для проверки точности полученных результатов можно воспользоваться номограммой (см. рисунок 2, приложение 1).

Для этого определяем удельный расход топлива на 1кг воздуха по формуле

. (9)

Затем определяем коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру сгорания или топку котла,

Для того чтобы можно было воспользоваться номограммой (см. рисунок 2, приложение 1), построенной для жидкого топлива, определяем удельный расход топлива, приведенный к жидкому топливу

Здесь – теоретически необходимый массовый расход воздуха при сжигании 1кг жидкого топлива.

1.1.9 По значению и из номограммы уточняем температуру газов на выходе из камеры сгорания или топки котла. Совпадение полученного значения температуры по номограмме и ранее принятого при расчете указывает на то, что расчеты проведены верно.

Выводы

1 Методика расчета универсальна и может быть использована для расчета расхода топлива любого вида и состава.

2 Использование справочных данных компонентов топлива, правила аддитивности и номограмм, построенных для жидкого топлива, связывающих основные параметры горения топлива, позволяет упростить решение задачи и получить требуемую точность с проверкой результатов расчета.

1.2 Методика расчёта расхода воды, содержащейся в выходных газах в парообразном состоянии

Решение такой задачи необходимо при определении тепловой энергии, выделяющейся при конденсации паров воды, содержащихся в выходных газах.

Последовательность расчета

1.2.1 Объемное количество водяного пара в составе выходных газов, при сжигании 1кг топлива, определяем из выражения

Здесь: - весовой процент содержания водорода в топливе;

(%) - содержание влаги в топливе;

- влагосодержание воздуха, используемого в качестве окислителя;

- расход пара на распыливание жидкого топлива.

1.2.2 Для газообразного сухого топлива можно написать

Здесь: - теоретически необходимый объем воздуха для сжигания 1м³топлива ( можно определить по формуле (3) раздела 1.1 данной главы).

1.2.3 При известных значениях давления и температуры выходных газов, а значит, и паров воды, из таблицы 2.9 термодинамических свойств воды и водяного пара находим удельный объем паров воды .

1.2.4 Массовое количество воды, содержащееся в выходных газах при сжигании 1кг топлива, находим из выражения ^.

1.2.5 Массовое количество воды в выходных газах при сжигании 1 кг топлива можно также определить по методике, изложенной в [4] (см. таблицы 2.1, 2.2 и таблицы 1,2,3 приложения). При этом используется уравнение горения водорода

При известном весовом процентном содержании водорода H^P,% находим весовое количество воды при сжигании 1кг топлива, по формуле

Далее расход воды в составе выходных газов находим следующим образом.

1.2.6 Теоретически необходимый массовый расход воздуха, для сгорания 1кг топлива определяем по методике, изложенной в разделе 1.1, или находим из справочных таблиц 7.6, 7.7 .

1.2.7 С учетом коэффициента избытка воздуха количество воздуха, участвующего в сгорании 1кг топлива, будет равно

1.2.8 Количество образующихся газов при сгорании 1 кг топлива

Здесь - процентное содержание золы в топливе по массе.

1.2.9 Расход выходных газов в единицу времени определяем по методике, изложенной в разделе 1.1, или должно быть задано.

1.2.10 Из пропорции получаем выражение для определения расхода воды G_водыв составе выходных газов

1.2.11 При известном расходе сжигаемого топлива можно определить расход воды в составе выходных газов из выражения

Выводы

1 Методика расчета универсальна и может быть использована для определения расхода воды в составе выходных газов, получаемых от сжигания топлива любого вида и состава.

2 Весовое количество воды при сжигании 1 кг топлива определяется по известным методикам, а расход воды в единицу времени в составе выходных газов, в случае отсутствия данных по расходу топлива при его сжигании, определяется из выше приведенной пропорции.

1.3 Методика расчета параметров смеси газов разных температур, давления и расходов

Такая задача решается при сбросе отработавших газов ГТУ в газовый тракт котла, при смешении газов с целью получения требуемой температуры или давления смеси и т.д.

Для решения задачи должны быть известны температура, давление, расход газов, или соотношение смешиваемых газов по расходу, а также коэффициент избытка воздуха в смешиваемых газах.

Порядок решения задачи

1.3.1 Составляем уравнение баланса удельных работ смешиваемых газов и смеси

Здесь: - соотношение расхода смешиваемых газов, может быть любое положительное число.

Теплоемкость газов и находим по номограмме (см. рисунок 1, приложение 1) при известных значениях температур и коэффициентов избытка воздуха . Это уравнение решаем графически.

1.3.2 Вычисляем левую часть уравнения

1.3.3 Строим систему координат L-T (см. рисунок 2)

По оси ординат откладываем в масштабе μL, полученный результат и проводим через полученную точку параллельную оси абсцисс линию.

По оси абсцисс откладываем температуру, причем в начале координат устанавливаем меньшую температуру смешиваемых газов.

L_∑Г

Рисунок 2 – График определения температуры смеси газов

1.3.4 Задаемся рядом значений температур Для выбранных температур и при известных значениях и , находим по номограмме (см. рисунок 1, приложение 1) теплоемкости смешиваемых газов. Затем из выражения

находим теплоемкости смеси для выбранных температур.

Значения выбранных температур и значения теплоемкости газов и смеси сводим в таблицу 1.

1.3.5 Вычисляем правую часть уравнения баланса удельных работ смешиваемых газов смеси из выражения

Т а б л и ц а 1

N п/п	Температура T_i,°K

1	T₁
2
3
4	T₂

Полученные значения сводим в таблицу 1.

1.3.6 Используя расчетные значения для выбранных температур T_i, строим на графике (см. рисунок 2) кривую 2 в выбранном масштабе .

Точка пересечения К кривых 1 и 2 дает искомое значение температур газов Т_смв камере смешения.

1.3.7 Давление торможения газов в камере смешения определяем по формуле

Коэффициент адиабаты для воздуха принять равным К=1,4, для газов определить из выражения

Предлагаемая методика расчета универсальна, наглядна и проста, может быть использована для определения параметров смеси любых газов и при любом соотношении их расходов.

2 Комбинированная газопаротурбинная установка на базе авиационного двигателя НК – 86

2.1 Конструкция двигателя НК – 86

Двигатель НК-86 (см. рисунок 3), устанавливаемый на самолете Ил-86– двухконтурный газотурбинный со смешением потоков наружного и внутреннего контура в общем выходном устройстве. Двигатель включает в себя компрессор, камеру сгорания, турбину, оболочки, выходное устройство (реактивное сопло). Реактивное сопло предназначено для создания силы тяги, обеспечивающей полет самолета.

Рисунок 3 – Двигатель НК-86 (вид с боку в разрезе)

Компрессор предназначен для сжатия воздуха и подачи его в наружный контур и в камеру сгорания двигателя. Компрессор двигателя осевой, двухкаскадный. Он состоит из первого каскада – компрессора низкого давления и второго каскада – компрессора высокого давления. Поток воздуха после второй ступени компрессора низкого давления делится на два потока – внешний и внутренний. Внешний поток направляется в наружный контур двигателя, внутренний поток – в компрессор высокого давления. Ротор компрессора низкого давления приводится во вращение турбиной низкого давления, ротор компрессора высокого давления – турбиной высокого давления.

Сжатый воздух из компрессора высокого давления направляется в камеру сгорания двигателя. Поток газа из камеры сгорания попадает на лопатки турбины высокого давления, а затем в турбину низкого давления, приводя их во вращение с необходимой частотой.

Компрессор низкого давления (КНД). Компрессор низкого давления пятиступенчатый. Он состоит из ротора и статора. Вращающаяся часть КНД ротор имеет пять рабочих колес. Первые две ступени вентиляторные работают на оба контура. Остальные три ступени сжимают воздух во внутреннем контуре. Ротор имеет передний и задний валы. Неподвижная часть КНД, статор, имеет направляющие лопатки. В передней части статора имеется входной направляющий аппарат (ВНА) с направляющими лопатками, который служит для направления воздушного потока на лопатки первой ступени компрессора.

Компрессор высокого давления (КВД). Компрессор высокого давления шестиступенчатый. Он состоит из ротора и статора. Ротор имеет шесть рабочих колес, а также передний вал.

Статор имеет направляющие лопатки. В передней части статора установлен направляющий аппарат с регулируемыми лопатками.

Камера сгорания (КС). В камере сгорания вследствие непрерывного сжигания топлива, поступающего в двигатель, значительно возрастает температура продуктов сгорания и воздуха. Часть воздуха, поступающего в камеру сгорания от компрессора двигателя, участвует в сгорании топлива, а основная его часть смешивается с горячими газами, понижая их температуру до необходимого предела и обеспечивая надежную работу камеры сгорания и турбины. Из камеры сгорания поток горячих газов поступает в турбину. Камера сгорания многофорсуночная, кольцевого типа. Топливовоздушная смесь в камере сгорания разжигается от двух воспламенителей, которые используется в процессе запуска двигателя.

Турбина. В турбине часть тепловой энергии движущегося потока горячих газов преобразуется в кинетическую энергию и механическую работу вращения ротора компрессора двигателя. Давление и температура газов в турбине уменьшается, а скорость потока увеличивается.

Турбина двухкаскадная трехступенчатая осевая реактивная. Первый каскад – одноступенчатая турбина. Мощность этой турбины в основном расходуется на привод ротора КВД. Второй каскад – двухступенчатая турбина. Мощность этой турбины в основном расходуется на привод ротора КНД.

Турбина состоит из ротора турбины ВД, ротора турбины НД, статора.

Ротор турбины ВД имеет одно рабочее колесо. Ротор турбины НД имеет два рабочих колеса. Поток горячих газов направляется на лопатки рабочих колес турбины сопловыми аппаратами, установленными на статоре турбины.

2.2 Основные параметры двигателя НК-86 при номинальном режиме, в условиях МСА

Степень двухконтурности

Степень повышения давления в вентиляторных ступенях компрессора низкого давления

Степень повышения давления, в компрессоре высокого давления включая подпорные ступени КНД

Суммарная степень повышения давления

Суммарный расход воздуха .

Температура воздуха на входе в вентилятор .

Давление воздуха на входе в вентилятор

Температура газов на входе в ТВД

КПД вентилятора и компрессора принять равным

КПД турбины

2.3 Конвертирование авиационного двигателя НК-86 для работы в качестве газогенератора наземной газотурбинной энергетической установки ТЭЦ

Конвертированный двигатель НК-86 СТ показан на рисунке 4.

Рисунок 4 – Двигатель НК-86 СТ

Здесь:

I – каскад компрессора низкого давления;

II – каскад компрессора высокого давления;

III – свободная силовая турбина;

1 - рама газогенератора;

2 - рама свободной силовой турбины;

3 - входное устройство компрессора;

4 - компрессор низкого давления (КНД);

5 - компрессор высокого давления (КВД);

6 - камера сгорания;

7 - турбина высокого давления (ТВД);

8 - турбина низкого давления (ТНД);

9 - силовая турбина (СТ).

Двигатель НК-86 СТ содержит два каскада I,II газогенератора и свободную силовую турбину III. Газогенератор и свободная силовая турбина установлены на рамы остова 1,2. Силовая турбина устанавливается вместо реактивного сопла, которое удаляется.

Входное устройство компрессора 3 гидравлически соединено с воздухоочистителем.

Каскад компрессора низкого давления конструктивно изменен путем среза и удаления концевой части рабочих лопаток двух винтиляторных ступеней, ометавших площадь сечения внешнего контура. В этом случае компрессор подает воздух только во внутренний контур, а внешний контур полностью закрывается. Во внешний контур после КНД подается небольшое количество воздуха для охлаждения горячих частей турбин, который затем возвращается в общий поток газов внутреннего контура. При этом уменьшается требуемая мощность на привод вентиляторных ступеней, получаемой от ТНД, что позволяет удалить лопатки второй ступени ТНД и тем самым увеличить тепловую и потенциальную энергию газового потока на выходе из ТНД, которая срабатывает в свободной силовой турбине, предназначенной для выработки электрической энергии.

Компрессор и турбина высокого давления конструктивно не изменяются.

Свободная силовая турбина проектируется с учетом расхода газов через внутренний контур, а также температуры и давления газов после газогенератора. Разработанный блок силовой турбины устанавливается на собственную раму и припасовывается к газогенератору, установленному на свою раму, образуя турбоблок. Турбоблок посредством рам, содержащих колеса, устанавливается на направляющие, по которым он может перемещаться, что удобно в процессе эксплуатации. Это позволяет быстро провести замену газогенератора, силовой турбины или турбоблока на заранее отремонтированные, или новые.

2.4 Термодинамический расчет конвертированного двигателя НК-86

2.4.1 Удельная работа, затрачиваемая на адиабатическое сжатие 1 кг воздуха в двухступенчатом вентиляторе,

при .

2.4.2 Температура воздуха на участке разделения потока по контурам (после вентиляторных ступеней КНД)

2.4.3 Давление заторможенного воздуха за вентиляторными ступенями или на входе в подпорные ступени КНД

2.4.4 Удельная работа, затрачиваемая на адиабатическое сжатие 1 кг воздуха компрессором,

2.4.5 Суммарная удельная работа, затрачиваемая в компрессоре с учетом отбора воздуха на охлаждение турбин,

2.4.6 Температура воздуха за компрессором или на входе в камеру сгорания

2.4.7 Давление воздуха за компрессором или на входе в камеру сгорания

2.4.8 Расход воздуха через внутренний контур двигателя

2.4.9 Расход топлива определим, используя методику, изложенную в разделе 1.1 первой главы. В качестве топлива может использоваться жидкое или газообразное топливо.

В расчетах принимаем , L₀ =14,9 .

Количество тепловой энергии, которую нужно получить от сжигания топлива в камере сгорания, в первом приближении находим из выражения

. находим по номограмме, (см. рисунок 1, приложение 1).

Требуемый расход топлива в первом приближении составил величину

Расход газов на выходе из камеры сгорания, в первом приближении, составит величину

Из выражения находим уточненное требуемое количество тепловой энергии. Уточняем расход топлива и расход газов. В третьем приближении окончательно будем иметь

; ; .

2.4.10 Расход топлива g_T на 1кг воздуха

2.4.11 Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру сгорания,

2.4.12 При и по номограмме (см. рисунок 2, приложение 1) определяем , т.е. температура газов на входе в ТВД получилась равной ранее принятой в расчете, что подтверждает точность проведенных расчетов. Допустимое значение [] =1270 [^○K].

2.4.13 Давление газа перед турбиной газогенератора

2.4.14 Температура торможения газов за турбиной газокомпрессора или перед свободной силовой турбиной

При и , , .

2.4.15 Степень расширения газов в турбине газогенератора

2.4.16 Давление газов за турбиной газогенератора

2.4.17 Давление газов за свободной силовой турбиной принимаем равной , тогда степень расширения газов в силовой свободной турбине будет равна

Удельная работа свободной силовой турбины

При и .

2.4.19 Температура торможения газов за свободной силовой турбиной

2.4.20 Мощность свободной силовой турбины

2.4.21 Мощность, потребляемая вентиляторными ступенями для сжатия воздуха, поступающего во внутренний контур,

2.4.22 Мощность, потребляемая от турбины газокомпрессора на сжатие

воздуха компрессором без учета отбора воздуха на охлаждение турбин,

2.4.23 Мощность, потребляемая от турбины газокомпрессора на сжатие воздуха компрессором с учетом отбора воздуха на охлаждение турбин,

2.4.24 Количество тепла, подводимое с топливом в единицу времени,

2.4.25 Потери тепла с выходящими газами, без утилизации их тепла

При и .

2.4.26 Мощность двигателя с учетом внутренних потерь и расходов на вспомогательные нужды может составить величину

2.4.27 Эффективный КПД двигателя

; .

Из расчета видно, что если не утилизировать тепло выходящих газов ГТУ, то в атмосферу будет уходить безвозвратно более 68% тепловой энергии, полученной от сжигания топлива. КПД энергетической установки составит всего 31,3%. Расмотрим вариант преобразования газотурбинной ТЭЦ в комбинированную ГПТУ простого цикла, когда паротурбинная установка является полностью утилизационной, работающей за счет тепла выхлопных газов ГТУ.

2.5 Устройство и работа комбинированной газопаротурбинной установки на базе двигателя НК-86

В комбинированном газопаровом цикле хорошо сочетаются достоинства газотурбинного и парового циклов. Газотурбинному циклу свойственна высокая температура подвода теплоты, а для парового цикла низкая температура отвода теплоты. В нашем случае рассматриваем газопаровую установку с котлом-утилизатором. В таких установках основным является газотурбинный цикл, а паротурбинный является надстройкой, т.к. для паротурбинного цикла единственным источником теплоты являются горячие выходные газы ГТУ. Котлы – утилизаторы не рассчитаны на обеспечение автономной работы паротурбинной части установки при остановке газотурбинного двигателя.

В составе газопаровых установок с котлами-утилизаторами обычно используют несколько газотурбинных установок, каждая из которых работает на свой котел – утилизатор, вырабатывающих пар для работы общей паровой турбины.

Доля электрической мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности газопаровых установок с котлами – утилизаторами составляет примерно 70%.

На рисунке 5 в T,S – координатах показан идеальный цикл газопаровой установки с котлом – утилизатором.

Рисунок 5 – Идеальный цикл ГПТУ с котлом – утилизатором

Газотурбинный цикл установки обозначен цифрами 1,2,3,4, а паротурбинный цикл буквами abcdef. Часть тепла, отводимого из газотурбинного цикла, подводится в паротурбинный цикл, часть тепла отводится в контактном теплоутилизаторе для получения горячей воды, а часть тепла с выходными газами теряется в атмосфере.

Комбинированный цикл газопаровой установки является полностью бинарным, т.к. верхний цикл является единственным источником тепла для нижнего цикла.

Принципиальная тепловая схема ГПТУ приведена на рисунке 6. Согласно эгой схемы отработавшие в двигателе газы поступают в утилизационный парогенератор 17, включающий в себя экономайзер 23, испаритель 24 и пароперегреватель 19. После парогенератора отработавшие газы поступают в контактный теплоутилизатор 21. В контактном теплоутилизаторе вода, содержащаяся в отработавших газах в виде пара, конденсируется, смешиваясь с водой, впрыскиваемой через форсунки 22. Конденсат смешивается с охлаждаемой водой и поступает в нижнюю часть теплоутилизатора с температурой 80°C. Эта смесь грязной воды, посредством насоса 20, подается в водоводяной теплообменник 13, где нагревает чистую воду, идущую к потребителю. Грязная вода, охладившись в теплообменнике 13, снова впрыскивается через форсунки 20. Выходные газы из контактного теплоутилизатора уходят в атмосферу с температурой 40 ÷ 50°C.

1 – воздухоочиститель (ВОУ); 2,16,20 – циркуляционные насосы;

3 – газотурбинный турбоблок; 4 – силовая турбина турбоблока;

5,7 – электрогенераторы; 6 – паровая турбина; 8 – паросиловая установка; 9,25 – подкачивающие насосы; 18 – конденсатор мятого пара;

12 – бойлер; 13 – водоводяной теплообменник; 14 – коллектор – сепаратор; 15,20 – трубчатый теплообменник; 17 – утилизационный парогенератор; 19 – пароперегреватель; 21 – контактный теплоутилизатор;

22 – форсунка впрыска воды; 23 – экономайзер; 24 – испаритель;

27 – питательный насос; 28 – водоочистное устройство; 29 – сборный бак конденсата; 30 – источник водоснабжения ТЭС, или водохранилище, градирня, брызгальное устройство.

Рисунок 6 – Принципиальная тепловая схема ГПТУ с котлом – утилизатором

В круге циркуляции грязной воды в контактном теплоутилизаторе 21 циркулирует определенное количество воды. Образующийся конденсат воды в результате конденсации паров воды, содержащихся в выходных газах, посредством насоса 25 подается в трубчатый теплообменник 26, установленный в сборнике конденсата 29, передает тепло конденсату и поступает на очистку в устройство 28, откуда сливается в конденсатосборник.

Конденсат из конденсатосборника 29 насосом 27 под большим давлением подается в экономайзер 23 котла – утилизатора 17 и затем поступает в коллектор – сепаратор 14. Из коллектора 14 посредством циркуляционного насоса 16 вода поступает в испаритель 24, где большая ее часть превращается в пар за счет горячих выходящих газов двигателя. Насыщенный пар из испарителя 24 поступает в коллектор – сепаратор 14, откуда пар поступает в пароперегреватель 19 и далее срабатывает в паровой турбине 6, которая является силовым приводом электрогенератора 7. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор 18, где конденсируется. Мятый пар предварительно можно направлять в систему отопления населенного пункта, допуская степень влажности пара на выходе из системы γ, затем направлять в конденсатор. Из конденсатора конденсат насосом 9 подается в сборный бак 29. Между ступенями паровой турбины осуществляется отбор пара. Этот пар подается в бойлер 12, где нагревает воду для потребителя. В конденсатор 18 подается вода для конденсации пара из источника водоснабжения ТЭЦ 30. Туда же эта вода возвращается.

2.6 Расчет паротурбиной части установки

2.6.1 Определение основных параметров ПТУ

В утилизационный парогенератор УПГ выхлопные газы двигателя поступают с параметрами: .

Из практики известно, что сопротивление УПГ не превышает 4 кПа. При этом УПГ снижает шум на 1020 дБ. В нашем случае сопротивление газового тракта УПГ может составить до 18 кПа, поэтому можно использовать оребрение труб паротурбинной части, что позволит получить легкую и компактную конструкцию.

На рисунке 7 приведен график распределения температур по высоте УПГ. Сплошная линия – изменение температуры газа, штрих-пунктирная – изменение температуры воды и пара.

Газы

Рисунок 7 ─ Распределение температуры газа, воды и пара в УПГ

;

- температура воды в сборном баке;

- температура воды после экономайзера;

- температура сухого насыщенного пара;

- температура перегретого пара;

- температура газа на выходе из УПГ;

- температура газа на входе УПГ.

Вода, поступившая в экономайзер под давлением и температуре , имеет теплосодержание .

При нагреве воды в экономайзере до теплосодержание воды становится равным . Вода из экономайзера поступает в испаритель, где она при давлении нагревается до температуры . Теплосодержание воды при этом становится равным .

Вода в испарителе при и преобразуется в сухой насыщенный пар, теплосодержание которого составляет величину .

Следовательно, теплота только на парообразовании при выбранных параметрах составляет величину .

Теплота парообразования воды в испарителе, с учетом нагрева воды с до и превращения ее в насыщенный сухой пар составляет величину .

Из испарителя сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где он нагревается до температуры . Теплосодержание перегретого пара составляет величину .

Перегретый пар срабатывает в паровой турбине до атмосферного давления и температуры . Теплосодержание пара на выходе из турбины равно .

Отработавший в паровой турбине пар можно использовать для бытовых нужд системы отопления населенного пункта. В системе отопления можно использовать влажный пар, содержащий капельки воды. Если допустить степень влажности пара , тогда теплосодержание влажного пара на выходе из системы отопления составит величину . С таким теплосодержанием влажный пар войдет в конденсатор. Следовательно, конденсатор нужно проектировать на теплосодержание пара .

2.6.2 Тепловой и газодинамический расчёт ПТУ

Уравнение теплового баланса в парогенераторе имеет вид

Тогда паровое отношение определяется из выражения

Из газодинамического расчета ГТУ известно .

Количество пара , которое можно получить в парогенераторе,

Цикл паротурбинной установки в TS координатах имеет вид, показанный на рисунке 8.

Рисунок 8 ─ Цикл Ренкина для перегретого пара

Подведенная в цикле теплота .

Термический КПД цикла Ренкина, если пренебречь работой насоса, . Здесь – КПД паровой турбины.

Полезная работа, совершенная 1кг пара в необратимом процессе в турбине, т.е. с учетом потерь в турбине

От паровой турбины можно получить мощность

С учетом парового цикла эффективная мощность для производства электроэнергии составит величину

Эффективный КПД комбинированной газопаротурбинной установки составит величину

При использовании отработавшего в турбине пара для бытовых нужд, например, для системы отопления населенного пункта, можно дополнительно получить не менее

Тепловая мощность системы отопления составит величину

В этом случае мощность комплекса будет

Эффективный КПД комплекса составит величину

Если утилизировать тепло низкотемпературных газов, выходящих из котла – утилизатора, путем установки за ним контактного теплоутилизатора с активной насадкой, можно снизить температуру газов на выходе в атмосферу до 40÷50°C и использовать скрытую теплоту конденсации водяных паров, находящихся в газах. Однако надо иметь в виду, что использовать контактный теплоутилизатор можно только в том случае, если газы получены при сжигании в топке котла, или камере сгорания ГТУ топлива, не содержащего в своём составе серы. Получаемый в контактном теплоутилизаторе конденсат, в результате непосредственного контактирования с горячими газами, сильно загрязняется, поэтому возникает проблема его очистки.

2.7 Устройство и работа контактного теплоутилизатора с активной насадкой

Принципиальная схема утилизатора приведена на рисунке 9.

Выходные газы из котла - утилизатора поступают на вход 1 контактного утилизатора тепла, проходят через кольца Рашига активной насадки 2, смоченных водой, разбрызгиваемой форсунками распылителя воды 4. При этом происходит непосредственный контакт воды с горячими газами, увеличивается теплоотдача от газов к воде за счет теплообмена и конденсации водяных паров, содержащихся в газе. Температура нагреваемой воды ограничена температурой мокрого термометра дымовых газов, которая при составляет . Грязная вода с температурой стекает в нижнюю часть корпуса 1 и далее насосом 7 подается в водоводяной теплообменник 5, где передает тепло чистой воде посредством трубчатого теплообменника 6. Это может быть подпиточная вода или вода для системы горячего водоснабжения. Грязная вода далее подается к форсункам распылителя 4 и таким образом круг циркуляции воды замыкается.

1 – корпус; 2 – насадка из керамических колец Рашига; 3 – циклон; 4 – распылитель воды; 5 – водоводяной теплообменник; 6 – трубчатый теплообменник; 7 – насос; 8 – бак грязного конденсата.

Рисунок 9 – Контактный теплообменник с керамической насадкой

Количество грязной воды возрастает за счет конденсата, получающегося в результате конденсации паров воды, находящихся в газах. Излишки конденсата стекают в бак 8, откуда насосом подаются в трубчатый теплообменник, установленный в сборном баке конденсата, подогревают конденсат, затем очищаются и сливаются в общий сборный бак конденсата. Газы из контактного теплоутилизатора проходят через циклон 3, где отделяется влага, и затем с температурой 40÷50°C они удаляются в атмосферу, а вода сливается в бак 8.

Контактный утилизатор тепла имеет следующие достоинства:

1) Используется скрытая теплота конденсации паров воды содержащихся в газах.

2) Происходит естественная деаэрация воды, т.к. значительно снижается концентрация кислорода в воде, однако, при этом увеличивается концентрация CO₂.

Возможен нагрев жестких вод, содержащих соли CaSO₄, MgSO₄, без предварительного умягчения, т.к. испарение воды отсутствует, и эти соли не выпадают в осадок. В источнике [5] показано что увеличение концентрации CO₂позволяет перевести выпавшие в осадок карбонаты в растворимую соль из-за смещения реакции вправо

Габариты аппаратов небольшие, т.к. условия передачи тепла хорошие.

Температура грязной воды ограничена значением t_M, т.к. при более высоких температурах происходит только ее испарение.

Площадь поверхностей элементов теплообмена зависит от гидродинамики движения потоков жидкости и газа.

Зависимость аэродинамического сопротивления активной насадки от скорости потока газа показана на рисунке 10.

Наиболее выгодный режим контактного аппарата ─ это режим на участке IV. При скорости потока газа, соответствующей точки И графика, возникает жидкостный кипящий слой в насадке. Вода течет сплошным потоком, а газ дисперсным, в виде пузырей, проходящих через слой воды. При этом процессы теплообмена значительно интенсифицируются.

Рисунок 10 ─ Режимы работы насадки

В точке 3 наступает процесс захлебывания. Сопротивление насадки становится очень большим, крупные пузыри газа уносят воду из насадки. Интенсивность тепломассообмена между рабочими телами резко уменьшается. Отсюда следует, что контактные аппараты надежно работают в узком диапазоне скоростей ΔU.

2.8 Расчет контактного теплоутилизатора

Из термогазодинамического расчета ГТУ и паротурбинной части установки получены исходные данные для расчета.

1) Расход газов на выходе из котла – утилизатора или на входе в контактный теплообменник .

2) Температура газов на входе в теплоутилизатор .

3) Количество теоретически необходимого воздуха для сжигания 1кг топлива .

4) Коэффициент избытка воздуха при сгорании топлива в камере сгорания ГТУ .

5) Температуру газов на выходе из контактного теплообменника принимаем равной .

2.8.1 Количество воздуха, участвовавшего в процессе сжигания топлива в камере сгорания ГТУ,

2.8.2 Количество образовавшихся газов при сжигании 1кг топлива

2.8.3 Из [4] следует, что при сжигании 1кг типичного природного газа образуется следующее количество воды .

2.8.4 Из пропорции следует, что расход воды , в составе газов с расходом , будет равен

2.8.5 При температуре газов, а значит, и паров воды 150°C (423°C), при теплосодержание паров воды, [3] .

2.8.6 Количество тепловой энергии, перешедшей в грязную воду за счет конденсации паров воды, находящихся в газах,

2.8.7 Количество тепловой энергии, получаемой от газов в контактном теплообменнике за счет снижения температуры газов,

2.8.8 Суммарная тепловая мощность, перешедшая от газов в грязную воду контактного теплообменника,

2.8.9 Тепловая мощность, переданная грязной водой чистой воде в водоводяном теплообменнике,

2.8.10 Можно получить расход горячей воды с температурой 65°C пpи температуре холодной воды 15°C из выражения

, т.е. можно получить около горячей воды с температурой 65°C.

Выводы

1) Комбинированная газопаротурбинная установка позволяет получить электрической энергии, тепловой энергии для системы отопления и тепловой энергии для горячего водоснабжения, с расходом горячей воды с температурой 65°C.

2) КПД энергетической установки составит величину

3) Потери тепла с уходящими газами

4) Потери тепла в конденсаторе

5) Суммарные потери с уходящими газами и в конденсаторе

6) Потери тепла в водоводяном теплообменнике контактного теплоутилизатора

7) Полезная мощность и учтенные потери составят величину 78120 кВт. Неучтенные потери составят величину 5010 кВт.

Если не утилизировать тепло уходящих газов, то мы получили бы всего 26030 кВт электрической мощности, и КПД установки составил бы всего 31,3%.

3 Газотурбинные энергетические установки с «сухим» воздушным контуром для газотурбинных ТЭЦ

Замена морально и технически устаревшего энергетического и теплотехнического оборудования является первоочередной задачей промышленных предприятий и социальной сферы. Внедрение новых газотурбинных технологий на газотурбинных ТЭЦ позволяет дать людям дешевую электроэнергию и тепло, улучшить экологическую обстановку , увеличить производственные мощности и количество рабочих мест, привлечь в сферу производства специалистов высокой квалификации.

В мировой энергетике признано, что к системам теплоэлектроснабжения, дающим максимальную экономию топлива, т.е. дающим максимальный энергосберегающий эффект, относятся газотурбинные ТЭЦ, где утилизируется тепло выходных газов ГТУ. Эффективный коэффициент использования топлива таких систем достигает 90% и не имеет себе равных среди других технологий (кроме тригенерации).

В большинстве стран мира приняты законы, запрещающие раздельное производство электроэнергии и тепла там, где есть природный газ.

Основной составляющей затрат на производство электроэнергии и тепла являются затраты на топливо. Поэтому только за счет экономии топлива можно снизить себестоимость электроэнергии и тепла, особенно при неизбежном росте цен на топливо. Если мы хотим жить богаче, мы должны принять законы, стимулирующие применение газотурбинных электростанций в системах когенерации.

3.1 Принципиальные схемы, устройство и работа энергетических установок

Рассмотрим газотурбинные энергетические установки с «сухим» воздушным контуром для газотурбинных ТЭЦ, разработанных по схемам, показанным на рисунке 11 и рисунке 12, представленных в источниках .

Эти установки содержат, кроме газовой силовой турбины, еще и воздушную турбину, работающую на электрогенератор. В этих установках появляется возможность использования горячего воздуха с выхлопа воздушной турбины, в технологических процессах сушки, выпаривания, в системах отопления производственных корпусов, ангаров, теплиц. Эти установки можно эффективно использовать в разных отраслях промышленности и энергетики, в том числе и на ТЭЦ . Высокая экономичность установки получается вследствие того, что воздушная турбина работает за счет утилизации тепла выходных газов газовой силовой турбины. В установках не используется сложное, дорогостоящее и металлоемкое паросиловое оборудование, что обеспечивает высокую технико-экономическую эффективность эксплуатации и быструю окупаемость.

1 – входное устройство, 2 – КНД и КВД, 3 – камера сгорания, 4 – турбины газогенератора, 5 – силовая газовая турбина, 6 – направляющий аппарат силовой турбины, 7- вал привода электрогенератора, 8- воздушная турбина, 9 – направляющий аппарат воздушной турбины, 10 – выходной диффузор воздушной турбины, 11 – выходной диффузор газовой силовой турбины, 12 – входной конфузор воздушной турбины, 13–воздуховод, 14 – воздухоподогреватель, 15 – наружный воздушный контур газогенератора, конфузор на входе в наружный контур.

Рисунок 11– Газотурбинная энергетическая установка с «сухим» воздушным контуром для газотурбинных ТЭЦ на базе двухконтурного ГТД

Газотурбинная энергетическая установка, показанная на рисунке 11, выполнена на базе двухконтурного двухвального газотурбинного двигателя. Установка состоит из газогенератора, свободной силовой газовой турбины 5, регенеративного воздухоподогревателя 14 и воздушной турбины 8. Валы газовой и воздушной турбины объединены общим валом, который передает вырабатываемую турбинами механическую энергию валу электрогенератора Газогенератор состоит из каскадов турбин низкого и высокого давления 4, работающих на компрессор низкого и высокого давления 2, а также включает входное устройство 1 и камеру сгорания 3. Общий поток воздуха, создаваемый компрессором низкого давления, на участке разделения потока 16 по контурам разделяется на два потока. Часть потока поступает в наружный контур с давлением воздуха после КНД 15, а часть– во внутренний, который дожимается КВД до более высокого давления и подается в камеру сгорания 3. В камеру сгорания 3 подается топливо. В результате сжигания топлива в камере сгорания 3 образуются горячие газы, которые поступают в турбины газогенератора 4, которые вырабатывают механическую энергию для привода компрессоров 2. Газы, после турбин газогенератора, через входной направляющий аппарат 6 поступают в газовую свободную турбину 5, где вырабатывается механическая энергия для совершения полезной работы. Газы после силовой турбины 5 по газоходу 11 поступают в воздухоподогреватель 14, где передают тепло воздуху наружного контура 15. После воздухоподогревателя 14 газы поступают в контактный теплоутилизатор (не показанный на рисунке), где отдают тепловую энергию воде, в том числе и тепло конденсации паров воды, находящихся в газах. Из контактного теплоутилизатора газы уходят в атмосферу с температурой, не превышающей 50⁰С.

Воздух наружного контура 15, дополнительно нагретый в воздухоподогревателе 14 по воздуховодам 13,12, и направляющий аппарат 9 поступает в воздушную турбину 8, вырабатывающую дополнительную механическую энергию, используемую для выработки электрической энергии. Горячей воздух с выхода 10 воздушной турбины 8 поступает через воздуховод потребителю.

Газотурбинная энергетическая установка, показанная на рисунке 12, может быть выполнена на базе двухвального двигателя, содержащего один контур, или на базе двухконтурного двигателя, но с закрытым наружным контуром так, как это показано в разделе 2, пункт 2.3 настоящей работы. Установка состоит из газогенератора, свободной силовой турбины 5, регенеративного воздухоподогревателя и воздушного турбодетандера. Газогенератор состоит из входного устройства 1, компрессора 2, камеры сгорания 3 и турбины 4. Турбина 4 и компрессор 2 установлены на общем валу. Силовая турбина 5 установлена на отдельном валу 16, который соединен с валом электрогенератора ТЭЦ. Поток воздуха, создаваемый компрессором 2, под давлением поступает в камеру сгорания 3, куда также подается топливо.

1 – входное устройство, 2 – компрессор, 3 – камера сгорания, 4 – турбина газогенератора, 5- силовая газовая турбина. 6 – выходной диффузор силовой турбины, 7 – воздухонагреватель, 8 – воздуховод, 9 – выходной диффузор компрессора воздушного турбодетандера, 10 – компрессор воздушного турбодетандера, 11 – вал воздушного турбодетандера, 12 – воздушная турбина турбодетандера, 13 – выходной диффузор воздушной турбины, 14 – направляющий аппарат воздушной турбины, 15 – направляющий аппарат газовой силовой турбины, 16 – выходной вал воздушной турбины.

Рисунок 12- Газотурбинная энергетическая установка с «сухим» воздушным контуром для газотурбинных ТЭЦ на базе одноконтурного ГТД

В результате сжигания топлива в камере сгорания 3 образуются горячие газы, которые поступают в турбину газогенератора 4, которая осуществляет привод компрессора 2. Газы, после турбины 4, поступают через направляющий аппарат 15 в силовую турбину 5, где вырабатывается механическая энергия для совершения полезной работы. После силовой турбины 5 газы поступают в воздухоподогреватель 7 и затем в контактный теплоутилизатор (не показанный на рисунке), откуда газы уходят в атмосферу. Воздушный турбодетандер состоит из воздушной турбины 12 и компрессора 10, установленных на общем валу 11. Атмосферный воздух, поступающий в компрессор 10, сжимается с высокой степенью сжатия и подается в воздухонагреватель 7, где нагревается за счет тепла выходных газов ГТД. Горячий воздух под давлением поступает в воздушную турбину 12, где вырабатывается механическая энергия, расходуемая на привод компрессора 10, а также передаваемая посредством вала 17 еще на один электрогенератор. Горячий воздух после воздушный турбины 12 уходит по воздушному трубопроводу потребителю.

Газогенератор энергетических установок, выполненных по схемам (см. рисунок 11, и рисунок 12) разрабатываем то же на базе двигателя НК-86. Это позволит сравнить эффективность энергетических установок, выполненных по разным схемам, с точки зрения получаемого энергосберегающего эффекта.

Конструкция двигателя НК-86 и его основные технические характеристики изложены в разделе 2 работы.

Конвертирование двигателя для работы по схеме рисунка 11 заключается в удалении реактивного сопла. Вместо реактивного сопла установлена силовая турбина, образуя турбоблок так, как показано на рисунке 4. Вал силовой турбины соединен с валом электрогенератора. Однако в этом случае турбины газогенератора и компрессора конструктивно не изменяются. Воздух наружного контура поступает в воздухонагреватель, где нагревается выходными газами внутреннего контура, а затем поступает в воздушную турбину, работающую на свой электрогенератор. Вал газовой силовой турбины может быть соединен с валом воздушной турбины. В этом случае газовая и воздушная турбины будут работать на общий электрогенератор. Отработавший горячий воздух с выхода воздушной турбины поступает потребителю. Конвертирование двигателя для работы по схеме 12 аналогично описанному в главе 2, раздел 2.3 .

3.2 Термодинамический расчет конвертированного двигателя НК-86 СТ, согласно схемы, рисунок 11

3.2.1 Удельная работа, затрачиваемая на адиабатическое сжатие 1кг воздуха в двухступенчатом вентиляторе,

3.2.2 Температура воздуха на участке разделения потока по контурам (после вентиляторных ступеней КНД)

3.2.3 Давление заторможенного воздуха за вентиляторными ступенями

или на входе в подпорные ступени КНД

3.2.4 Удельная работа, затрачиваемая на сжатие 1кг воздуха тремя подпорными ступенями КНД и КВД,

3.2.5 Температура воздуха за компрессором или на входе в камеру сгорания

3.2.6 Давление воздуха за компрессором или на входе в камеру сгорания

3.2.7 Расход топлива определен в разделе 2, пункт 2.4.8

3.2.8 Расход воздуха через внутренний контур двигателя

3.2.9 Расход воздуха через наружный контур

3.2.10 Расход топлива g_Tна 1кг воздуха

3.2.11 Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру сгорания,

Здесь: для керосинов и дизтоплива =14,9 - теоретически необходимое количество воздуха для полного сгорания 1кг топлива.

3.2.12 Температуру газов перед турбиной находим в зависимости от температуры воздуха , на входе в камеру сгорания, и удельного расхода топлива . По номограмме (см. приложение 1, рисунок 2) при и .

Допустимое значение .

3.2.13 Давление газа перед турбиной газогенератора

= 0,94 – коэффициент потери давления газа в камере сгорания.

3.2.14 Суммарная удельная работа, затрачиваемая в компрессоре и вентиляторе, на сжатие воздуха

Здесь: = 1,02; = .

3.2.15 Температура торможения газов за турбиной газогенератора или перед свободной силовой турбиной

Здесь: = - теплоемкость газа при . Значение более точно можно определить по номограмме (см. приложение 1 рисунок 1) при и расчетном значении коэффициента избытка воздуха ..

При и , , , =0,287

3.2.16 Степень расширения газов в турбине газогенератора.

3.2.17 Давление газов за турбиной газогенератора

3.2.18 Давление газов за свободной силовой турбиной принимаем ,тогда степень расширения газов в силовой турбине будет

3.2.19 Удельная работа свободной силовой турбины

При и

3.2.20 Температура торможения газов за свободной силовой турбиной

3.2.21 Мощность свободной силовой турбины

Здесь: .

3.2.22 Мощность, потребляемая вентиляторными ступенями, для сжатия

воздуха, поступающего во внутренний контур,

3.2.23 Мощность, потребляемая вентиляторными ступенями, для сжатия воздуха, поступающего во внешний контур с расходом =156,8 Кг/с,

3.2.24 Мощность, потребляемая от турбины газокомпрессора на сжатие воздуха компрессором,

3.2.25 Количества тепла подводимого с топливом в единицу времени.

3.2.26 Количество тепла с выходящими газами из силовой турбины

При и .

Из расчета следует, что при конвертировании двигателя НК-86 по схеме, согласно рисунку 11, в основном газотурбинном цикле получаем электрическую мощность , кВт, а также горячий воздух с температурой и расходом =156,8 Кг/с.

Тепловая мощность горячего воздуха наружного контура составляет величину , кВт.

При этом количество тепловой энергии в выходящих из силовой турбины газах составляет величину . Если не утилизировать это тепло, то электрический КПД установки составит всего

, (12,3 %).

КПД энергетической установки, с учетом тепловой мощности воздуха был бы равным

, (30 %).

В результате утилизации тепла выходных газов двигателя НК-86 СТ при помощи трубчатого воздухоподогревателя, а затем контактного теплоутилизатора, можно повысить КПД энергетической установки.

3.3 Назначение, устройство, работа и тепловой расчет трубчатого воздухоподогревателя

Воздухоподогреватель предназначен для подогрева воздуха, поступающего из наружного контура двигателя на вход воздушной турбины, согласно рисунку 11, с целью повышения мощности и КПД двигателя за счет использования тепла выходных газов.

В качестве воздухоподогревателя энергетической установки можно использовать выпускаемый промышленностью воздухоподогреватель трубчатый ВПТ – 2000 для газоперекачивающего агрегата ГТК–10–4.

Воздухоподогреватель состоит из двух секций левого и правого исполнения. Компоновка секции показана на рисунке 13. Конструкция секции показана на рисунке 14, а теплообменного модуля на рисунке 15.

1-рама, 2 – теплообменные модули, 3 – подводящий трубопровод, 4 – отводящий трубопровод, 5 – диффузор, 6,7 – компенсатор, 8- люки - лазы, 9 – элементы газохода.

Рисунок 13 -- Компоновка секции воздухоподогревателя

Воздухоподогреватель ВПТ- 2000 поставляется на компрессорные станции для замены пластинчатых воздухоподогревателей. В этом агрегате воздухоподогреватель предназначен для подогрева воздуха, поступающего из компрессора в камеру сгорания,с целью повышения КПД ГТУ. Подогрев осуществляется за счёт тепла продуктов сгорания после газовой турбины.

Секция состоит из четырех теплообменных модулей 2, опорной рамы 1, подводящего воздуховода 3, отводящего воздуховода 4, входного диффузора 5 для выходных газов, компенсаторов 6,7, элементов газоходов для подвода газов из воздухоподогревателя к контактному теплообменнику. Для обслуживания и ремонта воздухоподогревателя предусмотрены люки-лазы 8. Теплообменные модули 2 устанавливаются последовательно на опорную раму 1 и друг на друга. В рассматриваемой энергетической установе секция может быть выполнена из пяти или шести модулей. Компенсация тепловых деформаций воздуховодов, газоходов и корпуса осуществляется штатными линзовыми компенсаторами и сальникового типа. После монтажа воздухоподогревателя секции должны быть опресованы и все внешние поверхности должны быть теплоизолированы.

Из теплового расчета воздухоподогревателя нужно определить температуру воздуха на выходе из воздухоподогревателя.

Из предыдущего термогазодинамического расчета конвертированного двигателя НК-86 определены следующие параметры:

1) Расход воздуха через наружный контур двигателя .

2) Температура воздуха на участке разделения воздушного потока по контурам .

3) Давление воздуха на участке разделения воздушного потока по контурам .

4) Расход газов на входе в воздухоподогреватель .

5) Давление газов на входе в воздухоподогреватель .

6) Температура газов на входе в воздухоподогреватель .

Из уравнения теплового баланса воздухоподогревателя

, следует

Потери давления в воздушном тракте воздухоподогревателя не превышают 10 кПа, а в газовом тракте не более 3 кПа. Следовательно, воздух в воздушную турбину войдет с температурой , давлением , и расходом .Газы в контактный теплообменник войдут с температурой , (150), давлением и расходом .

1 – рама, 2 – теплообменный модуль, 3 – входной коллектор, 4- выходной коллектор, 5 – перепускная камера, 6 – люки - лазы.

Рисунок 14 -- Секция воздухопотогревателя

7 – U-образные трубки, 8 – трубная решетка, 9 – промежуточные трубные решетки, 10,11 – верхняя и нижняя стенки, 12 – боковая стенка, 13 – камера входа (выхода), 14 – перепускная камера.

Рисунок 15– Теплообменный модуль

Распределение температур воздуха и газов в воздухоподогревателе показано на рисунке 16.

Рисунок 16– Распределение температур воздуха и газов в воздухоподогревателе

3.4 Термогазодинамический расчет воздушной турбины, согласно рисунку 11

3.4.1 Давление воздуха за воздушной турбиной принимаем равным

3.4.2 Степень расширения воздуха в воздушной турбине будет равна

3.4.3 Удельная работа воздушной турбины

При , , =1,375, .

3.4.4 Температура торможения воздуха за воздушной турбиной

, (272).

3.4.5 Мощность воздушной турбины

3.4.6 Количество тепловой энергии с выходящим горячим воздухом из воздушной турбины

3.4.7 Тепловой расчет контактного теплообменника приведен в разделе 2.8. Из этого расчета следует, что в контактном теплообменнике дополни-тельно можно получить тепловую мощность, равную , в виде горячей воды с температурой 65, с расходом , (300).

Выводы:

1) Энергетическая установка по схеме, (см. рисунок 11) позволяет получить

электрической энергии.

горячего воздуха с температурой и расходом . в виде горячей воды с температурой 65 и расходом (300).

2) КПД энергетической установки составит величину

, (»97,8%).

Для жидкого топлива =46503, [4].

3) Электрический КПД энергетической установки составит величину

, (»30,8 %).

При расчете КПД энергетической установки принята высшая теплотворная способность топлива, т.к. в тепловом балансе присутствует тепло, полученное в результате конденсации паров воды в газах.

4) Потери тепла с выходящими газами составят величину

В расчетах не учтены потери в окружающую среду в ГТУ, газоходах и воздуховодах. воздухоподогревателе, контактном теплообменнике.

Получаемая электрическая мощность могла бы быть больше в случае использования ГТУ с более высокой температурой газов на выходе из КС.

3.5 Термогазодинамический расчет конвертированного двигателя НК-86 СТ энергетической установки, работающей согласно рисунка 12

3.5.1 Суммарная удельная работа, затрачиваемая в компрессоре и вентиляторе при подрезанных лопатках вентилятора, на сжатие воздуха, поступающего во внутрений контур,

3.5.2 Суммарная удельная работа, затрачиваемая в компрессоре и вентиляторе с учетом отбора воздуха на охлаждение турбин,

3.5.3 Температура воздуха за компрессором или на входе в камеру сгорания

3.5.4 Температура газов на выходе из камеры сгорания принимаем равной

(допустимо ).

3.5.5 Температура газов за турбиной газогенератора составит величину

3.5.6 Давление воздуха на входе в компрессор

Величину потерь давления на входе в компрессор принимаем равным

3.5.7 Давление воздуха за компрессором

3.5.8 Давление газа перед турбиной газогенератора

- коэффицент потерь давления в камере сгорания.

3.5.9 Расход возддуха через внутренний контур двигателя

3.5.10 Расход топлива определим, используя методику, изложенную в разделе 1.1 первой главы. В качестве топлива может использоваться жидкое или газообразное топливо.

В расчетах принимаем , L₀ =14,9 .

находим по номограмме, (см. рисунок 1, приложение 1).

Требуемый расход топлива в первом приближении составил величину

Расход газов на выходе из камеры сгорания в первом приближении составит величину

Уточненное требуемое количество тепловой энергии составит величину

Уточняем расход топлива и газов

Окончательно имеем

Удельный расход топлива на 1кг воздуха

Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру сгорания,

При и по номограмме

(см. рисунок 2, приложение 1) находим , что подтверждает

точность проведенных расчетов.

По номограмме (см. рисунок 1, приложение 1) при и

Коэффициент адиабаты газов составит величину

3.5.11 Степень расширения газов в турбине газогенератора

3.5.12 Давление газов за турбиной газогенератора

3.5.13 Давление газов за свободной силовой турбиной принимаем равной .

3.5.14 Степень расширения газов в силовой турбине будет равно

3.5.15 Удельная работа свободной силовой турбины

При и ,

3.5.16 Температура торможения газов за свободной силовой турбиной

3.5.17 Мощность свободной силовой турбины

3.5.18 Количество тепла, подводимого с топливом,

3.5.19 Количество тепла с выходящими газами

принято по средней температуре выходных газов.

3.5.20 Возможная мощность двигателя с учетом внутренних потерь и

расходов на вспомогательные нужды

3.5.21 Без утилизации тепла выходных газов КПД энергетической установки составил бы величину

3.6 Уточненная принципиальная схема газотурбинной энергетической установки ТЭЦ с газотурбинной надстройкой, работающей по схеме согласно [7] и рисунка 12

Газотурбинная энергетическая установка ТЭЦ, разрабатываемая в соответствие с источником [7], согласно рисунку 12, кроме основной ГТУ, имеет газотурбинную надстройку, работающую за счет утилизации тепла выходных газов основной ГТУ.

Газотурбинную надстройку выполним на базе газотурбинного двигателя агрегата ГТ-700-5, показанного на рисунке 17.

Рисунок 17 – Продольный разрез газотурбинной установки ГТ-700-5

Этот двигатель можно использовать практически без переделки, так как он выполнен с регенерацией тепла выходных газов и поэтому имеет патрубок для выхода воздуха после компрессора и патрубок для входа горячего воздуха на входе в воздушную турбину. Головные и серийные образцы двигателя были испытаны и исследованы на стендах и на компрессорных станциях. Длительная эксплуатация показала высокую их надёжность. Описание устройства и работы двигателя приведено в [13].

Газовый поток выходящих газов после силовой турбины двигателя НК-86 СТ, идущих в воздухоподогреватель, нужно согласовать с расходом воздуха, поступающего после компрессора ГТ-700-5 в этот же воздухоподогреватель. При таком согласовании нужно учитывать техническую характеристику двигателя ГТ-700-5. В качестве воздухоподогревателей энергетической утаноки можно использовать серийные регенераторы двигателя ГТ-700-5

Техническая характеристика ГТ-700-5 для номинального режима

1) Сопротивление входного тракта .

При давление на входе в компрессор .

2) Номинальная мощность .

3) Эффективный КПД ГТУ .

4) Температура газа перед ТВД , .

5) Температура газа за силовой турбиной .

6) Степень сжатия компрессора .

7) Частота вращения вала газогенератора .

8) Частота вращения вала силовой турбины .

9) Расход воздуха .

10) Температура воздуха за компрессором .

Из термогазодинамического расчета конвертированного двигателя НК-86 СТ (см. главу 2, пункт 2.4.), следует, что газы в воздухоподогреватель поступают с расходом и температурой . Согласно технической характеристике двигателя ГТ-700-5, воздух после компрессора в воздухоподогреватель будет поступать с расходом не более и температурой не более .

Для согласования расходов в воздухоподогревателе по газовому и воздушному тракту выгодно конструктивно выполнить воздушный турбодетандер из двух ГТУ ГТ-700-5, включенных в схему параллельно. При этом поток выходящих газов после ГТУ НК-86СТ разделяется на два равных по расходу потока.

Принципиальная схема газотурбинной энергетической установки с газотурбинной надстройкой приведена на рисунке 18.

1- газотурбинный двигатель НК-86СТ; 2,2*- воздушный турбодетандер (ГТ-700-5); 3,3* - воздухоподогреватель;4,4*- контактный теплоутилизатор; 5,5*-воздухоочиститель; 6,6*- выходное устройство газов; 7,7* - электрогенератор; 8,8* - соединительная муфта; 9,9* - пусковое устройство ГТУ; 10,10* - сцепная муфта.

Рисунок 18 - Принципиальная схема газотурбинной энергетической установки ТЭЦ с газотурбинной надстройкой

3.7 Расчет характеристик воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме с использованием обобщенных относительных характеристик ГТУ

Из термогазодинамического расчета конвертированного двигателя НК-86СТ, работающего в составе энергетической установки по рисунку 12 (раздел 3.5), получены следующие данные необходимые для расчета:

1) Расход газов на выходе из силовой турбины двигателя НК-86СТ .

2) Давление газов за свободной силовой турбиной .

3) Температура газов на выходе из силовой турбины .

4) Температура газов на выходе из воздухоподогревателя принимаем .

В качестве воздушного турбодетандера используем газотурбинный двигатель ГТ-700-5, причем для согласования расхода газов, поступающих в воздухоподогреватель, и расхода воздуха, поступающего из компрессора воздушного турбодетандера, устанавливаем два ГТУ ГТ-700-5, включенных в схему, (см. рисунок 18) параллельно. Общий вид двигателя ГТ-700-5 в разрезе приведен на рисунке 17, а техническая характеристика для номинального режима дана в разделе 3.6.

3.7.1 Количество тепла уходящих газов ГТУ НК-86-СТ, которое может быть передан воздуху турбодетандера в воздухоподогревателе

Каждому из двух двигателей ГТ-700-5 за счет утилизации тепла выходных газов двигателя НК-86СТ может быть передано следующие количество тепла

Это фактическая тепловая мощность (эксергия) Ne двигателя ГТ-70005 в эксплуатационном режиме, работающего в качестве воздушного турбодетандера.

3.7.2 Количество тепловой энергии, получаемой от сжигания топлива в камере сгорания ГТ-700-5, при работе в номинальном режиме составляет величину

Это эксергия двигателя ГТ-700-5 в номинальном режиме.

3.7.3. Приведенная относительная мощность ГТ-700-5 в эксплуатационном режиме, работающего в качестве воздушного турбодетандера

При работе в условиях МСА, когда ;

3.7.4 По графикам обобщенных относительных характеристик ГТУ, (см. рисунок 19) находим относительные характеристики ГТ-700-5 для эксплуатационного режима

; ; ; ;

; ; ; .

Рисунок 19- Обобщённые относительные характеристики ГТУ.

3.7.5 Степень повышения давления воздуха в компрессоре при максимальновозможном эксплуатационном режиме работы ГТУ ГТ-700-5 в качестве воздушного турбодетандера

3.7.6 Температура воздуха после компрессора ГТ-700-5, или на входе в воздухоподогреватель

3.7.7 Фактический расход воздуха через тракт ГТ-79905 находим из выражения

3.7.8 Температуру воздуха перед турбиной газогенератора, равной температуре воздуха после воздухоподогревателя, находим из уравнения теплового баланса воздухоподогревателя

Откуда

Графики изменения температур воздуха и газов в воздухоподогревателе показаны на рисунке 20

Рисунок 20 – Графики изменения температур воздуха и газов в воздухоподогревателе

3.7.9 Частота вращения вала ТВД воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме будет равна

3.7.10 Из диаграммы режимов, (см. рисунок 21) по известному значению

и найденному значению находим

Рисунок 21 -- Диаграмма режимаов ГТУ

3.7.11 Частота вращения вала ТНД, или силовой турбины воздушного турбодетандера, работающей в эксплуатационном режиме на электрогенератор, составит величину

Требуемую частоту вращения вала ТНД для привода электрогенератора можно получить с помощью регулируемого направляющего аппарат РНА или сброса части воздуха из тракта двигателя в систему горячего воздуха, идущего потребителю.

Следовательно, между валами силовой турбины турбодетандера и электрогенератора устанавливать редуктор не потребуется.

3.8 Термогазодинамический расчет воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме

Исходные данные для расчета

; ; ;

; ; ; .

3.8.1 Удельная работа, затрагиваемая компрессором на сжатие 1 кг воздуха,

3.8.2 Температра воздуха за компрессором

По обощенным характеристикам .

3.8.3 Температура торможения воздуха за ТВД

3.8.4 Степень расширения воздуха в ТВД

3.8.5 Давление воздуха перед ТВД, с учетом потерь в воздухоподогревателе.

Из технической характеристики воздухподогревателя ВПТ-2000 для ГТК-10-4 гидравлическое сопротивление по воздушной стороне составляет , следовательно

3.8.6 Давление воздуха за ТВД

3.8.7 Давление воздуха за ТНД турбодетандера принимаем

3.8.8 Степень расширения воздуха в ТНД составит величину

3.8.9 Удельная работа, которую можно получить в свободной силвой турбине

При ; ; .

3.8.10 Температура торможения воздуха за свободной силовой турбиной турбодетандера

3.8.11 Мощность силовой турбины воздушного турбодетандера идущая на привод электрогенератора .

3.8.12 Суммарная электрическая мощность от двух турбодетандеров энергетической установки составит величину

3.8.13 Тепловая мощность, получаемая в виде горячего воздуха с температурой , давлением и суммарным расходом , составит величину

3.8.14 В верхней надстройке в газотурбинном цикле, за счет утилизации тепла выходных газов нижнего газотурбинного цикла в количестве , получено электрической мощности и тепловой мощности в виде горячего воздуха в количестве .

Суммарное количество электрической и тепловой мощности составит величину

3.8.15 Если не утилизировать тепло низкотемпературных газов, выходящих после воздухоподогревателя с расходом и температурой , то получим электрической энергии в количестве

и тепловой энергии в виде горячего воздуха в количестве .

3.8.16 Количество тепла с выходящими газами составит величину

В этом случае электрический КПД составит величину

Общий КПД энергетической установки составит

3.9 Расчет тепловой энергии, получаемой за счет утилизации тепла низкотемпературных газов, выходящих после воздухоподогревателя

Утилизируем это тепло в газоводяном экономайзере, где температуру выходных газов снижаем до 150, а затем в контактном теплоутилизаторе до температуры 50.

3.9.1 Утилизируемая тепловая мощность в экономайзере составит величину

3.9.2 Количество тепловой энергии, получаемой в контактном теплоутилизаторе, в виде горячей воды с температурой 75, составит величину (см. раздел 2.8) .

Это с учетом тепла полученного в результате конденсации паров воды, находящейся в выходных газах и с учетом потерь в водоводяном теплообменнике контактного теплоутилизатора.

3.9.3 Количество тепловой энергии, уходящей в атмосферу с выходными газами,

3.9.4 Суммарное количество тепловой энергии, получаемой в виде горячей воды с температурой 80 и 75, составит величину

3.9.5 КПД энергетической установки составит величину

Если в расчете принять высшую теплотворную способность топлива , тогда , и КПД энергетической установки составит величину .

4 Газотурбинная энергетическая установка ТЭС работающая на твердом топливе

При создании новых энергетических установок, а также при переводе действующих тепловых электростанций в парогазовые, широко используются газотурбинные технологии. Комбинированные установки, в которых используются газотурбинные технологии, позволяют получить большой энергосберегающий эффект, сжигать низкосортное топливо, улучшить экологическую обстановку [9]. В источнике указано, что попытки создать стационарные газотурбинные энергетические установки, работающие на твердом топливе, не увенчались успехом из-за низкой надежности ГТУ.

В настоящей работе предлагается новый подход к решению этой проблемы, позволяющий обеспечить высокую надежность ГТУ и получить большой энергосберегающий эффект.

В предлагаемой энергетической установке применены следующие технические решения:

1) Для получения высокого КПД и надежной работы ГТУ принят открытый газотурбинный цикл с газотурбинной надстройкой, причём в ГТУ основного цикла и цикла надстройки в качестве рабочего тела используется горячий воздух.

2) В энергетической установке использован конвертированный авиационный двигатель, а в газотурбинной надстройке применен газотурбинный двигатель стационарной установки, выпускаемый промышленностью, что позволяет в короткие сроки создать в заводских условиях установку надёжную, малой массы и габаритов.

3) Энергетическая установка работает на низкосортном угле, который подвергается высокоскоростному пиролизу в специально разработанной установке. В этой установке посредством твердого теплоносителя происходит разложение угля на полукокс, энергетический газ и смолы.

4) Подаваемый в пиролизёр уголь подвергается предварительной сушке и тонкому размолу в мельницах.

5) Полученный в пиролизёре полукокс сжигается в специальной топке с кипящим слоем, причем в кипящем слое установлены трубы воздухоподогревателя. Кипящий слой образуется в результате подачи в топку газообразного окислителя через большое количество сопл, причём скорость потока газообразного окислителя, проходящего через слой топлива золы и шлака, составляет около 1 м/с

6) Полученный в пиролизёре энергетический газ очищается и сжигается в специальной камере сгорания для получения газов с высокой температурой. В эту же камеру сгорания подаётся для сжигания дистиллят, полученный в результате переработки смол пиролиза угля. Из камеры сгорания горячий газ поступает в выносной воздухоподогреватель.

7) Рабочим телом ГТУ нижнего цикла является воздух, который сжимается компрессором, затем нагревается в воздухонагревателе, установленном в кипящем слое топки, где сжигается полукокс, догревается в выносном воздухонагревателе, куда поступают горячие газы из специальной камеры сгорания, а затем поступает в турбины ГТУ. Механическая энергия валов турбин расходуется на привод компрессора и электрогенератора для выработки электрической энергии. Горячий воздух с выхода ГТУ частично подаётся в камеру сгорания в качестве окислителя, а большая часть идёт потребителю для систем отопления и кондиционирования воздуха.

8) Горячие газы после выносного воздухоподогревателя используются в технологическом процессе пиролиза угля, сушки угля перед помолом в мельницах, а также в качестве окислителя при сгорании полукокса в кипящем слое топки.

9) Газы, выходящие из топки с кипящем слоем, очищаются от уноса в инерционном очистителе, поступают в воздухонагреватель, где нагревают воздух, сжатый компрессором воздушного турбодетандера газотурбинной надстройки, и затем уходят в контактный теплоутилизатор, где в результате снижения температуры газа и конденсации паров воды, содержащихся в газах, выделяется тепло, используемое для получения горячей воды системы горячего водоснабжения. Газы из контактного утилизатора уходят в атмосферу.

10) Горячий воздух под давлением поступает в турбины воздушного турбодетандера, где, расширяясь совершает работу, расходуемую на привод компрессора и электрогенератора, где вырабатывается дополнительная электрическая энергия за счет утилизации тепла выходных газов. Горячий воздух после силовой турбины идет потребителю для системы отопления и кондиционирования воздуха.

11) Поступающий из атмосферы воздух в компрессор ГТУ и воздушного турбогенератора подвергается очистке в воздухоочистителях.

12) Энергетический газ, поступающий из пиролизёра в специальную камеру сгорания, очищается от твердых частиц угля и смол при помощи инерционного очистителя и центрифуги, причем организация потока газа осуществляется с помощью центробежного нагнетателя, имеющего электрический привод или привод от вала ГТУ, или воздушного турбодетандера.

13) Процесс сгорания полукокса, а также догорания уловленного в очистителях уноса осуществляется в кипящем слое топки.

14) Для исключения зашлаковывания трубчатых поверхностей воздухонагревателя, установленных в кипящем слое топки, а также связывания серы, в уголь добавляется доломит (СаСО₃).

15) Полукокс подается от пиролизёра в топку при помощи скребкового транспортёра и топливозабрасывателей. Зола из топки удаляется при помощи скребкового транспортера, при этом тепловая энергия золы может использоваться для нагрева воды в трубах водонагревателя.

Энергетическая установка позволяет получать электрическую энергию, тепловую энергию в виде горячего воздуха и горячей воды.

Использование пиролизёра угля позволяет организовать газотурбинный цикл ГТУ за счет тепла, получаемого от сжигания полукокса в топке с кипящем слоем и от сжигания энергетического газа с дистиллятором в специальной камере сгорания. Полукокс и энергетический газ получаются в результате пиролиза угля, а дистиллят от переработки смол, полученных в пиролизёре.

Газотурбинный цикл в газотурбинной надстройке реализуется за счет тепловой энергии, утилизированной из выходных газов топки с кипящим слоем в воздухонагревателе.

При этом, в качестве рабочего тела при работе турбин ГТУ и турбодетандера используется чистый воздух, что позволяет на выхлопе получить горячий воздух. Этот воздух можно использовать в целях теплоснабжения и кондиционирования, что позволяет существенно повысить термодинамический КПД энергетической установки. Это позволяет также решить проблему обеспечения высокой надежности ГТУ.

4.1 Устройство и работа энергетической установки

Принципиальная схема энергетической установки показана на рисунке 22.

1 – топка с кипящем слоем, 2 – пиролизёр угля, 3 – решетка распределительная с соплами, 4 – кипящий слой, 5 – воздухонагреватель в кипящем слое, 6 – коллектор для удаления золы, 7 – контактный теплоутилизатор, 8 – турбодетандер воздушный, 9 – сушильный агрегат, 10 – мельница, 11 – нагнетатель центробежный, 12, 12^* – очиститель газов от уноса инерционный, 13 – сборник уноса угля (изгори), 14 – центрифуга, 15 – устройство переработки смол, 16 – камера сгорания, 17, 17^* – воздухонагреватель выносной, 18,18^* – турбина силовая, 19, 19^*– электрогенератор, 20,20^* – воздухоочиститель атмосферного воздуха, 21 – смеситель воздуха, 22 – устройство выхлопа газов в атмосферу.

Рисунок 22 – Газотурбинная энергетическая установка ТЭЦ, работающая на твердом топливе

Каскады КНД и КВД с турбинами образуют газогенератор. Газогенератор и силовая турбина образуют турбоблок.

На рисунке 22 позицией 1 обозначена топка, в которую подается из пиролизёра 2 полукокс для сжигания с расходом G_к, кг/с. Полукокс подается в топку при помощи скребкового транспортера и топливозабрасывателей. Топка 1 имеет распределительную решетку 3, которая сдержит 2400 сопел. Через сопла подается горячий газ с большим коэффициентом избытка воздуха в качестве окислителя при горении полукокса. Топка футерована кирпичом. В топке образуется кипящий слой 4 горящего топлива [11], [12]. Кипящий слой создается при скорости потока окислителя =1, м/c. При движении потока с такой скоростью снизу вверх через слой топлива и золы кусочки их приходят в движение, но не уносятся потоком.

Сжигание полукокса в топке производится при избытке воздухе α = 1,3 ÷ 1,5 при температуре 1120 ÷ 1180 К. При такой температуре не происходит расплавление золы и зашлаковывание поверхностей нагревателя воздухоподогревателя 5, погруженного в кипящий слой. При введении вместе с топливом доломита происходит связывание серы согласно реакции

СаСО₃ + H₂S + 2O₂ = CaSo₄ + H₂O + CO₂.

Образовавшийся при этом гипс удаляется вместе с золой. Добавка в кипящий слой известняка позволяет связать 95 % серы, содержащейся в угле. Интенсивность теплообмена в кипящем слое высокая вследствие высокой турбулентности, поэтому требуемые площади теплообмена трубчатого воздухонагревателя, установленного в кипящий слой, небольшие. Несмотря на низкую температуру кипящего слоя выгорает более 99 % углерода. При низкой температуре не образуются «термические» NO_x. Зола из нижней части топки удаляется через охлаждаемый водой коллектор 6.

Топочные газы с расходом G_г.т. поступают в инерционный очиститель 12^*, где очищаются от уноса, затем проходят воздухонагреватель 17 ^*, где передают тепло воздуху турбодетандера 8. Из воздухонагревателя 17 ^* газы входят в контактный утилизатор тепла, где нагревают воду для системы горячего водоснабжения, и затем с температурой около 50 ºС уходят в атмосферу через выходное устройство 22.

Уголь и доломит в пиролизёр 2 загружают после просушки в сушильном агрегате 9 и тонкого помола в мельнице 10. Пиролизёр 2 является важнейшей частью установки для высокоскоростного пиролиза угля.

Высокоскоростной пиролиз угля является новым высокоэффективным технологическим процессом, [3]. Этот процесс заключается в последовательном нагреве тонкоизмельченного угля сначала газовым теплоносителем до температуры 300 ºС, а затем твердым теплоносителем до температуры 650 ºС. Это позволяет резко интенсифицировать процесс разложения угля, увеличить выход продуктов пиролиза.

Надежная работа пиролизера 2 обеспечивает надежную работу топки 1, где сжигается полукокс, и камеры сгорания 16, где сжигается энергетический газ и дистиллят, полученные в результате разложения угля в пиролизере и разложения смол в специальной установке.

Энергетический газ, состоящий из тяжелых углеводородов, и пары смол отсасываются из пиролизера центробежным нагнетателем 11, очищаются от уноса угля в инерционном очистителе 12 и поступают в центрифугу 14, где происходит разделение энергетического газа и смол. Энергетический газ поступает в камеру сгорания 16, а смолы в установку переработки смол 15. Полученный из смол дистиллят сжигается в камере сгорания 16, а твердый и жидкий остаток используется как сырье для химической промышленности.

Унос, полученный в очистителе 12, отсасывается насосами, поступает в сборник изгори 13, откуда пневмотранспортом и далее через форсунки подается для сжигания в топку 1.

Полученный в камере сгорания 16 газ, с температурой 1400 К, поступает в воздухонагреватель 17, а затем в качестве газообразного теплоносителя с температурой 1100 К поступает в пиролизер 2. С выхода пиролизера большая часть этого газа с температурой 873 К поступает в качестве окислителя в топку 1 под распределительную решетку 3, а часть с температурой 573 К идет в сушильный агрегат 9 для сушки угля перед его помолом в мельнице 10. После сушильного агрегата газы очищаются от уноса угля и затем поступают в контактный теплообменник 7 для полной утилизации тепла газов, а унос пневмотранспортом подается в топку 1.

В камеру сгорания 16 в качестве окислителя подается воздух с расходом , кг/с, который отбирается с выхода свободной силовой турбиной 18 с давлением Р_ст = 0,119 МПа.. Достаточно высокое давление воздуха, а затем и газов, полученных в камере сгорания 16, позволяет преодолеть гидравлические сопротивления по всему тракту газов (в камере сгорания 16, воздухоподогревателе 17, пиролизере 2, в кипящем слое 4, в топке 1, газоочистителе 12^*, воздухоподогревателе 17^*, контактном теплоутилизаторе 7, выходном устройстве 22).

Верхний газотурбинный цикл реализуется за счет утилизации тепла газов, идущих из топки 1 с температурой =1173, ºК и расходом G_г.т., равным расходу газов G^*_г.т., поступающих из нижнего газотурбинного цикла в качестве окислителя при сжигании твердого топлива в топке 1.

Эти газы очищаются от уноса в газоочистителе 12^*, затем поступают в воздухоподогреватель 17^*, где отдают тепло воздуху, идущему из компрессора ГТУ верхней газотурбинной надстройки 8, и затем уходят в контактный теплоутилизатор 7. В контактный утилизатор 7 поступает также поток газов нижнего газотурбинного цикла после сушильного агрегата 9. После контактного теплоутилизатора 7 газы уходят в атмосферу через выходное устройство 22 с суммарным расходом , кг/с и температурой = 50 º С. В контактном теплоутилизаторе получаем горячую воду для системы горячего водоснабжения бытовых нужд.

Нагретый воздух в верхней газотурбинной надстройки в воздухонагревателе 17 под давлением поступает на вход турбины газогенератора 8, а затем в силовую турбину 18^*, которая является приводом электрогенератора 19^* газотурбинной надстройки. Горячий воздух с выхода силовой турбины 18^* поступает потребителю для систем отопления и кондиционирования воздуха.

В качестве ГТУ газотурбинной надстройки может быть использован без переделки газотурбинный двигатель агрегата ГТК – 10 – 4.

4.2 Конвертирование авиационного двигателя НК – 86 для работы в качестве силового привода наземной энергетической установки и генератора воздуха с высоким давлением

Конвертированный двигатель НК – 86^*ст показан на рисунке 23.

I – каскад компрессора низкого давления,

II – каскад компрессора высокого давления,

III – каскад свободной силовой турбины,

1 – рама генератора воздуха (каскадов компрессора), 2 – рама свободной силовой турбины, 3 – входное устройство компрессора, 4 – компрессор низкого давления (КНД), 5 – компрессор высокого давления (КВД), 6 – приёмная камера горячего воздуха (бывшая камера сгорания), 7 – турбина высокого давления (ТВД), 8 – турбина низкого давления (ТНД), 9 – силовая турбина (СТ), 10 – воздуховод воздуха на выходе из компрессора,

11 – воздуховод горячего воздуха на входе в турбину.

Рисунок 23 - Двигатель НК – 86^*ст

Двигатель НК–86^*ст содержит два каскада I, II генератора воздуха высокого давления и свободную силовую турбину III. Генератор воздуха и свободная силовая турбина установлены на рамы остова 1, 2. Силовая турбина установлена вместо реактивного сопла, которое удаляется. Входное устройство 3 компрессора гидравлически соединено с воздухоочистителем. Каскад компрессора низкого давления конструктивно изменен путем среза и удаления концевой части рабочих лопаток двух вентиляторных ступеней, ометавших площадь сечения внешнего контура. В этом случае компрессор подаёт воздух только во внутренний контур, а внешний контур полностью закрывается. Во внешний контур после КВД подаётся небольшое количество воздуха для охлаждения горячих частей турбин, который затем возвращается в общий поток воздуха, идущий из КВД в воздуховод 10 и далее в воздухонагреватели, согласно схеме, (см. рисунок 22). При этом уменьшается мощность на привод вентиляторных ступеней, получаемой от ТНД, что позволяет удалить лопатки второй ступени ТНД и тем самым увеличить тепловую и потенциальную энергию газового потока на выходе из ТНД, которая сработает в свободной силовой турбине, предназначенной для выработки электрической энергии. Компрессор и турбина высокого давления конструктивно не изменяются, однако выход КВД соединяется не с камерой сгорания, а с воздуховодом 10, который отводит воздух в воздухонагреватели, где воздух нагревается до рабочей температуры за счет тепла сжигаемых компонентов топлива, полученных в результате пиролиза угля. Камера сгорания 6 преобразуется в приемную камеру горячего воздуха, поступающего под давлением в воздуховод 11 из воздухонагревателей. Таким образом, рабочим телом ГТУ является чистый воздух, поэтому часть воздуха с выхода свободной силовой турбины, имеющего высокую температуру, можно поставлять потребителю для теплоснабжения, а часть использовать в технологическом процессе.

4.3 Термогазодинамический расчет конвертированного двигателя НК – 86^*ст

4.3.1 Удельная работа, затрачиваемая на адиабатическое сжатие 1 кг воздуха в компрессоре,

1,005 ∙ 288 ∙ (12,83^0,2857 – 1) ∙ =

= 365,4 .

Для воздуха к = 1,4; R = 0,288 . С учетом отбора воздуха на технические нужды и на охлаждение турбины

365,4 ∙ 1,02 ∙ 1,005 = 375 .

4.3.2 Температура воздуха за компрессором или на входе в воздухоподогреватель, установленный в топке,

Т₃ = Т₁ ∙ = 288 + = 661, ºК.

4.2.3 Давление воздуха за компрессором или на входе в воздухоподогреватель, установленный в топке,

Р₃ = Р₁ ∙ = 0,09117 ∙ 12,83 = 1,17 .

4.3.4 Температура воздуха на входе приемной камеры горячего воздуха или на входе в ТВД принимаем равной температуре газов на выходе из камеры сгорания конвертированного двигателя НК–86 ºК. 4.3.5 Температура торможения воздуха за турбиной генератора воздуха, или перед свободной силовой турбиной составит величину

ºК.

Значение теплоемкости воздуха определяем по номограмме (см. рисунок 1, приложение 1).

При =1220, ºК, С_рв = 1,153. Коэффициент адиабаты

4.3.6 Степень расширения воздуха в турбине генератора воздуха

4.3.7 Потери давления воздуха в воздухоподогревателях принимаем равным Р = 10 кПа = 0,01 МПа. С учетом потери давления в двух воздухоподогревателях, давление воздуха на входе в турбину генератора воздуха будет равно Р₅ = Р₃ – 2Р = 1,17 – 2 ∙ 0,01 = 1,15 МПа.

4.3.8 Давление воздуха за турбиной генератора воздуха или перед силовой турбиной будет равно

4.3.9 Давление воздуха за свободной силовой турбиной принимаем равной =0,119 МПа. Такое давление отработавшего в силовой турбине воздуха позволит осуществить технологические процессы, происходящие в энергетической установке, по сжиганию топлива в дополнительной камере сгорания, проведению пиролиза угля в пиролизере и организации кипящего слоя в топке по сжиганию полукокса.

4.3.10 Степень расширения воздуха в силовой турбине будет равно

4.3.11 Удельная работа свободной силовой турбины

1,1 ∙ 895 ∙ (1-()^0,259) ∙ 0,91 = 182 .

При = 895 по номограмме С_р.в. = 1,1 , К==1,35.

4.3.12 Температура воздуха за свободной силовой турбиной будет равна

Т_тс = Т₆ – = 895 – = 730 ºК (457 ºС).

4.3.13 Расход воздуха по всему тракту двигателя с учетом того, что в конвертированном двигателе воздух компрессором подаётся только во внутренний контур, составит величину

4.3.14 Воздух с выхода силовой турбины с расходом G_в = 116,2 , температурой Т_тс = 730 ºК (457 ºС) и давлением Р_тс = 0,119 МПа может расходоваться в технологических процессах самой энергетической установки и может поступать потребителю в качестве теплоносителя для систем отопления и кондиционирования воздуха. Этот воздух с расходом , идет в камеру сгорания в качестве окислителя при сжигании энергетического газа и дистиллята, а с расходом , поступает потребителю.

4.3.15 Мощность свободной силовой турбины

N_т.с. = L_ад.т.с.∙ G_в = 182 ∙ 116,2 = 21 148 кВт, N_т.с. = 21,148 МВт.

4.4 Тепловой расчет трубчатого воздухонагревателя и выносной камеры сгорания.

4.4.1 Требуемый расход газов, поступающих в трубчатый воздухоподогреватель и далее в пиролизер, из выносной камеры сгорания определяем из уравнения теплового баланса воздухоподогревателя

Откуда .

Распределение температур воздуха и газов в воздухоподогревателе показано на рисунке 24.

Рисунок 24 – Распределение температур воздуха и газов в трубчатом воздухоподогревателе

4.4.2 Тепловая энергия, получаемая от сжигания энергетического газа и дистиллята, идущая на нагрев воздуха в трубчатом воздухонагревателе,

4.4.3 Тепловая энергия, идущая на увеличение температуры газов, выходящих из трубчатого теплообменника по сравнению с температурой воздуха на входе в камеру сгорания,

4.4.4 Суммарная тепловая энергия, которую нужно получить в камере сгорания от сжигания энергетического газа и дистиллята, определяется из выражения

или .

4.5 Расчет расхода угля через пиролизер, расчет количества продуктов пиролиза и их основных характеристик

Для сжигания используем экибастузкий уголь следующего состава

W^p = 6,5 %, = 36,9 %, C^p = 44,8 %, = 0,4 %, = 0,3 %, H^p = 3 %, N^p = 0,8 %, O^p = 7,3 %, = 17,38 .

Выход продуктов пиролиза для конкретного угля разный и может быть определен экспериментально. Таких данных по экибастузкому уголю нет, поэтому воспользуемся данными, приведенными в источнике .

Из следует, что в результате высокоскоростного пиролиза угля получаем 68 % полукокса, 15 % энергетического газа, 17 % смол.

В 1 кг угля содержится 0,369 кг золы, которая перейдет в полукокс. В результате пиролиза 1 кг угля получается 0,68 кг полукокса. В этом количестве будет содержаться примерно 0,08 кг летучих, 0,369 кг золы и остальное – углерод в количестве 0,231 кг.

Теплотворная способность полукокса будет определяться содержанием углерода и летучих.

4.5.1 Находим процентное содержание компонентов полукокса сжигаемого в топке. Из пропорции

0,68 – 100 %

0,231 – С^р %

получаем С^р = 33,97 %. Аналогично находим содержание золы А^р = 54,26 % и летучих –11,77 %.

4.5.2 За счет сгорания углерода, содержащегося в 1 кг полукокса, получаем следующее количество тепла

4.5.3 Из [14] следует, что состав энергетического газа, а следовательно и летучих, содержащихся в полукоксе, следующий

СО₂ = 23 %, СО = 16,8 %, Н₂О = 24,2 %, СН₄ = 25 %, С₂Н₂ = 4 %, О₂ = 0,5 %, N^р = 6,2 %, H₂S = 0,3 %.

4.5.4 Из таблицы 7.7 [3] находим теплотворную способность каждой горючей составляющей энергетического газа

, (ρ_СО = 1,25 ), ,

, (ρ_СН4 = 0,717 ), ,

, (ρ_С2Н2 = 1,173 ), ,

, (ρ_Н2_S = 1,539 ), .

4.5.5 Низшая теплотворная способность энергетического газа, а значит, и летучих в составе полукокса, с учетом процентного содержания компонентов составит величину

=10112∙ 0,168 + 49956 ∙ 0,25 + 47741 ∙ 0,04 + 15367 ∙ 0,003 =16144 .

4.5.6 За счет сгорания летучих в составе 1кг полукокса получаем следующее количество тепла

∙ 0,1177 = 16144 ∙ 0,1177 = 1900 .

4.5.7 Теплотворная способность полукокса составляет величину

4.5.8 Тепловая энергия, получаемая в топке от сжигания полукокса, идущая на нагрев воздуха в воздухонагревателе, составляет величину

4.5.9 Тепловая энергия, затрачиваемая на повышение температуры газов в топке,

Полагаем, что газы с расходом G_г = 62 , полученные в выносной камере сгорания, проходят через воздухоподогреватель и пиролизер в качестве теплоносителя, а затем поступают в топку в качестве окислителя при сжигании полукокса. Температуру на входе в топку в первом приближении принимаем равной = 773 К. Тепловая энергия, поступающая в топку с горячим коксом и уходящая из топки с золой, примерно одинакова, поэтому это тепло не учитываем.

4.5.10 Суммарная тепловая энергия, требуемая от сжигания полукокса в топке, должна быть равна

4.5.11 Расход полукокса в топке составит величину

4.5.12 Расход угля через пиролизёр должен быть равным

4.5.13 Выход энергетического газа в результате пиролиза угля будет

G_э.г = G_угля ∙ 0,15 = 9,05 ∙ 0,15 = 1,3575 .

4.5.14 Выход смол составит

G_смол = G_угля ∙ 0,17 = 9,05 ∙ 0,17 = 1,5385 .

4.5.15 Из смол можно выделить 47 % дистиллята в количестве

G_дист = G_смол ∙ 0,47 = 1,5385 ∙ 0,47 = 0,723 .

При этом останется остаток тяжелых смол в количестве

G_{ост.смол}= 1,5385 – 0,723 = 0,8155 .

Дистиллят можно непосредственно сжигать вместе с энергетическим газом в камере сгорания воздухоподогревателя. Для дистиллята можно принять = 38000 . Теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1кг дистиллята .

4.5.16 Количество тепловой энергии от сжигания дистиллята

4.5.17 Количество тепловой энергии, которую можно получить от сжигания энергетического газа

4.5.18 Суммарное количество тепловой энергии, которое можно получить от сжигания энергетического газа и дистиллята в камере сгорания

Ранее было определено, что требуемая тепловая энергия, которую нужно получить в камере сгорания составляет =48695 . Отсюда следует, что в камеру сгорания не требуется вводить дополнительного жидкого или газообразного топлива.

Отсюда также следует, что можно повысить температуру воздуха на выходе из выносного воздухоподогревателя до значения = 1240 К, что допустимо и позволит увеличить электрическую и тепловую мощность ГТУ основного газотурбинного цикла.

4.5.19 Количество тепловой энергии, получаемой в результате сжигания продуктов пиролиза угля,

4.5.20 Количество тепловой энергии, которую можно получить от прямого сгорания угля

Разница составляет величину

Это произошло по той причине, что из продуктов пиролиза остались тяжелые смолы в количестве G_{смол.ост} = 0,8155 , состоящие из фенолов, нейтральных масел, осмоляющихся и других компонентов. Этот остаток смол является ценным сырьем для химической промышленности.

4.6 Расчет требуемого количества газов, поступающих в топку в качестве окислителя

4.6.1 Для расчета теоретически необходимого количества воздуха для сжигания энергетического газа используем справочные данные для его компонентов

= 2,38 , , = 1,904 ,

= 9,52 , , = 13,278 ,

= 11,9 , , = 10,145 ,

= 2,38 , , = 1,546 .

4.6.2 С учетом процентного содержания компонентов определяем теоретически необходимый объем воздуха для горения энергетического газа

= L_(CO)∙ r_(CO) + L_(CH4)∙ r_(CH4) + L_(C2H2)∙ r_(C2H2) + L_(H2S)∙ r_(H2S) =

=1,904 ∙ 0,168 + 13,278 ∙ 0,25 + 10,145 ∙ 0,04 + 1,546∙ 0,003=4,055.

4.6.3 С учетом плотности сухого воздуха , массовый теоретически необходимый воздух для сгорания 1 кг энергетического газа составит величину

= ∙ =4,055 ∙ 1,206 =4,9 .

4.6.4 С учетом выхода энергетического газа из пиролизера требуемый расход воздуха для сжигания энергетического газа составит величину

=∙ G_э.г. = 4,9 ∙ 1,3575 = 6,652 .

4.6.5 Требуемый расход воздуха для сжигания дистиллята

=∙ G_дист. = 14 ∙ 0,723 = 10,122 .

4.6.6 Количество воздуха, подаваемого в камеру сгорания, равно

G_{возд.кс} = G_г – G_э.г. – G_дсит = 62 – 1,3575 – 0,723 = 59,92 .

4.6.7 Требуемое количество воздуха, подаваемого в камеру сгорания, для сжигания энергетического газа и дистиллята должно быть

10,122 + 6,652 = 16,774 .

4.6.8 Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру сгорания, составляет величину

4.6.9 Коэффициент избытка воздуха в газах, поступающих в топку в качестве окислителя, будет равным

4.6.10 Теоретически необходимое количество воздуха для сгорания 1 кг полукокса проводим с учетом реакции горения углерода и летучих, находящихся в составе полукокса. Ранее было определено С^Р = 33,97 %, летучих 11,77 %.

С + О₂ СО₂,

12 + 32 = 44,

1 + 2,6667 = 3,6667.

Требуемое количество кислорода для сжигания углерода, содержащегося в 1 кг полукокса,

G_О2(С) = 2,6667 х 0,3397 = 0,906 .

Требуемое количество воздуха для сжигания углерода, содержащегося в 1кг полукокса,

G_{о.возд.(С)} = 0,906 х 4,31 = 3,9 .

Требуемое количество воздуха для сжигания летучих, содержащихся в 1 кг полукокса,

G_{о.возд.(летуч.)} = L_о.э.г.∙ G_летуч.= 4,9 ∙ 0,1177 = 0,577 .

Теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 кг полукокса составит величину

G_{о.возд.пк} = G_{о.возд.(С)} + G_{о.возд.(летуч.)} = 3,9 + 0,577 = 4,477 .

4.6.11 Требуемое количество воздуха, с учетом коэффициента избытка воздуха , для сжигания подаваемого в топку полукокса

G_возд.т. = ∙ G_{о.возд.п.к.} = 1,38 ∙ 4,477 ∙ 6,156 = 38,15 .

4.6.12 Требуемое количество газов, поступающих в топку в качестве окислителя, определяем следующим образом.

В топку поступают газы с коэффициентом избытка воздуха . Находим процентное содержание кислорода в газах по объему по формуле

О₂=.

В газах по объему содержится кислорода меньше, чем в воздухе в следующее количество раз

В = 20,9/12,86 = 1,625.

Следовательно, газов в топку нужно подавать в «В» раз больше, чем рассчитанное количество требуемого воздуха

G_г.т. = G_в.т. ∙ В = 38,15 ∙ 1,625 = 62 .

Отсюда следует, что в топку нужно подавать весь расход газов, образующихся в камере сгорания, выполняющего роль теплоносителя в воздухоподогревателе, пиролизере, сушильной камере, а затем в качестве окислителя при сжигании полукокса в топке. При этом обеспечивается требуемый коэффициент избытка воздуха, подаваемого в топку. Оптимальный коэффициент избытка воздуха для топок с кипящим слоем составляет α = 1,3 ÷ 1,5 [11].

4.7 Устройство, работа, тепловой расчет пиролизёра и расчет температуры газов на входе в топку и выходе из топки

Общее конструктивное решеиие пиролизёра, его основные функции и принцип действия описаны в разделе 4.1. Принципиальная схема установки высокоскоростного пиролиза угля показана на рисунке 25.

Установка высокоскоростного пиролиза угля состоит собственно из пиролизёра и переферийных устройств подвода, подготовленного к пиролизу угля с доломитом , подвода и отвода газообразного теплоносителя, отвода из пиролизёра газообразных и твёрдых продуктов разложения угля. Пиролизёр состоит из корпуса 1, в который встроена камера 2 для порционной загрузки через затвор 16, подготовленного к пиролизу угля вместе с доломитом.

1- корпус установки, 2- приёмная камера для угля, его нагрева газовым теплоносителем и сушки в кипящем слое, 3- камера нагрева твёрдым теплоноситепем, сборная камера для полукокса, 5- сборная камера для газообразных составляющих пиролиза угля, 6- сетчатый фильтр, 7- коллектор подвода газообразного теплоносителя к входной трубной решётке пиролизёра, 8- коллектор отвода газообразного теплоносителя от выходной трубной решётки пиролизёра, 9- транспортёр отвода полукокса, 10- патрубок отвода газообразного теплоносителя из сушильной камеры угля, 11- компрессор, 12- циклон, 13- сборник изгари, 14- центрифуга, 15- система разложения смол на дистиллят и твёрдые составляющие, 16- затвор, 17- сопла подачи в сушильную камеру газообразного теплоносителя, 18- фильтр сетчатый, 19- камера сборная, 20- смеситель теплоносителя с атмосферным воздухом.

Рисунок 25–Установка высокоскоростного пиролиза угля

В этой камере происходит нагрев смеси газовым телоносителем до температуры 300 ºС и дополнительная сушка угпя в кипящем слое. Газовый теплоноситель с температурой 600 ºС поступает через сопла 17 из коллектора 8, При движении газового потока теплоносителя через слой смеси угля и доломита снизу вверх со скоростью 1- 2 образуется кипящий слой, когда твёрдые частицы приходят в движение и интенсивно перемешиваются. Образование кипящего слоя способствует интенсивному теплообмену и сушке смеси в камере 2. Отработавший газовый теплоноситель с температурой 350 ºС через сетчатый фильтр 18 поступает в кольцевую камеру 19 и далее через патрубок 10 уходит для сушки угля в сушильный агрегат. Уголь из камеры 2 под собственным весом и в результате интенсивного перемешивания частиц через патрубки, встроенные в трубные решётки, поступает в межтрубное пространство камеры 2. Здесь уголь контактирует с твёрдым теплоносителем, выполненным в виде труб, встроенных в трубные доски. Внутри этих труб проходят газы с температурой 1100 ºК, поступающие с выхода воздухоподогревателя 17 (см. рисунок 22). В результате контакта угля с наружной поверхностью горячих труб происходит интенсивное разложение угля на твёрдую составляющую (полукокс) и газообразную (энергетический газ и смолы в парообразном состоянии). Твёрдая составляющая поступает в камеру 4, а газообразная отсасывается из камеры 5 компрессором 11 через циклон 12. В циклоне отделяются твёрдые частицы , поступающие в пылесборник 13. Газообразная часть под давлением, создаваемым компрессором, поступает в центрифугу 14, где отделяется энергетический газ, состоящий из тяжелых углеводородов, от смол. Смолы поступают в установку 15, где выделяется дистиллят, используемый в качестве жидкого топлива. Тяжёлые остатки от переработки смол используются в химической промышленности. Тепловой расчёт пиролизёра заключается в определении следующих параметров.

4.7.1 Требуемый расход газов, как теплоносителя через пиролизер, определяем из уравнения теплового баланса пиролизера

Здесь: = 1100 ºК, = 900 ºК (627 ºС), С_р.г = 1,17 , G_у = 9,05 , С_р.у = 1,3 , = 923 ºК (650 ºС), = 573 ºК (300 ºС).

Из уравнения следует

4.7.2 Требуемый расход газов, поступающий в сушильную камеру пиролизера, находим из уравнения теплового баланса сушильной камеры

G_у ∙ С_р.у ∙ = G_г.ск ∙ С_р.г ∙ .

Принимаем = 573 ºК (300 ºС), = 700 ºК (427 ºС), С_р.г = 1,09 , = 573 ºК (300 ºС), = 373 ºК (100 ºС), С_р.у = 1,3 , G_у = 9,05 .

Из уравнения теплового баланса сушильной камеры следует

Имеем ввиду, что из камеры пиролиза угля газы выходят с температурой = 900 ºК, с расходом G_г.ск = 17,6 и давлением = 1,118 МПа. На входе в сушильную камеру пиролизера газ должен входить с температурой = 700 ºК и расходом G_г.ск = 17 .

Снизить температуру газов, подаваемых в сушильную камеру, можно путём смешивания газов с температурой 900 ºК с воздухом окружающей среды с температурой 288 ºК.

По методике, изложенной в разделе 1.3, находим, что расход газов G_г.ск = 17 с температурой 700 ºК можно получить путем смешивания газов с температурой 900 ºК с расходом = 10,9 и наружного воздуха с расходом G_возд = 6,1 . Из сушильной камеры пиролизера газы с температурой 573 ºК и расходом 6,1 поступают в сушильный агрегат угля. Остальной поток газов, поступивший в пиролизёр, направляется в общий поток идущий в качестве окислителя в топку.

4.7.3 Температуру газов, выходящих из сушильного агрегата угля, определяем из уравнения теплового баланса сушильного агрегата

G_у ∙ С_р.у ∙ = G_г.са ∙ С_р.г ∙ .

Откуда

= 573 – ∙ (373 – 288 ) = 417 ºК

Газы с выхода сушильного агрегата с расходом G_г.са = 6,1 и с температурой 417 ºК направляется в контактный теплоутилизатор.

4.7.4 Температура газов на входе в топку в качестве окислителя будет определяться расходом и температурой трех потоков.

= G_г – = 62 – 17,6 = 44,4 , = 1100 ºК.

= – = 17,6 – 10,9 = 6,7 , = 900 ºК.

= 10,9 , = 573 ºК.

Суммарный поток газов будет входить в топку с расходом

G_г = ++= 44,4 + 6,7 + 10,9 = 62 . Температура газов на входе в топку, определенная по методике, изложенной в разделе 1.3, составляет величину = 980 ºК.

4.7.5 Температура газов на выходе из топки может быть определена из выражения

Q_г.т = G_г ∙ С_р.г ∙ .

Ранее была определена тепловая энергия, затрачиваемая на повышение температуры газов в топке в количестве Q_г.т = 29750 , при условии, что

= 1173 ºК, = 773 ºК, G_г = 62 .

Определим температуру газов на выходе из топки при условии, что = 980 ºК, не меняя остальных параметров

= + = 980 + = 1360 ºК (1087 ºС).

Такую температуру можно допустить, т.к. зола от сжигания экибастузского угля плавится при температуре 1300 ºС и будет оставаться в кипящем слое в порошкообразном состоянии.

Для трубчатого воздухоподогревателя, погруженного в кипящий слой, такая температура тоже не опасна, т.к. трубы охлаждаются воздухом более низких температур (от 400 ºС до 800 ºС ). Выходящие газы из топки с температурой = 1360 ºК и расходом G_г = 62 уходят в воздухоподогреватель, где утилизируется их тепло для реализации газотурбинного цикла верхней газотурбинной надстройки.

4.8 Выбор воздушного турбодетандера для газотурбинной надстройки энергетической установки

Рассмотрим возможность использования в качестве воздушного турбодетандера ГТУ агрегата ГТК – 10 – 4, показанного на рисунке 26.

Принципиальная схема турбодетандера показана на общей схеме энергоустановки, (см. рисунок 22).

Этот двигатель имеет встроенный патрубок для выхода воздуха после компрессора и патрубок для входа горячего воздуха на входе в воздушную турбину, поэтому его можно использовать без переделки. Описание устройства и работы двигателя дано в [13]. На рисунке 27 приведена принципиальная схема двигателя агрегата ГТК – 10 – 4.

Ниже приведена техническая характеристика двигателя для номинального режима. Основные технические характеристики для эксплуатационного режима могут быть определены при помощи приведенных относительных характеристик ГТУ, представленных в виде графиков на рисунке 19.

Рисунок 26– Двигатель агрегата ГТК-10-4

1- турбодетандер для запуска двигателя, 2- муфта сцепления, 3- мультипликатор для понижения числа оборотов вала, 4- компрессор, 5- воздухоочиститель, 6- регенератор тепла газов,7- камера сгорания, 8- турбина высокого давления, 9- турбина силовая.

Рисунок 27– Принципиальная схема двигателя агрегата ГТК-10-4

Техническая характеристика ГТК–10 – 4 для номинального режима

1 Сопротивление входного тракта

= 0,506 (при Р_н = 0,1013 МПа давление на входе в компрессор Р₁ = 0,1008 МПа).

2 Сопротивление выходного тракта

= 1,01 . Р_вых = 0,11 – 0,001 = 0,109 .

3 Номинальная мощность N_е = 10 .

4 Эффективный КПД ГТУ = 29 %.

5 Температура газа перед ТВД t₄ = 780 ºС (1053 ºК).

6 Температура газа за силовой турбиной t_ст = 495 ºС (768 ºК).

7 Степень сжатия компрессора = 4,6.

8 Частота вращения вала газогенератора П_вд = 5200 об/мин.

9 Частота вращения вала силовой турбины П_нд = П_ст = 4800 об/мин.

10 Степень регенерации 0,7.

11 Расход воздуха G_во = 86,2 .

12 Температура воздуха за компрессором t₀ = 200 ºС (473 ºК).

13 Расход газообразного топлива G_т.го = 3600 (1 ), при плотности газа ρ_т.г. = 0,72 , G_т.го = 0,72 .

4.9 Тепловой расчет воздухоподогревателя воздушного турбодетандера

4.9.1 Используя данные технической характеристики ГТК – 10 – 4 для номинального режима, определяем количество тепловой энергии, получаемой от сжигания топлива в камере сгорания турбоблока в номинальном режиме

Q_КСо = G_Го ∙ С_р.г ∙ (1053 – 473) = 86,92 ∙ 1,16 ∙ (1053 – 473) = 58480 .

Это эксергия двигателя ГТК – 10 – 4 в номинальном режиме.

Количество газов, образующихся при сгорании топлива в камере сгорания, определено из выражения

G_Го = G_Во + G_Т.Го = 86,2 + 0,72 = 86, 92 .

4.9.2 Количество тепла уходящих из топки газов, которое будет передано воздуху турбодетандера в воздухоподогревателе, может быть определено из выражения

, .

Это тепло может оказаться не меньше Q_КСо. Положим , тогда из предыдущего выражения можем определить температуру газов на выходе из воздухоподогревателя.

4.9.3 Температура газов на выходе из воздухоподогревателя

ºК (374 ºС).

4.9.4 Температуру воздуха на выходе из воздухоподогревателя определяем из уравнения теплового баланса воздухоподогревателя при условии, что турбодетандер работает в номинальном режиме, когда

, ºК,

Откуда

ºК.

С такой температурой воздух с расходом = G_Во = 86,2 поступит на вход ТВД турбодетандера.

Из этих расчетов следует, что турбоблок агрегата ГТК – 10 – 4, выполняющий роль турбодетандера верхней газотурбинной надстройки, будет работать в номинальном режиме, причем исключительно за счет утилизации тепла выходных газов топки. Следовательно, для определения других характеристик эксплуатационного режима нет необходимости использования приведенных относительных характеристик ГТУ. Достаточно провести термодинамический расчет турбоблока ГТК – 10 – 4 для номинального режима, используя полученные данные при расчете воздухоподогревателя и технические характеристики двигателя.

На рисунке 28 приведены графики изменения температуры газов и воздуха в воздухоподогревателе.

Рисунок 28 – Распределение температур воздуха и газов в воздухонагревателе

4.10 Термодинамический расчет воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме

Исходные данные для расчета = 4,6; = 86,2 ; = = 1070 ºК; = 0,1008 МПа; Т₁ = 288 ºК; η_к = 0,85; η_т = 0,91.

4.10.1 Удельная работа, затрачиваемая компрессором на сжатие 1 кг воздуха,

4.10.2 Температура воздуха за компрессором

ºК.

4.10.3 Давление воздуха за компрессором

МПа.

4.10.4 Температура воздуха перед турбиной высокого давления

ºК.

4.10.5 Давление воздуха перед ТВД определяем с учётом потерь в воздухоподогревателе. Из технической характеристики воздухоподогревателя ВПТ–2000 для ГТК–10–4 гидравлическое сопротивление по воздушной стороне составляет ΔР₁ = 10 кПа = 0,01 МПа. Следовательно давление воздуха перед ТВД будет равно МПа.

4.10.6 Температура торможения воздуха за ТВД

ºК.

4.10.7 Степень расширения воздуха в ТВД

К_в = ; .

4.10.8 Давление воздуха за ТВД

4.10.9 Давление воздуха за силовой турбиной принимается

Р_тс = 0,11 МПа.

4.10.10 Степень расширения воздуха в силовой турбине составит величину

4.10.11 Удельная работа, которую можно получить в свободной турбине,

4.10.12 Температура торможения воздуха за свободной силовой турбиной

ºК.

4.10.13 Мощность силовой турбины воздушного турбодетандера, идущая на привод электрогенератора

кВт.

4.10.14 Количество тепловой энергии, идущей потребителю, в виде горячего воздуха с температурой ºК и расходом

(43,238 МВт).

4.11 Расчет количества тепловой энергии, получаемой за счет утилизации тепла низкотемпературных газов, выходящих после воздухоподогревателя

Газы выходят из воздухоподогревателя с температурой 647 ºК (374 ºС) и расходом и входят в газоводяной экономайзер для получения горячей воды с температурой t_г.воды = 80 ºС. Температуру газов на выходе из экономайзера принимаем равной ºК (150 ºС). Температуру холодной воды на входе в экономайзер принимаем равной t_х.воды = 15 ºС.

4.11.1 Утилизируемое количество тепловой энергии из выходных газов в экономайзере составит величину

4.11.2 Количество получаемой горячей воды с температурой t_г.воды = 80 ºС в экономайзере определяем из уравнения теплового баланса экономайзера

Откуда

4.11.3 Из экономайзера выходные газы с расходом 64,82 и температурой 150 ºС входят в контактный теплоутилизатор. Дополнительно в контактный теплоутилизатор поступают также газы из сушильного агрегата с температурой 150 ºС и с расходом . Суммарный расход газов на входе в контактный теплоутилизатор составит величину

4.11.4 Количество тепловой энергии, получаемой от газов в контактном теплоутилизаторе в результате снижения их температуры, составит величину

4.11.5 Количество тепловой энергии, получаемой от газов в контактном теплоутилизаторе за счет конденсации паров воды, находящихся в газах, определяем по методике, изложенной в разделе 2.8.

Вода в газах образуется в результате сгорания энергетического газа и дистиллята в камере сгорания и летучих, поступающих в топку.

По методике, изложенной в разделе 1.2, определяем расход воды при сжигании указанных продуктов пиролиза угля

, , .

Суммарный расход воды в составе газов, поступающих в контактный теплоутилизатор, составит величину

За счет конденсации паров воды получим

4.11.6 Тепловая энергия и перейдет в грязную воду, контактировавшую с газами. В чистую воду перейдет следующее количество тепла

4.11.7 Количество уходящих газов в атмосферу после контактного теплоутилизатора будет меньше на величину сконденсировавшихся паров воды

р.

4.11.8 Количество тепловой энергии уходящей с газами в атмосферу

Q^II= .

4.12 Баланс энергии и КПД энергетической установки

4.12.1 Количество тепловой энергии, которое моно было подучить от прямого сжигания угля

4.12.2 Количество тепловой энергии, которую нужно получить от сжигания в камере сгорания энергетического газа и дистиллята, полученных в результате пиролиза угля

Можно получить

4.12.3 Тепловая энергия, получаемая от сжигания полукокса в топке

4.12.4 Суммарная тепловая энергия, получаемая от сжигания продуктов пиролиза угля,

Разница в количестве 27604 возникла из-за того, что из продуктов пиролиза угля остались смолы в количестве , которые могут подвергаться дальнейшей переработке с целью получения полезных продуктов.

4.12.5 Количество вырабатываемой электрической энергии

кВт.

4.12.6 Количество воздуха, поступающего потребителю с выхода силовой турбины основного газотурбинного цикла с температурой Т_тс = 740 ºК и давлением Р_тс = 0,12 МПа,

4.12.7 Количество тепловой энергии, получаемой в качестве горячего воздуха для систем отопления потребителя в основном газотурбинном цикле,

4.12.8 Количество тепловой энергии, получаемой в виде горячего воздуха для систем отопления потребителя в газотурбинном цикле надстройки, .

4.12.9 Суммарная тепловая энергия, поступающая потребителю в виде горячего воздуха для системы отопления или кондиционирования,

4.12.10 Количество тепловой энергии в виде горячей воды, идущей в систему отепления потребителя

Q_эк = 15826 .

4.12.11 Количество тепловой энергии, идущее в систему горячего водоснабжения потребителя, за счет снижения температуры газов в контактном теплоутилизаторе

4.12.12 Количество тепловой энергии, идущее в систему горячего водоснабжения потребителя, получаемое за счет конденсации паров воды, находящихся в выходных газах,

4.12.13 Количество тепловой энергии, уходящей с газами в атмосферу,

Q^II = 2420 .

4.12.14 Суммарная электрическая и тепловая энергия, получаемая в энергетической установке, без учета тепла, полученного за счет конденсации паров воды в газах,

кВт.

Это без учета тепловых потерь в топке, камере сгорания, воздухоподогревателях, пиролизере, контактном теплоутилизаторе, газоходах, расходов энергии на привод отсасывающего нагнетателя энергетического газа из пиролизера, потерь тепла с золой, расход энергии на транспорт угля и полукокса, на работу забрасывателей полукокса в топку.

4.12.15 Без учета этих потерь энергетический КПД установки составит величину

4.12.16 Если не использовать контактный теплоутилизатор, то энергетический КПД установки будет равен

4.12.17 Количество тепловой энергии, полученное в энергетической установке, с учетом потерь тепла с уходящими газами в атмосферу, составляет величину

кВт.

Из расчета видно, что кВт.

4.12.18 Количество тепловой энергии, полученное в энергетической установке, с учетом тепла конденсации паров воды в газах, будет равно

кВт, что превышает Q_∑ = 129686 кВт, определенное по низшей теплотворной способности сжигаемых компонентов пиролиза угля.

4.12.19 Электрический КПД энергетической установки составляет величину

Повысить электрический КПД энергетической установки можно путем использования более экономичных высокотемпературных ГТУ, а также использованием тепла воздуха после силовых турбин в дополнительных воздушных турбодетандерах.

4.13 Расчет характеристик дополнительного турбодетандера, установленного после верхней газотурбинной надстройки, в эксплуатационном режиме с использованием обобщенных относительных характеристик ГТУ

Из термодинамического расчета воздушного турбодетандера верхней газотурбинной надстройки получены следующие данные, необходимые для расчета:

1) Расход воздуха на выходе из силовой турбины двигателя ГТК-10-4 газотурбинной надстройки .

2) Температура воздуха за силовой турбиной ГТК-10-4 .

3) Давление воздуха за силовой турбиной .

С целью повышения электрического КПД энергетической установки, часть тепловой энергии горячего воздуха можно преобразовать в электрическую энергию в дополнительной газотурбинной надстройке.

В качестве воздушного турбодетандера дополнительной газотурбинной надстройки используем двигатель ГТ-700-5, работающий за счет утилизируемой тепловой энергии воздуха, выходящего из силовой турбины воздушного турбодетандера верхней газотурбинной надстройки. Для согласования расхода воздуха , поступающего с выхода силовой турбины воздушного турбодетандера верхней газотурбинной надстройки в воздухоподогреватель , и расхода воздуха, поступающего из компрессора воздушного турбодетандера дополнительной газотурбинной надстройки, устанавливаем два ГТ-700-5, включенных в схему параллельно. Принципиальная схема дополнительной газотурбинной надстройки показана на рисунке 29.

1- воздуховод с выхода силовой турбины двигателя ГТК- 10- 4, 2 - турбоблок двигателей ГТ-700-5, 3 - воздухоподогреватели, 4- экономайзер, 5- водухоочиститель, 6- воздуховоды горячего воздуха потребителей, 7- электрогенераторы, 8- муфты сцепления валов, 9- турбодетандер запуска двигателей, 10- муфты сцепления.

Рисунок 29- Принципиальная схема дополнительной газотурбинной надстройки

4.13.1 Количество тепла уходящего воздуха с выхода силовой турбины двигателя ГТК-10-4, которое может быть передано воздуху турбодетандера дополнительной газотурбинной надстройки

Здесь принято .

Каждому из двух двигателей ГТ-700-5, за счет утилизации тепла воздуха, поступающего из силовой турбины ГТК-10-4, может быть передано следующее количество тепла

4.13.2 Эксергия двигателя ГТ-700-5 в номинальном режиме составляет величину

Значения параметров двигателя ГТ-700-5 для номинального режима взяты из технической характеристики, приведенной в разделе 3.4.

4.13.3 Приведенная относительная мощность ГТ-700-5 в эксплуатационном режиме, работающего в качестве воздушного турбодетандера дополнительной газотурбинной надстройки

4.13.4 По графикам обобщенных относительных характеристик ГТУ (см. рисунок 19) находим относительные характеристики ГТ-700-5 для эксплуатационного режима:

4.13.5 Степень повышения давления воздуха в компрессоре при максимально возможном эксплуатационном режиме

4.13.6 Температура воздуха после компрессора ГТ-700-5 или на входе в воздухоподогреватель

4.13.7 Фактический расход воздуха через тракт двигателя ГТ-700-5 в эксплуатационном режиме составит величину

4.13.8 Температуру воздуха перед турбиной газогенератора, равной температуре воздуха после воздухоподогревателя, находим из уравнения теплового баланса воздухоподогревателя

Откуда

Распределение температур воздуха, греющего и нагреваемого в воздухоподогревателе, показано на рисунке 30.

4.13.9 Частота вращения вала ТВД воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме будет равна

Рисунок 30 – Распределение температур воздуха в воздухоподогревателе

4.13.10 Из диаграммы режимов (см. рисунок 21) по известному значению находим .

4.13.11 Частота вращения вала ТНД или силовой турбины воздушного турбодетандера, работающей на электрогенератор в эксплуатационном режиме , составит величину

Требуемая частота вращения вала ТНД может быть получена при помощи регупируемого направляющего аппарата (РНА).. Следовательно между валами СТ и электрогенератора устанавливать редуктор не потребуется.

4.14 Термодинамический расчет воздушного турбодетандера дополнительной газотурбинной надстройки в эксплуатационном режиме

Исходные данные для расчета.

По таким же исходным данным произведен аналогичный расчет в разделе 3.8.

Из этого расчета следует, что суммарная электрическая мощность двух воздушных турбодетандеров дополнительной газотурбинной надстройки составит величину

Температура торможения воздуха за свободной силовой турбиной составит .

Тепловая мощность, получаемая в виде горячего воздуха с температурой , давлением и суммарным расходом составит величину

Получим также тепловую энергию горячего воздуха с выхода воздухоподогревателья с расходом и температурой .

Это количество тепла будет равно

Суммарная тепловая мощность в виде горячего воздуха составит величину

Суммарная электрическая мощность, получаемая в верхней газотурбинной надстройке и в дополнительной газотурбинной надстройке, составит величину

Количество тепловой энергии, полученной в виде горячей воды в экономайзере и контактном теплоутилизаторе, без учета тепла конденсации паров воды в контактном теплоутилизаторе, составляет величину

Для повышения электрического КПД энергетической установки можно еще использовать тепловую энергию воздуха, идущего потребителю с выхода силовой турбины двигателя НК-86, в газотурбинной надстройке основного газотурбинного цикла. Параметры этого воздуха , , . Эту газотурбинную надстройку также можно выполнить на базе двигателя агрегата ГТ-700-5. Двигатель этого агрегата показал высокую надёжность в течение длительной эксплуатации, и может быть использован практически без ппеределки т. к . имеет выходной патрубок после компрессора и входной патрубок в камеру сгорания, которую в нашем случае можно не удалять. В камеру сгорания дополнительной газотурбинной надстройки можно подавать топливо. При этом значительно повышается количество вырабатываемой электроэнерги .

4.15 Термодинамический расчет воздушного турбодетандера газотурбинной надстройки основного газотурбинного цикла в эксплуатационном режиме с использованием обобщенных относительных характеристик ГТУ

4.15.1 Количество тепла уходящего воздуха с выхода силовой турбины двигателя НК-86 СТ, которое может быть передано воздуху воздушного турбодетандера газотурбинной надстройки основного газотурбинного цикла.

4.15.2 В качестве воздушного турбодетандера используем двигатель ГТ-700-5. Эксергия двигателя в номинальном режиме составляет величину

(см п.4.13.2).

4.15.3 Приведенная относительная мощность ГТ-700-5 в эксплуатационном режиме

(см. п. 4.13.3).

Далее расчет аналогичен расчету, представленному в пунктах 4.13.4 – 4.13.11.

Распределение температур воздуха в воздухоподогревателе представлено на рисунке 31.

Рисунок 31 – Распределение температур воздуха в воздухоподогревателе

4.16 Термогазодинамический расчет воздушного турбодетандера газотурбинной надстройки основного газотурбинного цикла

Исходные данные для расчета:

Воспользуемся результатами расчета, представленным в разделе 3.8.

4.16.1 Удельная работа, затрачиваемая компрессором на сжатие 1кг воздуха,

4.16.2 Температура воздуха за компрессором

По обобщенным характеристикам

4.16.3 Температура торможения воздуха за ТВД

4.16.4 Степень расширения воздуха в ТВД

4.16.5 Давление воздуха перед ТВД

4.16.6 Давление воздуха за ТВД

4.16.7 Давление воздуха за ТНД турбодетандера принимаем

4.16.8 Степень расширения воздуха в ТНД

4.16.9 Удельная работа, которую можно получить в свободной силовой турбине воздушного турбодетандера,

4.16.10 Температура торможения воздуха за свободной силовой турбиной турбодетандера

4.16.11 Мощность силовой турбины воздушного турбодетандера, идущая на привод электрогенератора

4.16.12 Тепловая мощность горячего воздуха, поступающая потребителю с выхода силовой турбины воздушного турбодетандера,

4.16.13 Тепловая мощность горячего воздуха, поступающего потребителю с выхода воздухоподогревателя,

4.16.14 Суммарная тепловая мощность, поступающая потребителю в виде горячего воздуха из надстройки основного газотурбиного цикла,

4.16.15 Суммарная электрическая мощность, получаемая в основном газотурбинном цикле и его газотурбинной надстройке,

4.17 Баланс энергии и КПД энергетической установки, с учетом преобразования тепловой энергии горячего воздуха в газотурбинных надстройках воздушных турбодетандеров

4.17.1 Суммарная электрическая энергия, получаемая в энергетической установке,

4.17.2 Суммарная тепловая энергия, получаемая в виде горячего воздуха,

4.17.3 Количество тепловой энергии, полученной в виде горячей воды в экономайзере и контактном теплоутилизаторе, без учета конденсации паров воды в контактном теплоутилизаторе

4.17.4 Количество тепловой энергии, получаемой за счет конденсации паров воды находящихся в газах,

4.17.5 Количество тепловой энергии, уходящей с газами в атмосферу, при наличии контактного теплоутилизатора,

4.17.6 Количество тепловой энергии, уходящей с газами в атмосферу, в случае отсутствия контактного теплоутилизатора

4.17.7 Суммарная тепловая энергия, получаемая от сжигания продуктов пиролиза угля,

4.17.8 Электрический КПД энергетической установки составит величину.

4.17.9 Суммарная электрическая и тепловая энергия, получаемая в энергетической установке, без учета тепла конденсации паров воды в газах,

Это без учета всевозможных тепловых потерь, указанных в п.4.12.14.

4.17.10 Без учета этих потерь энергетический КПД установки составит величину

4.17.11 Если не использовать контактный теплоутилизатор, то КПД установки будет

Заключение

В данной работе расчётным путём проведён анализ эффективности использования на газотурбинных ТЭЦ трёх различных энергетических установок с утилизацией тепла выходящих газов. Для сравнения их эффективности все энергетические установки выполнены на базе конвертированного авиационного двигателя НК- 86 ст.

Это:

1) Газопаротурбинная энергетическая установка, в которой паротурбинный цикл реализуется за счёт утилизации тепла выходных газов газотурбинного двигателя. Эффективная мощность для производства электрической энергии установки составляет , а эффективный КПД . При частичной утилизации тепла отработавшего пара и утилизации тепла выходящих газов дополнительно можно получить 24 МВт тепловой мощности в виде горячей воды. В этом случае КПД составит .

2) Газотурбинная энергетическая установка с газотурбинной надстройкой, в которой реализуется дополнительный газотурбинный цикл за счёт утилизации тепла выходных газов основного газотурбинного двигателя. Эффективная мощность для производства электрической энергии составит ,а эффективный КПД . При этом дополнительно получается тепловая энергия в виде горячего воздуха мощностью Если не утилизировать тепло выходящих газов, то КПД энергетической установки составит . Если утилизировать тепло выходящих газов в экономайзере и затем в контактном теплоутилизаторе для получения горячей воды, то КПД установки будет .

3) Газотурбинная энергетическая установка ТЭЦ, работающая на твёрдом топливе. Эта установка содержит два газотурбинных двигателя, пиролизёр угля, топку для сжигания твёрдой составляющей пиролиза угля, камеру сгорния для сжигания газообразной и жидкой составляющей пиролиза угля, воздухоподогреватели. Рабочим телом газотурбинных двигателей является воздух высоких параметров по температуре и давлению. Энергетический КПД установки составляет величину ..Если не использовать контактный теплоутилизатор, то КПД установки будет . Установка позволяет получать электрическую энергию, тепловую энергию в виде горячего воздуха высоких параметров по температуре и давлению, в виде горячей воды для бытовых нужд и системы отопления. В установке реализуются только газотурбинные циклы за счёт сжигания компонентов пиролиза низкосортного угля. Установка может быть скомпанована из серийно выпускаемого промышленностью оборудования, что позволяет удешевить и ускорить разработку, производство и запуск её в эксплуатацию. Газотурбинные двигатели установки могут иметь дополнительные газотурбинные надстройки позволяющие вырабатывать дополнительную электрическую энергию за счёт утилизации тепла воздуха поступающего с выхода основных двигателей. В зависимости от потребности потребителей знергии установка позволяет в широких пределах менять выработку различных видов энергии. Например, при подаче в камеры сгорания двигателей дополнительных газотурбинных надстроек жидкого или газообразного топлива, можно значительно увеличить выработку электрической энергии. При этом выработка тепловой энергии в виде горячего воздуха уменьшится, а в виде горячей воды увеличится .

В работе приведены оригинальные методические разработки по определению расхода топлива сжигаемого в камере сгорания ГТУ или топке котла, по определению расхода воды содержащейся в выходных газах в парообразном состоянии, по определению параметров смеси газов разных температур, давления и расходов. Эти разработки широко использовались при проведении тепловых расчетов в данной работе, т. е. прошли апробацию.

Приложение 1

Рисунок 1 - Истинная теплоемкость

Рисунок 2 - Зависимость теплоемкости газа С_Р и расхода топлива на 1 кг воздуха g_Тот температуры входа и выхода камеры сгорания

Список литературы

1. Данилов Н. И. Шелоков Я. М. Осноаы энергосбережения. Учебник. –Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ – УПИ, 2006 – 564 с.

2. Газодинамический расчёт авиационных газотурбинных двигателей. Методическое пособие. Под редакцией доц. С. С. Русакова. КИИГА. - Киев: 1975 – 115 с.

3.Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент. Справочник. Под общей редакцией В. А. Григорьева В. М. Зорина. Книга 2 – М: Энергоиздат, 1988 – 560 с.

4. Энергетический менеджемент. Руководство по энергосбережению концерна Du Pont (США) – Чебоксары: «Чувашия», 1997 – 224 с.

5. Мунц В. А. Энергосбережение в энергетике и теплотехнологиях. Конспект лекций. - Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ – УПИ, 2006 – 136 с.

6. Газотурбинный двигатель с регенерацией тепла. Патент RU 2192551 с2, 10. 11. 2002.

7. Газотурбинный двигатель с регенерацией тепла. Патент RU 2192552 с2, 10. 11. 2002.

8. Сулимов Д. Д. В Перми создаётся привод нового поколения. Энергетика. Пермские газовые турбины. Информационный бюллетень №5 (э), март 2005.

9. Поданев И. Е. , Запорожская Н. В. Использование газотурбинных технологий на базе авиационных двигателей в теплоэнергетике как путь получения большого энергосберегающего эффекта. Вестник Алматинского института энергетики и связи. №2 (5), 2009 с.11 – 16.

10. Ольховский Г. Г. Энергетические газотурбинные установки. – М: Энергоиздат, 1985 – 303 с.

11. Котлер В. Р. Специальные топки энергетических котлов. – М: Энергоиздат, 1990 – 104 с.

12. Мадоян А. А. и др. Эффективное сжигание низкосортных углей в энергетических котлах – М: Энергоиздат, 1991 – 200 с.

13. Газотурбинные установки. Атлас конструкций и схем. Под редакцией Л. А. Шубенко – Шубина. - М : Машиностроение, 1976 - 164 с.

14. Сибикин Ю. Д. , Сибикин М. Ю. Технология энергосбережения: Учебник.- М: ФОРУМ: ИНФРА – М, 2006 – 352 с.

Содержание

Введение

1 Методические разработки

1.1 Методика расчета расхода топлива, сжигаемого в камере сгорания ГТУ, или топке котла

1.2 Методика расчёта расхода воды, содержащейся в выходных газах в парообразном состоянии

1.3 Методика расчета параметров смеси газов разных температур, давления и расходов

2 Комбинированная газопаротурбинная установка на базе авиационного двигателя НК – 86

2.1 Конструкция двигателя НК – 86

2.2 Основные параметры двигателя НК-86 при номинальном режиме, в условиях МСА

2.4 Термодинамический расчет конвертированного двигателя НК-86 18

2.5 Устройство и работа комбинированной газопаротурбинной установки на базе двигателя НК-86 21

2.6 Расчет паротурбиной части установки

2.7 Устройство и работа контактного теплоутилизатора с активной насадкой

2.8 Расчет контактного теплоутилизатора

3 Газотурбинные энергетические установки с «сухим» воздушным контуром для газотурбинных ТЭЦ

3.1 Принципиальные схемы, устройство и работа энергетических установок

3.2 Термодинамический расчет конвертированного двигателя НК-86 СТ, согласно схемы, рисунок 11

3.3 Назначение, устройство, работа и тепловой расчет трубчатого воздухоподогревателя

3.4 Термогазодинамический расчет воздушной турбины, согласно рисунка 11

3.5 Термогазодинамический расчет конвертированного двигателя НК-86 СТ энергетической установки, работающей согласно рисунка 12

3.7. Расчет характеристик воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме с использованием обобщенных относительных характеристик ГТУ 49

3.8 Термогазодинамический расчет воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме

3.9 Расчет тепловой энергии, получаемой за счет утилизации тепла низкотемпературных газов, выходящих после воздухоподогревателя

4 Газотурбиная энергетическая установка ТЭС работающая на твердом топливе

4.1 Устройство и работа энергетической установки

4.3 Термогазодинамический расчет конвертированного двигателя НК – 86^*ст

4.4 Тепловой расчет трубчатого воздухонагревателя и выносной камеры сгорания

4.5 Расчет расхода угля через пиролизер, расчет количества продуктов пиролиза и их основных характеристик

4.6 Расчет требуемого количества газов, поступающих в топку в качестве окислителя

4.8 Выбор воздушного турбодетандера для газотурбинной надстройки энергетической установки

4.9 Тепловой расчет воздухоподогревателя воздушного турбодетандера

4.10 Термодинамический расчет воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме

4.12 Баланс энергии и КПД энергетической установки

4.13 Расчет характеристик дополнительного воздушного турбодетандера в эксплуатационном режиме с использованием обобщенных относительных характеристик ГТУ

4.15 Термодинамический расчет воздушного турбодетандера газотурбинной надстройки основного газотурбинного цикла в эксплуатационном режиме с использованием обобщенных относительных характеристик ГТУ

Заключение

Приложение 1

Список литературы