РГР Э

АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ и СВЯЗИ

Кафедра промышленной теплоэнергетики

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКЕ И ТЕПЛОТЕХНОЛОГИИ

Методические указания к расчетно-графическим работам для

студентов всех форм обучения специальности 05 07 17

«ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА».

Алматы 2009

Составитель: ПоданевИ.Е Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологии. Методические указания к выполнению расчётно - графических работ для студентов всех форм обучения специальности 050717 – Теплоэнергетика. - Алматы: АИЭС, 2009. – 34с.

Методические указания к выполнению расчётно–графических работ составлены в соответствии с требованиями квалификационной характеристики специалистов и Государственных стандартов. Они направляют студентов на самостоятельную активизацию учебного процесса, и включают в себя обоснование изучения темы, решение задач на заданную тему и способы их решения.

Задания на расчётно – графические работы предназначены для студентов всех форм обучения специальности 050717 Теплоэнергетика.

Предисловие

Выполнение расчетно-графических работ по дисциплине «Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологии» является важным этапом в подготовке специалистов, умеющих осуществлять расчеты экономии тепловой энергии в результате утилизации высокотемпературных и низкотемпературных тепловых отходов на теплоутилизационных установках, а также расчеты энерготехнологических агрегатов котельных и ТЭЦ, в которых используется новые энергоэффективные технологии сжигания твердого топлива.

Темы расчетно-графических работ посвящены важной проблеме получения энергосберегающего эффекта, сжигания в топках энергетических установок низкосортных топлив, улучшению экологической обстановки в районе расположения котельных и ТЭЦ.

По дисциплине выполняется две расчетно- графические работы на тему:

1. Расчет теплоутилизатора тепла уходящих газов котельных и ТЭЦ с использованием авиационных газотурбинных двигателей, отработавших летный ресурс.

2.Расчет комбинированный ГПТУ, работающей на твердом топливе, содержащей топку с кипящим слоем под давлением.

В РГР 1 рассматривается проблема эффективного использования теплоты отходящих газов энергетических котлов путем установки за ними контактных теплообменников, в которых нагревается поток воды непосредственно контактирующей с газами, 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 РГР 1 рассматривается две схемы утилизационный установки с использованием авиационного двигателя, отработавшего летный ресурс. Первая схема взята из источника (1), где двигатель выполняет роль турбодетандера. Во второй схеме двигатель выполняет роль газотурбинной энергетической установки.

В РГР 2 рассматривается комбинированная газотурбинная установка, содержащая топку с кипящим слоем под давлением.

Топки с кипящим слоем под давлением дают возможность осуществить газотурбинный и паротурбинный циклы за счет сжигания твердого низкосортного топлива, что позволяет повысить термодинамический КПД, причём циклы реализуются за счет сжигания твердого низкосортного топлива. Технология сжигания топлива в топках с кипящим слоем под давлением позволяет уменьшить вредные выбросы в атмосферу сернистого ангидрита и оксидов азота. При этом снижается металлоемкость энергетической установки и капитальные затраты. Снижается время строительства, т.к. все компоненты установки в виде модулей контейнерного исполнения могут быть выполнены в заводских условиях и доставлены на место монтажа любым видом транспорта , в том числе воздушным.

1 РГР 1. Расчёт теплоутилизатора тепла уходящих газов котельных и ТЭЦ с использованием авиационных газотурбинных двигателей отработавших лётный ресурс

1 Расчёт теплоутилизатора тепла уходящих газов котельных и ТЭЦ с использованием авиационных газотурбинных двигателей, отработавших лётный ресурс и работающих по схеме, приведённой на рисунке 1, /1/ , когда двигатель выполняет роль турбодетандера, так как удалена камера сгорания.

Рисунок 1 – Схема утилизационной установки с использованием авиационных ГТД.

На рисунке 1 обозначены:

1 – Подвод уходящих газов к контактному теплообменнику; 2 – Контактный теплообменник; 3 – Сепаратор; 4 – Напорный экономайзер; 5 – Водоводяной теплообменник; 6 – Компрессор; 7 – Насос; 8 – Турбина; 9 – Горячая вода для системы отопления; 10 - Выхлопное устройство газа в атмосферу; 11 – Электродвигатель; 12 - Редуктор; 13 – Решетка; 14 – Сливной бак; 15 – Сепаратор (циклон).

Описание установки

Уходящие газы от котла (1) подводятся в котел утилизатор (2), имеющий решетку контактного теплообменника (13). Здесь газы охлаждаются разбрызгиваемой водой, которая в свою очередь, смешиваясь и контактируя с газами, утилизирует их тепло, а также тепло конденсирующегося пара воды, присутствующего в выходных газах. Это тепло посредством водоводяного теплообменника (5) передается воде горячего водоснабжения, в результате чего она нагревается до t = 70-75 градусов C и подается к потребителю. С помощью насоса (7) вода, отдавшая тепло в водоводяном теплообменнике, подается в форсунки контактного т/о. Газы же, охлажденные в аппарате, идут в сепаратор (3), где отделяется капельная влага, отводимая затем в сливной бак (14). Затем газы подают в осевой компрессор (6), привод которого осуществляется турбиной (8). В компрессоре газы сжимаются до давления порядка P = 0.3-0.5 МПа и температуры t = 185-210 градусов С. Газы с повышенными параметрами поступают в турбину (8), которая находится на одном валу с компрессором (6). В турбине газы расширяются, вырабатывая механическую работу, которая расходуется на привод компрессора 6. Вал турбины 8 через редуктор 12 соединен с валом электродвигателя 11. Между компрессором и турбиной расположен газоводяной экономайзер (4) для подогрева горячей воды системы отопления и сепаратор (циклон) (15). Влага из циклона и экономайзера отводится в сливной бак (14).

Исходные данные ( Принять по своему варианту см. Приложение1) . (Таблицы 1, 2, 3).

1. Температура выходящих газов , ^оС.

2. После контактного аппарата температура газов , ^оС.

3. Давление газов на входе в теплообменный контактный аппарат, или на выходе из котла р₁^вх , МПа.

4. Давление газов на входе в осевой компрессор ГТУ р₁^вых , МПа.

5. Степень повышения давления газов в компрессоре Пк..

6. Температура газов на выходе из экономайзера или на входе в

турбину газогенератора t₄ ,^оС.

7. Степень избытка воздуха в процессе горения в топке котла α=1,2. Степень избытка воздуха в выходящих газах α^*=0,2.

8. КПД компрессора и турбины соответственно принять равными η_к= 0,85; η_т= 0,91.

9. Расход выходных газов G_г , кг/с.

10. Вид используемого топлива , согласно варианту , например, уголь (экибастузский – Ленгерское месторождение). Из справочника /2/состав данного угля: W^p = 29; A^p = 11,4; C^p = 45; H^p = 2,6; O^p = 9,9; S^p = 1,7; N^p = 0,4.

1.1 Расчет контактного теплообменника

1.1.1 Требуемый теоретический расход сухого кислорода для полного сгорания конкретного топлива известного состава определяем по формуле /2/

1.1.2 Теоретический расход окислителя при известном % количестве в нем кислорода. Если в качестве окислителя используется атмосферный воздух, то можно принять О_2ок = 21%.

1.1.2* Теоретический расход воздуха можно определить по формуле .

1.1.3 С учетом коэффициента избытка воздуха

1.1.4 Массовое количество воздуха, участвующего в горении, составит величину

Здесь – плотность воздуха при стандартных условиях.

1.1.5 Количество образовавшихся газов в результате сгорания 1 кг угля будет равно

. В случае жидкого или газообразного топлива .

1.1.6 В составе газа будет присутствовать вода в виде пара. Теоретический выход водяных паров составит величину:

При р₁^вх , МПа и t^вх1, ^оС по таблицам /2/ термодинамических свойств воды и водяного пара определяем удельный объём пара воды, содержащейся в газах, и его энтальпию .

Массовый выход паров воды в составе газов при сгорании 1 кг угля

1.1.7 Из пропорции находим расход воды в составе выходных газов .

1.1.8 Расход газов за контактным теплообменником будет меньше на величину сконденсированной воды .

1.1.9 После контактного аппарата температура газов, а значит и температура конденсата воды t₁^вых, давление р₁^вых и теплосодержание воды будет равно hв , кДж/кг.

1.1.10 Количество тепловой энергии, которую можно получить в контактном теплообменнике за счет конденсации паров воды, находящихся в газах, получающихся в результате сжигания в топке котла топлива,

1.1.11 Количество тепловой энергии, полученной от газов в теплообменнике за счет снижения их температуры,

1.1.12 Тепловая мощность, полученная в контактном теплообменнике за счет снижения температуры газов и конденсации паров воды,

1.1.13 Тепловая мощность, переданная грязной водой чистой в водоводяном теплообменнике, .

Здесь = 0,85.

1.2 Расчет турбодетандера

1.2.1 Удельная работа, затрачиваемая на сжатие газа в компрессоре

Здесь Т_1, - температура газов на входе в компрессор, или после контактного теплообменника. При Т_1, и α=1,2 по номограмме (Приложение 2,см.рисунок 1) находим теплоёмкость газа с_рг, кДж/кг. Коэффициент адиабаты . R_г=0,287 кДж/кг. Затем находим .

1.2.2 Температура газов на выходе из компрессора

_, .

1.2.3 Давление газа после компрессора

1.2.4 Давление газа на входе в турбину турбодетандера , с учётом потерь в экономайзере, принимаем равным Р₄^* МПа ( Значение принять меньше на величину третьего знака после запятой).

1.2.5 Степень расширения газов в турбине турбодетандера

. Здесь: .

в исходных данных; температура газов за турбиной турбодетандера, которая может оказаться отрицательной.

1.2.6 Удельная работа, совершаемая турбиной турбодетандера,

1.2.7 Давление газа за турбиной турбодетандера .

Если давление газов за турбиной газогенератора окажется меньше давления окружающей среды, то это будет означать, что газы выйти в атмосферу не смогут, т.к. атмосферное давление р=0,1013 МПа, При таких условиях установка работать не может. Для того чтобы процесс выхода газов из турбины газогенератора в атмосферу осуществлялся, необходимо, чтобы давление газов на выходе из турбины было несколько выше атмосферного, например, МПа. В этом случае степень расширения газов в турбине газогенератора должна быть равной .

1.2.8 Тогда удельная работа, совершаемая турбиной газогенератора, будет равна:

[кДж/кг].

1.2.9 При этом мощность, требуемая на привод компрессора, будет реализовываться за счет турбины газогенератора в размере

[кВт].

Отсюда следует, что для того, чтобы установка функционировала, необходимо, чтобы остальную мощность, требуемую на привод компрессора, взял на себя пусковой электродвигатель. Эта мощность должна быть равной

[кВт].

В этом случае температура газов на выходе из турбины газогенератора на выхлоп будет равна [К].

1.2.10 Тепловая мощность газа, передаваемая в экономайзере чистой воде круга циркуляции воды для бытовых нужд, составит величину

[кВт].

Для получения такого количества тепловой энергии затрачивается , кВт электрической энергии на привод электродвигателя, что является экономически не выгодным, т.к. себестоимость единицы мощности электроэнергии значительно выше себестоимости тепловой.

1.2.11 Суммарная тепловая мощность, полученная в водоводяном теплообменнике и экономайзере, составит величину:

, [кВт].

Но при этом расходуется электрическая энергия на привод электродвигателя в количестве , кВт.

Использование газотурбинного двигателя по схеме, приведенной на рисунке 1, экономически не целесообразно. Следует рассмотреть работу установки по другой схеме. Например, по схеме, приведенной на рисунке 2.

Рисунок 2 - Принципиальная схема установки

По схеме, показанной на рисунке 2, авиационный двигатель работает в качестве газогенератора. В камере сгорания двигателя сжигается газообразное топливо (природный газ). Турбина 8 газогенератора приводит в работу компрессор 6, поэтому электрическая мощность не расходуется. Газы после компрессора 6 поступают в камеру сгорания 16 , куда поступает газообразное топливо в количестве, достаточном для полного использования в процессе горения оставшегося в газе кислорода. Горячие газы после камеры сгорания поступают в турбину 8, где в результате расширения газов создается механическая энергия, затрачиваемая на привод компрессора 6. Газы после турбины 8 поступают в дополнительную свободную турбину 17, где, расширяясь, создают механическую работу, идущую на привод электрогенератора 11 для получения электрической энергии. После свободной турбины газы поступают в экономайзер 4 для получения горячей воды. После экономайзера газы уходят в атмосферу через выхлопное устройство 10. Силовая турбина 17 и экономайзер 4 должны быть спроектированы так, чтобы давление газов Р_вых и температура Т_вых были несколько выше, чем давление и температура окружающей среды. Расчет тепловой мощности получаемой в контактном теплообменнике, аналогичен расчету по смехе рисунка 1. Полученные результаты будут одинаковые, поэтому далее выполняем расчёт только газотурбинной части установки.

1. 3 Расчет газотурбинной части теплоутилизатора тепла уходящих газов ТЭЦ и котельных с использованием отработавших летный ресурс авиационных газотурбинных двигателей по схеме, показанной на рисунке 2

Исходные данные для расчета:

1) После контактного аппарата температура газов t₁^{* 0C} ,(T^*_1,⁰ К).

2) Давление газов на входе в осевой компрессор ГТУ Р^*₁= 0,11 МПа.

3) Степень повышения давления газов в компрессор П_к.

4) Степень избытка воздуха в процессоре горения в топке котла α=1,2. Степень избытка воздуха в газах, поступающих в камеру сгорания двигателя α^*=0,2.

5) Расход газов в тракте контактного теплообменника и двигателя G_г.

6) Температуру газов на выходе из экономайзера принять равной Т_г^{вых 0} К, (⁰ С), а давление Р_г^вых= 0,11 МПа.

7) КПД компрессора и турбины принять равной соответственно ŋ_к=0,85; ŋ_т=0,91.

Решение задачи

1.3.1 Удельная работа, затрачиваемая на сжатие 1 кг газа в компрессоре,

, [] .

Здесь С_р.г=.R_г, [] - теплоемкость газов .

Для газов можно принять коэффициент адиабаты К_г=1,33, а газовую постоянную R_г=0,288 [] .

1.З.2 Температура газа за компрессором

Т₃^*=Т₁^*+ , ⁰К, (⁰С).

1.3.3 Давление газа за компрессором

Р₃^*= Р₁^{* .}П_к, МПа.

При температуре Т₃^{* , 0}К и давлении Р₃^*, МПа газы поступают в камеру сгорания двигателя.

Имеем в виду, что степень избытка воздуха в газах α^*= 0,2. Произведем расчет расхода топлива в двигателе с учетом α^*=0,2. В качестве топлива подаваемого в камеру сгорания принимаем природный газ.

1.3.4 Из расчета реакции горения природного газа требуемое количество воздуха для сгорания 1 кг топлива может быть принято равным

L_о=14,9 [].

1.3.5 В газах, на входе в камеру сгорания, с расходом G_г, [] содержится воздух с расходом G_в^*= α^*.G_г, .

1.3.6 В камере сгорания может сгореть топливо в количестве

G_т^кс= .

1.3.7 Удельный расход топлива g_т^кс на 1 кг, газа проходящего через газовый тракт двигателя при расходе G_г, [] , составит величину

g _т= , [].

1.3.8 При сгорании топлива за счет кислорода воздуха, присутствующего в газах, повышается температура газов до величины Т₄^*, ⁰К. Величину температуры газов Т₄^*, ⁰К на выходе из камеры сгорания находим по номограмме (Приложение 2, см.рисунок 2). Эта температура определяется в зависимости от температуры газов Т_3,⁰К и удельного расхода топлива g _т,. По номограмме будем иметь Т₄^*,
0К. Давление газов перед турбиной газогенератора с учетом коэффициента потерь в камере сгорания δ_кс= 0,94, будет равно Р₄^*= Р₃^* δ_кс , МПа.

1.3.9 Удельная работа турбины газогенератора, затрачиваемая на привод компрессора с учетом отбора газов на охлаждение турбины и увеличение количества газов на величину сгоревшего топлива,

L _ад.т= δ. β_{охл ,} . Здесь δ = 1,005, β_{охл = 1,02.}

1.3.10 Температура торможения газов за турбиной газогенератора будет Т₅^*=Т₄^*
__, ⁰К.

1.3.11 Степень расширения газов в турбине газогенератора

П_т= .

1.3.12 Давление газов за турбиной газогенератора

Р^*₅=, МПа.

1.3.13 Давление газов за свободной силовой турбиной принимаем равным

Р_тс= 0,11, МПа.

1.3.14 Тогда степень расширения газов в силовой турбине составит величину

П_тс=

1.3.15 Удельная работа, которую можно получить на свободной силовой турбине,

L_ад.т.с= С_{р.г. .}Т^*_{5 .} . η_{т ,} [].

1.3.16 Температура торможения газов за свободной силовой турбиной

Т^*_тс=Т^*_{5 --}, ⁰ К, (⁰С).

Газы с температурой Т^*_тс⁰С давлением Р^*_тс=0,11 МПа и расходом G^*_г [] поступают в экономайзер.

1.3.17 Мощность силовой турбины составит величину

N_тс= L_ад.тсG^*_г , кВт.

1.3.18 Полученная электрическая мощность будет равна

N_э=N_тс.η_г, кВт. Принять КПД электрогенератора _.η_{г =
0,98.}

1.3.19 Уравнение теплового баланса экономайзера имеет вид

G ^г_воды . С_{р.воды .}( t ^г_воды-- t ^х_воды) = G^*_{г .} . (t _{т. с.}— t _г.^вых) = Q_г.в^эк . 1.3.20 Распределение температур воды и газа в экономайзере показано на рисунке 3.

Рисунок 3 - Распределение температур воды и газа в экономайзере

Тепловая энергия в виде горячей воды, получаемая в экономайзере за счет тепла горячих газов из ГТУ, составит величину

Q_г.в^эк= G_г^*С_{р
г .}( t_тс- t_г^вых), кВт.

1.3.21 Тепловая мощность, получаемая в экономайзере, с учетом потерь составит величину

Q_г^эк.эф= Q_г.в^эк .η_эк , кВт. Здесь η_{эк = 0,8.}

1.3.22 Количество горячей воды, получаемой в экономайзере при температуре t^г_воды=85 ⁰С, находим из уравнения теплового баланса

G^г_воды= , [] , затем [], или V^г_воды=, [] .

1.3.23 Количество тепловой энергии уходящей с газами в атмосферу,

Q^II= G_г^* . С_рг
.( t_г^вых- t_н^ср) , [кВт]

Здесь, t_н^ср=2⁰С - средняя температура окружающей среды за отопительный период.

1.3.24 Количество тепла, подводимого с топливом,

Q^р_н∙G_т^кс, кВт, здесь Q^р_н=48240, []- низшая теплотворная способность природного газа Бухарского месторождения в Узбекистане

G^кс_т , []. Следовательно, Q^р_н ∙ G_т^кс, кВт.

1.3.25 Суммарная полезная мощность установки без учета тепловой мощности, полученной в контактном теплообменнике, составит величину

N_э= Q_г.в^эк.эф.+ N_э , кВт.

1.3.26 Потери по газовому тракту ГТУ и в экономайзере составляют величину

Q_потерь= Q^р_н∙G_т^кс - Q^эк.эф_гв- N_э- Q^II , кВт.

1.3.27 Эффективный КПД газотурбинной установки составляет величину

η_е=.

1.3.28 С учетом тепловой энергии, полученной в контактном теплообменнике, общее количество тепловой энергии составит величину

Q_г.в∑= Q_г.в^эк.эф+ Q_г.в∑^к.т , кВт.

Это количество тепловой энергии может перекрыть всё тепло, полученное от сжигания топлива в камере сгорания ГТУ.

Дополнительно еще получаем N_э, кВт электрической энергии.

В летнее время, когда сокращается потребность в тепловой энергии, газотурбинную часть установки можно отключить и использовать только тепло, получаемое в контактном теплообменнике в количестве Q_г.в∑^к.т, кВт.

В зимнее время, в случае увеличения потребности в тепловой и электрической энергии, можно значительно увеличить мощность газотурбинной части установки за счет дополнительной подачи на вход в компрессор свежего воздуха из окружающей среды через воздухоочиститель 15. Это позволит увеличить количество вырабатываемой электрической и тепловой энергии в результате возможности сжигания большего количества топлива в ГТУ. По результатам полученных расчётом данных сделать выводы.

2 РГР 2. Расчёт комбинированной ГТУ, работающей на твёрдом топливе, содержащей топку с кипящим слоем под давлением

Описание устройства и работы комбинированной ГТУ, работающей на твердом топливе, содержащей топку с кипящим слоем под давлением /4/, /5/.

Принципиальная схема установки показана на рисунке 4.

Рисунок 4 - Принципиальная схема установки.

1 - камера с кипящим слоем под давлением

2 - пароперегреватель

3 - парообразователь с экономайзером

4 - паровая турбина

5 - конденсатор

6 - бак для конденсата

7 - циклоны

8 - газовая турбина ГТУ

9 - осевой компрессор ГТУ

10 - воздухоочиститель

11 - уголь

12 - доломит

13 - воздух

14 - электрогенератор

15,16 - насосы

17 - сепаратор

18 - дополнительная камера сгорания

Представленная на рисунке 4 схема позволяет осуществить бинарный цикл, когда генерируемый в котле пар используется в паровой турбине, а продукты сгорания, имеющие высокое давление, используются в газовой турбине, что позволяет существенно повысить термический КПД установки, позволяет уменьшить габариты топочных устройств и вредные выбросы в атмосферу, появляется возможность сжигания низкосортных углей.

Котлы с кипящим слоем под давлением по габаритам, по сравнению с котлами обычного типа, получаются на 60% меньше, поэтому при перевооружении устаревших ТЭС можно увеличить мощность энергоблока без использования дополнительной территории, повысить экономичность энергоблока, обеспечить соблюдение экологических требований. Установка может быть выполнена в модульном исполнении полностью в заводских условиях. Модули к месту установки можно транспортировать железнодорожным и воздушным транспортом, что позволяет свести до минимума объем монтажных работ на месте сооружения ТЭС, сократить срок строительства на 25%, сократить капитальные затраты на 10%.

Установка работает следующим образом:

Воздух компрессором 9 ГТУ под давлением 1,2-1,6 МПа подается сначала в корпус 1 топки котла, а затем в камеру с кипящим слоем. Уголь и доломит смешиваются и пневматической системой подаются в кипящий слой, в который погружены трубы пароперегревателя 2 котла. Горячие газы, образовавшиеся в камере с кипящим слоем, очищаются в циклонах 7 и подаются в газовую турбину 8, установленную на одном валу с компрессором 9. Часть механической энергии, вырабатываемой газовой турбиной 8, расходуется на сжатие воздуха в компрессоре 9, а часть идет на привод электрогенератора 14 для получения электроэнергии. Отработавшие газы после газовой турбины 8 поступают в регенератор 3 и затем через выхлопное устройство - в атмосферу. В регенераторе 3 установлен экономайзер, куда из бака конденсатной воды 6 насосом 15 подается конденсат под давлением. Здесь конденсат, за счет утилизации тепла выхлопных газов, нагревается и поступает в пароперегреватель 2, установленный в кипящем слое камеры 1. Перегретый пар расширяясь в паровой турбине 4, производит механическую работу для привода электрогенератора 14. Отработавший пар в турбине 4 поступает в конденсатор 5, где он конденсируется, отдавая тепло воде, используемой для бытовых и технических нужд. Полученный конденсат насосом 16 подается в бак конденсата. Зола из кипящего слоя и из циклонов пневмотранспортом подается в бункер. Доломит подмешивается в молярном отношении Ca/S=1,9-2. (При температуре около 850°С оксиды реагируют с кальцием доломита, превращаясь в сульфат кальция (гипс), который удаляется вместе с золой). Средняя скорость воздуха для ожижения слоя составляет 0,9-1 м/с, а избыток воздуха α=1,1-1,3.

Эффективность горения 97-99%. Температура в кипящем слое должна быть не выше 900°С, поэтому температура газов, поступающих в газовую турбину 8, не более 850°С. Для повышения температуры газов можно часть угля подвергать пиролизу, а полученный газ сжигать для повышения температуры в дополнительной камере сгорания 18. В результате этого можно повысить мощность турбины. Кипящий слой под давлением разжигается с помощью мазутных форсунок, затем переводится на уголь. Кипящий слой высотой 3,5-4 м ведет себя стабильно. При полной нагрузке все трубы котла погружены в кипящий слой. Если высота слоя уменьшается, например, после удаления золы, некоторые трубы оказываются над слоем и нагрузка котла уменьшается, т.к. уменьшается количество тепла передаваемого трубам, а также уменьшается температура газа. Это приводит к снижению мощности паровой и газовой турбин. Таким образом, регулирование можно осуществлять изменением массы кипящего слоя.

В таблице 2.1 приведены расчетные параметры блоков мощностью 200 и 800 МВт, которые осваиваются в Испании (ТЭС Эскатфон).

Т а б л и ц а 2.1

Параметры	Котел PFBC-200	Котел PFBC-800
Тип газовой турбины	GT-35 P	GT-120 P
Давление пара, Мпа	17	17
Тепловая мощность, МВт	224	920
Мощность ГТУ, МВт	17	76
Мощность паровой турбины, МВт	72	290
Суммарная мощность брутто, МВт	89	366
Суммарная мощность нетто, МВт	86	355
КПД установки, нетто, %	38,4	38,6

В Испании в качестве топлива используются лигниты, содержащие 4-8% серы, 25-45% золы и 20% влаги. Установленный на ТЭС Эскатрон котел вырабатывает 288т/ч пара с параметрами 9,5 МПа, 510°С. Расход топлива Gт=65 т/ч, известняка Gизв.=25т/ч. Установка позволяет снизить выбросы SO2 на 90%, высота слоя 3,5м., давление в топке 1,2 МПа.

Исходные данные для расчёта

Принять по своему варианту ( Приложение 1, см.таблицы 1, 4 ,5).

1. Суммарная степень повышения давления воздуха в компрессоре ГТУ, П_к

2. Расход воздуха через воздушный тракт компрессора ГТУ и топку котла G_{в ,} кг/с.

3. Расход газов, идущих из камеры с кипящим слоем под давлением, принимаем равным G_г≈G_{в ,} кг/с.

4. Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру с кипящим слоем, принимаем равным α.

5. Температура кипящего слоя Т_кс =1173,°К (900°С).

6. Температура газов, выходящих из камеры с кипящим слоем, Т₄’=1123,°К (850°С).

7. Температура газа, поступающего в газовую турбину ГТУ, принимаем равной Т*_{4 ,}°К. Газ с температурой Т₄’,°К подогреваем в специальной камере до Т*₄,°К, при сжигании газа, полученного в результате пиролиза части твердого топлива.

8. Температура воздуха на входе в компрессор Т*₁=288°К (15°С).

9. Давление воздуха окружающей среды Р_н=0.1013 МПа. С учетом потерь в воздухоочистителе входного устройства ГТУ, давление на входе в компрессор Р₁* = 0.1013 . 0.9=0.09117 МПа.

10. КПД компрессора и турбины ГТУ принимаем равным η_к=0.85 η_т=0.91.

2.1 Термодинамический расчет ГТУ

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

. , кДж/кг.

2.1.2 Температура воздуха за компрессором

Давление воздуха за компрессором, или на входе камеры с кипящим слоем

, МПа.

Воздух после компрессора под давлением Р_{3 ,} МПа, температурой Т_{3 ,} К, с расходом G_в , кг/с поступает в камеру с кипящим слоем. Туда же подается топливо G_ти доломит G_изв.

2.1.3 Давление газа перед турбиной газогенератора с учетом потерь в камере с кипящим слоем и в дополнительной камере сгорания КС будет равно

, МПа. Здесь

2.1.4 Температура газов после турбины газогенератора

, °К .

При заданном значении Т₄*, °К и заданном значении α из номограммы (Приложение 2, см.рисунок 1) находим теплоёмкость газов С_р.г.

Из выражения определяем коэффициент адиабаты.

2.1.5 Степень расширения газов в турбине газогенератора

2.1.6 Давление газов за турбиной газогенератора

, МПа.

2.1.7 Давление газов за свободной силовой турбиной принимаем равным Р_{ст ,} = 0,11 МПа.

2.1.8 Степень расширения газов в силовой турбине

2.1.9 Удельная работа силовой турбины

, кДж/кг.

При известном значении Т₅* и α из номограммы (Приложение 2, см.рисунок 1) находим С_{рг ,} а затем и .

2.1.10 Температура газов за свободной силовой турбиной

⁰К.

2.1.11 Мощность свободной силовой турбины

, кВт.

За счет газотурбинного цикла получена электрическая мощность

N_э=N_ст , МВт.

Выходные газы после силовой газовой турбины с параметрами G_г , кг/с, Р_ст=0,11 МПа, Т_ст°К , (°С) уходят в котел утилизатор.

2.2 Расчет паротурбинной части установки

В котле утилизаторе устанавливаем только экономайзер. На рисунке 5 показана схема котла утилизатора. Конденсат из бака 6 насосом высокого давления 15 подается в экономайзер 2 котла утилизатора 1 под давлением Р_к МПа. Температура воды на входе в экономайзер принята равной t₃=80°C. В экономайзере вода нагревается до температуры T_s≤ 250 ° C.

Рисунок 5 - Схема котла утилизатора с экономайзером

На рисунке 6 приведен график распределения температур газов и воды по высоте котла утилизатора.

Рисунок 6 - Распределение температур газа и воды в котле – утилизаторе

Из экономайзера вода поступает в испаритель, а затем в пароперегреватель, установленный в кипящем слое камеры сгорания твердого топлива.

В испарителе вода нагревается до температуры ,°С, при которой она преобразовывается в сухой насыщенный пар с теплосодержанием h_1, кДж/кг.

Значения параметров находим из таблиц справочников /2/ , /3/.

Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где пар перегревается до температуры t_0,°C и его теплосодержание становится равным h_{0 ,} кДж/кг.

На рисунке 7 показано распределение температур воды, пара и газа в парообразователе и пароперегревателе.

Рисунок 7- Распределение температур воды, пара и газа в парообразователе и пароперегревателе

2.2.1 Теплота парообразования составляет величину

Z_n=h₁-h_s_, кДж/кг.

2.2.2 Температура кипящего слоя не превышает 900°С (1173°К), т.к. парообразователь с пароперегревателем, находящиеся в кипящем слое, отбирают тепло.

Перегретый пар срабатывает в паровой турбине до давления , МПа и температуры °С. Теплосодержание пара на выходе из турбины h’_вых,кДж/кг.

Отработавший пар конденсируется в бойлере до температуры t₃=80 ,°C с теплосодержанием h_{3 ,} кДж/кг. Теплоперепад отработавшего пара и конденсата h_боил.= h’_вых - h_3, кДж/кг. Это тепло перейдет в воду системы отопления и горячего водоснабжения.

Важнейшим параметром комбинированной ГПТУ является паровое отношение m_n= Gп / Gг. Паровое отношение может быть определено из уравнений теплового баланса для экономайзера, испарителя или пароперегревателя. В кипящем слое установлены испаритель и пароперегреватель.

2.2.3 Уравнение теплового баланса для парообразователя и пароперегревателя составим с учётом следующих допущений. Температура кипящего слоя Т_кип.сл. может рассматриваться как разность возможной максимальной температуры газов Т₄^* в обычной топке при температуре Т₃ подаваемого в топку воздуха при коэффициенте избытка воздуха и температуре газов Т’₄,покидающих топку.

В нашем случае Т_кип.сл.=1173 °К (900 ºС) получена из эксперимента реальной установки и не связана с величиной Т₃.

Для решения поставленной задачи рассматриваем обычную топку, работающую на жидком топливе, когда теоретически необходимое количество воздуха для сгорания 1 кг топлива = 14,9 . Удельный расход топлива при коэффициенте избытка воздуха составит величину

g_т^*= 1 / (∙), .

Для определения возможной максимальной температуры газов Т₄^* в ядре горения воспользуемся номограммой (Приложение 2, см.рисунок 2), составленной для жидкого топлива. При этом учитывается температура воздуха Т₃, поступающего в топку, и удельный расход топлива g_т^{* ,}.

Определив Т₄^*, составляем уравнение теплового баланса парообразователя и пароперегревателя в виде

G_п(( h₀- h₁)+z_n) = G_гC_рг(Т₄^* - T’₄) .

2.2.4 Паровое число из уравнения теплового баланса парообразователя с пароперегревателям

2.2.5 В котле утилизаторе установлен только экономайзер. Уравнение теплового баланса экономайзера, согласно рисунку 6 запишется в виде

G_в( h_s- h₃) = G_гC_рг(- T₅).

2.2.6 Паровое число из уравнения теплового баланса экономайзера определяется из выражения

Здесь кДж/кг – теплосодержание воды при интенсивном парообразовании при заданном давлении воды в паровом контуре (взять из таблицы).

2.2.7 В дальнейшем расчете принимаем большее значение m_п. Из выражения

,кДж/кг

находим теплосодержание воды после экономайзера, а по значению h_s из таблиц находим температуру t_sИз таблиц следует, что вода в экономайзере нагреется до температуры t_s_,°C. Дальнейший нагрев воды, парообразование и перегрев пара обеспечит кипящий слой.

2.2.8 Количество пара, которое можно получить,

G_п = , кг/с., ( т/ч.).

2.2.9 Для сжигания в топке с кипящим слоем под давлением используется экибастузский уголь. При этом принимаем W^р= 6,5, A^с_пр= 43,5, C^р=38,2 S^р_п= 0,4 , H^р= 3, N^р= 0,8, O^р= 7,3 . Q^р_н= 15,8 ,МДж / кг. V^г= 24 K = 1,35 /2/.

2.2.10 Из уравнения Менделеева находим теоретический расход сухого воздуха.

V⁰_в, м^3
возд./кг.топл. С учётом удельной плотности воздуха ρ_в=1,293 кг/м³, массовый расход воздуха при сжигании твёрдого топлива составит величину

L₀= V⁰_в*ρ_{в ,}кг возд./кг топл..

2.2.11 Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру с кипящим слоем, принимаем равным α.

2.2.12 Удельный расход твёрдого топлива q_т на 1 кг воздуха составляет величину q_т= 1 / α L_0, кг топл./кг возд.

2.2.13 Расход топлива, при q_т, кг топл./кг возд. и G_в , кг. возд./с , составляет величину G_т = G_в . q_т
, кг/с , или ( т/час) угля.

2.2.14 Количество тепла подведенного с топливом в единицу времени Q^р_н∙ G_т,МВт.

2.2.15 Потери тепла с уходящими газами

Q^II= C_ргG_г( Т^вых₅- Т_н), кВт.

2.2.16 В дополнительной камере сгорания при сгорании топлива выделяется следующее количество тепла

Q^к
с= G_гc_{рг
( ),} кВт.

В дополнительной камере сгорания сжигается газообразное топливо, состоящее в основном из СО, полученного в результате пиролиза угля, например, экибастузского. Пиролиз идёт при коэффициенте избытка воздуха α= 0,5 - 0,8 под давлением 0,15 - 0,3 МПа. Теплотворная способность такого топлива Q^р_н= 5,5, МДж/. Из 1 т. угля получается 3500 м³ топливного газа. В дополнительной камере сгорания нужно сжигать газообразного топлива в количестве

= Q^кс/ Q^р_{н
гп ,} м³/с , или G^кс_тг= G^кс_тρ_г
, кг /с. Здесь ρ_{г = 1,167 кг. / .}

Для этого нужно подвергать пиролизу G_угля=G^кс_т/ 3500, т/час угля.

Из расчета реакции горения получено требуемое количество воздуха для сгорания 1 кг топлива. = 4.9436 кг.возд./ кг.топл. В газах, на входе в дополнительную камеру сгорания, содержится воздух в количестве G*_в=α* G_г, кг/с. В камере сгорания может сгореть G^кс_т= G*_в/ L^кс₀ , кг топл./с, а должно сгорать G^кс_тг, кг/с, По результатам расчётов сделать вывод о том, что количество кислорода, содержащегося в газах идущих из камеры с кипящим слоем под давлением, достаточно для сгорания топлива в дополнительной камере сгорания или недостаточно.

2.2.17 Мощность установки, с учетом внутренних потерь, составляет величину

N*_уст= Q^р_нG_т+ Q_кс- Q^II^, МВт.

2.2.18 Термический КПД цикла Ренкина, если пренебречь работой насоса, и с учетом нагрева воды в экономайзере за счет тепла выхлопных газов до температуры t_s °С

2.2.19 Мощность паровой турбины можно определить из выражения

, МВт.

2.2.20 Мощность паровой турбины можно также определить, истользуя T-S диаграмму действительного цикла Ренкина для паровой силовой установки, работающей на перегретом паре при Р₀ , МПа и Т₀ °К.

Параметры воды и пара в точках для построения Т-S диаграммы свести в нижеприведенную таблицу 2.2.

Т а б л и ц а 2.2

Точки T-S диаграммы	Ti°K, ti°C	hi кДж / кг	Si кДж / кг. К
3
S
S*
1
0
2

T-S диаграмму построить в масштабе μ_т= 4,°К / мм , μ_s= 0,05 кДж / кг.К.мм. на миллиметровке. Определить площадь полезной работы на T-S диаграмме F_Σ , мм². Полезная работа, совершенная 1 кг пара в необратимом процессе в паровой турбине, составляет величину

L_т= F_Σ μ _т μ _s , кДж/кг.

От паровой турбины можно получить мощность, идущую на привод электрогенератора,

N_пт= F_ΣG_пη_пт , МВт.

Сравнить мощности паровой турбины , полученные по двум разным методикам.

2.2.21 Суммарная мощность брутто, идущая на выработку электрической энергии, составляет величину.

N_э= N_Σ^брутто= N_ст+ N_{пт ,} кВт.

2.2.22 КПД установки брутто

2.2.23 При конденсации отработавшего пара в бойлере получаем горячую воду для бытовых нужд. Удельная работа отработавшего пара при его конденсации в бойлере составит величину

, кДж/кг.

2.2.24 Тепловая мощность системы отопления и горячей воды составит величину

N_бойл= G_пh_бойл
, МВт.

2.2.25 С учетом тепловой мощности, полученной дополнительно в результате конденсации пара, КПД установки составляет величину

2.2.26 Внутренние потери в топке котла, в газотурбинном тракте и паротурбинном тракте составляют величину

N_i^потерь= N_уст- N_Σ^брутто- N_бойл
, МВт.

По результатам расчётов сделать выводы по полученному энергосберегающему зффекту и обеспечению зкологических требований по выбросам в атмосферу вредных веществ. При этом пользоваться цитированной литературой.

Т а б л и ц а 1.

Последние две цифры зачетной книжки				Вариант задания
99	74	49	24	1
98	73	48	23	2
97	72	47	22	3
96	71	46	21	4
95	70	45	20	5
94	69	44	19	6
93	68	43	18	7
92	67	42	17	8
91	66	41	16	9
90	65	40	15	10
89	64	39	14	11
88	63	38	13	12
87	62	37	12	13
86	61	36	11	14
85	60	35	10	15
84	59	34	09	16
83	58	33	08	17
82	57	32	07	18
81	56	31	06	19
80	55	30	05	20
79	54	29	04	21
78	53	28	03	22
77	52	27	02	23
76	51	26	01	24
75	50	25	00	25

Варианты заданий для РГР.

№

п/п

Варианты

Параметры

Температура

выходящих газов, ⁰С,

110

115

120

125

130

135

140

145

150

110

115

120

125

130

135

140

145

150

110

115

120

125

130

135

140

Температура газов после контактного аппарата,

⁰С,

Давление газов на входе в ТА,

МПа,

0,111

0,112

0,113

0,114

0,115

0,116

0,117

0,118

0,119

0,12

0,121

0,122

0,111

0,112

0,113

0,114

0,115

0,116

0,117

0,118

0,119

0,12

0,121

0,122

0,123

Давление газов на входе в осевой компрессор,

МПа,

0,11

0,111

0,112

0,113

0,114

0,115

0,116

0,117

0,118

0,119

0,12

0,121

0,11

0,111

0,112

0,113

0,114

0,115

0,116

0,117

0,118

0,119

0,12

0,121

0,122

Степень

повышения давления газов в компресс-соре, Пк

2,8

2,7

2,5

2,3

2,1

2,0

1,9

1,8

1,5

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

2,1

2,2

2,3

2,4

2,7

2,8

1,4

1,5

1,6

Температура газов на выходе

из эконо-майзера, ⁰С,

КПД компресс-сора и турбины

h_к= 0,85

h_к= 0,91

Расход выходных газов,

G_г кг/с

9,2

9,4

9,6

10,2

10,4

10,5

10,6

10,8

10,9

9,2

9,3

9,5

9,7

9,9

10,1

10,3

10,5

10,7

10,9

Виды топлива сжигаемого в топках котельных (газ, мазут, уголь, нефть)

Топливо, сжигаемое в камере сгорания ГТУ

Природный газ – во всех вариантах.

Т а б л и ц а 2.

Исходные данные для РГР 1 по вариантам для первой группы.

Т а б л и ц а 3.

№

п/п

Варианты Параметры

Температура

выходящих газов,

⁰С,

110

115

120

125

130

135

140

145

150

110

115

120

125

130

135

140

145

150

110

115

120

125

130

135

140

Температура газов после контактного аппарата,

⁰С,

Давление газов на входе в ТА,

МПа,

0,111

0,112

0,113

0,114

0,115

0,116

0,117

0,118

0,119

0,12

0,121

0,122

0,111

0,112

0,113

0,114

0,115

0,116

0,117

0,118

0,119

0,12

0,121

0,122

0,123

Давление газов на входе в осевой компрессор,

МПа,

0,11

0,111

0,112

0,113

0,114

0,115

0,116

0,117

0,118

0,119

0,12

0,121

0,11

0,111

0,112

0,113

0,114

0,115

0,116

0,117

0,118

0,119

0,12

0,121

0,122

Степень

повышения давления газов в компресс-соре, Пк

1,3

1,35

1,4

1,45

1,5

1,55

1,6

1,65

1,7

1,75

1,8

1,85

1,9

2,0

2,1

2,2

2,3

2,4

2,45

2,5

2,55

2,6

1,65

1,7

1,8

Температура газов на выходе

из эконо-майзера,

⁰С,

КПД компресс-сора и турбины

h_к= 0,85 h_к= 0,91

Расход выходных газов,

G_г кг/с

9,2

9,4

9,6

10,2

10,4

10,5

10,6

10,8

10,9

9,2

9,3

9,5

9,7

9,9

10,1

10,3

10,5

10,7

10,9

Виды топлива сжигаемого в топках котельных (газ, мазут, уголь, нефть)

Топливо, сжигаемое в камере сгорания ГТУ

Природный газ – во всех вариантах.

Исходные данные для РГР 1 по вариантам для второй группы.

Параметры Варианты	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
Степень повышения давления воздуха в компрессоре ГТУ. П_к∑	13,3	13,2	13,1	13,0	12,9	12,8	12,7	12,6	12,5	12,4	13,3	12,3	12,4	13,3	13,2	13,1	13,0	12,9	12,8	12,7	12,6	12,5	12,4	12,3	12,2
Расход воздуха через воздушный тракт компрессора ГТУ и топку котла Gв,кг/с	120	119	118	117	116	115	114	113	111	110	109	108	130	129	128	127	126	125	124	123	122	121	120	119	118
Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру с кипящим слоем,	1,2	1,3	1,25	1,15	1,15	1,2	1,25	1,3	1,2	1,15	1,2	1,25	1,3	1,2	1,25	1,2	1,15	1,2	1,25	1,3	1,2	1,25	1,2	1,15	1,2
Температура кипящего слоя Т_кс,⁰К, (⁰С)	Для всех вариантов принять Т_кс=1173⁰К (900⁰С)
Температура газов, выходящих из камеры с кипящим слоем, Т^’₄,⁰К	Для всех вариантов принять Т’ ₄=1123 ⁰К (850⁰С)
Температура газов на входе в газовую турбину ,т.е. после допол. камеры сгорания.Т₄^*,⁰К	1270	1260	1250	1240	1230	1270	1260	1250	1240	1220	1210	1200	1270	1260	1250	1240	1230	1270	1260	1250	1240	1230	1220	1210	1200
Температура воздуха на входе в компрессор Т^*₁,⁰К	288	288	288	288	288	288	288	288	288	288	288	288	243	243	243	243	243	243	243	243	243	288	288	288	288
Давление воздуха окр.среды Р_н,МПа и на входе в компрессор Р^*₁	Для всех вариантов принять Р_н=0,1013 МПа, Р^*₁=0,0917 МПа
КПД компрессора и турбины	Для всех вариантов принять η_к=0,85 η_гт=0,91 ŋ_пт=0,93
Уголь, сжигаемый в топке	Экибастузский (во всех вариантах)
Давление воды и пара в паровом тракте Р_н, МПа	4	5	6	7	8	9	10	11	12	4	5	6	7	8	9	10	11	12	4	5	6	7	8	9	10
Температура перегрева пара t₀ ,⁰С	500				550					500				550					500				550
Температура отработавшего в турбине пара t₂,⁰С и давление Р₂,МПА	t₂=100⁰С Р₂=0,11МПа			t₂=80⁰С Р₂=0,047МПа			t₂=100⁰С Р₂=0,11 МПа		t₂=80⁰С Р₂=0,047МПа				t₂=100⁰С Р=0,11МПа			t₂=80⁰С Р₂=0,047МПа			t₂=100⁰С Р₂=0,11 МПа		t₂=80⁰С Р₂=0,047МПа

Т а б л и ц а 4.

Исходные данные для РГР 1 по вариантам для первой группы.

Т а б л и ц а 5.

Параметры Варианты	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19		20	21	22	23	24	25
Степень повышения давления воздуха в компрессоре ГТУ. П_к∑	16,0	15,9	15,8	15,7	15,6	15,5	15,4	15,3	15,2	15,1	15,0	14,9	14,8	14,7	14,6	14,5	14,4	14,3	14,2		14,1	14,0	13,9	13,8	13,7	13,6
Расход воздуха через воздушный тракт компрессора ГТУ и топку котла Gв,кг/с	77	76	75	74	73	72	71	70	69	68	67	66	65	64	63	62	61	60	68		67	66	65	64	63	62
Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру с кипящим слоем,	1,20	1,25	1,30	1,15	1,20	1,25	1,30	1,20	1,15	1,25	1,30	1,15	1,20	1,25	1,30	1,25	1,20	1,15	1,20		1,25	1,30	1,25	1,20	1,15	1,20
Температура кипящего слоя Т_кс,⁰К, (⁰С)	Для всех вариантов принять Т_кс=1173⁰К (900⁰С)
Температура газов, выходящих из камеры с кипящим слоем, Т^’₄,⁰К	Для всех вариантов принять Т’ ₄=1123 ⁰К (850⁰С)
Температура газов на входе в газовую турбину ,т.е. после допол. камеры сгорания.Т₄^*,⁰К	1440	1430	1420	1410	1400	1390	1380	1370	1360	1350	1440	1430	1420	1410	1400	1390	1380	1370	1350		1440	1430	1420	1410	1400	1390
Температура воздуха на входе в компрессор Т^*₁,⁰К	303	303	303	303	303	303	303	303	288	288	288	288	288	288	288	288	243	243	243		243	243	243	243	243	243
Давление воздуха окр.среды Р_н,МПа и на входе в компрессор Р^*₁	Для всех вариантов принять Р_н=0,1013 МПа, Р^*₁=0,0917 МПа
КПД компрессора и турбины	Для всех вариантов принять η_к=0,85 η_гт=0,91 ŋ_пт=0,93
Уголь, сжигаемый в топке	Экибастузский (во всех вариантах)
Давление воды и пара в паровом тракте Р_н, МПа	4	5	6	7	8	9	10	11	12	4	5	6	7	8	9	10	11	12		4	5	6	7	8	9	10
Температура перегрева пара t₀ ,⁰С	550	500		550		500		550		500		550		500		550					500			550
Температура отработавшего в турбине пара t₂,⁰С и давление Р₂,МПА	t₂=100⁰С Р₂=0,11МПа												t₂=80⁰С Р₂=0,047МПа

Исходные данные для РГР 2 по вариантам для второй группы.

Приложение 2

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

2. Теплоэнергетика и теплотехника: справочная серия (Кн. 2). Под общей редакцией Григорьева В.А., Зорина В.М. – М.: Энергоиздат, 1988.- 560с.

3. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник.- М: Энергоиздат, 1984-80с.

4. Котлер В.Р. Специальные топки энергетических котлов.- М:Энергоиздат, 1990-104с.

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

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

Содержание

Предисловие…………………………………………………………..3

1 РГР1. Расчёт теплоутилизатора тепла уходящих газов котельных и ТЭЦ с использованием авиационных газотурбинных двигателей отработавших лётный ресурс………………………………………………………………………….4

1. Расчёт теплоутилизатора тепла уходящих газов котельных и ТЭЦс использованием авиационных газотурбинных двигателей, отработавших лётный ресурс и работающих по схеме приведённой на рисунке 1, /1/ , когда двигатель выполняет роль турбодетандера, так как удалена камера сгорания………………………………………….………….4

1.1Расчет контактного теплообменника…………………………….5

1.2Расчет турбодетандера…………………………………………....7

1.3 Расчет газотурбинной части теплоутилизатора тепла уходящих газов ТЭЦ и котельных с использованием отработавших летный ресурс авиационных газотурбинных двигателей по схеме, показанной на рис.2…………………………………………………...…...10

2 РГР 2. Расчёт комбинированной ГТУ, работающей на твёрдом топливе, содержащей топку с кипящим слоем под давлением…………..14

2.1 Термодинамический расчет ГТУ……………………………....17

2.2 Расчет паротурбинной части установки…………………….…18

Приложение 1…………………………………………………….….25

Приложение 2………………………………………………………..30

Список литературы………………………………………………….32