Теплоэлектроцентраль на базе турбовинтового двигателя АИ-20

электроэнергии меньше, чем на базисных электростанциях. Это объясняется

небольшими первоначальными затратами на сооружение электростанции и ее

полной автоматизацией.

В Англии по заказу Центрального электрического общества были

изготовлены несколько ГТГ мощностью по 17,5 МВт. Каждый ГТГ состоит из двух

конвертированных ТРД "Эйвон", используемых в качестве генераторов газа,

силовой турбины промышленного типа и электрического генератора. ГТГ

включаются в работу автоматически при помощи реле понижения частоты или

нажатием кнопки "пуск". Они способны принимать полную нагрузку через две

минуты. ТРД могут работать на дизельном топливе или природном газе.

Проектный к. п. д. ГТГ 28%. Компоновка ГТГ показана на рис. 6.

Интересно отметить, что весь процесс разработки проекта ГТГ до его

создания в металле занял 18 месяцев.

Конвертированный ТРД "Эйвон" в составе ГТГ используется со значительно

меньшей, чем в условиях эксплуатации на самолетах, мощностью, в результате

чего возрастает его моторесурс.

4

[pic]

Рис. 6. Компоновка ГТГ мощностью 17,5 МВт

1 — выхлопная труба; 2 — ТРД "Эйвон"; 3 — электрогенератор; 4 —

возбудитель

Силовая двухступенчатая турбина предназначена для работы на газе с

низкой температурой и давлением. Она сконструирована как обычная газовая

турбина промышленного типа.

Данный конвертированный ТРД выпускается для использования как на

пиковых и аварийных электростанциях, так и на электростанциях, работающих

8000 ч в год. В зависимости от назначения, эти ТРД могут иметь агрегатную

мощность от 6000 до 40 000 кВт и работать на керосине, дизельном топливе

или природном газе.

Наряду с рассмотренными типами электростанций в настоящее время на основе

конвертированных АГТД эксплуатируются и создаются более мощные

электростанции. Так например, только в энергосистемах Англии и США

эксплуатируются около полутора десятков электростанций с ГТГ мощностью

60—140 МВт.

Основным назначением таких электростанций является выработка

электроэнергии для снятия пиков электрической нагрузки, а вспомогательным —

создание в энергосистемах резервной мощности.

Обычно одна такая электростанция придается крупному паротурбинному

блоку. Считают, что главным достоинством пиковых электростанций такой

мощности является низкая, по сравнению с паротурбинными электростанциями,

стоимость их строительства.

Компоновочные решения газотурбогенераторов этих электростанций

выполнены по вариантам б и в (рис. 2). Некоторой разновидностью

компоновочного варианта в является ГТГ электростанции мощностью 56—60 МВт

фирмы "Инглиш электрик" (Англия). Электрогенератор данного ГТГ приводится

во вращение двумя силовыми турбинами, каждая из которых соединена с одним

из концов его ротора. Работу каждой силовой турбины обеспечивают два ТРД.

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 (силовой турбине). Показатели наиболее мощных и

совершенных зарубежных ГТУ такого типа приведены в таблице 1 [Л. 5].

Наиболее широко (до 1000 однотипных агрегатов) распространены за

рубежом установки, созданные на базе ГТД Avon, Olympus, FT4, которые

выпускаются уже в течение 25-30 лет. Использование ГТД позволило перенести

в промышленность передовой научно-технический опыт, накопленный в авиации,

использовать подготовленную технологическую базу и преимущества

крупносерийного производства, а также опыт эксплуатации авиационной техники

[Л. 5].

|Таблица 1 |

|Параметры и показатели энергетических ГТУ с промышленными вариантами |

|авиационных ГТД |

|Параметры и |Фирма-изготовитель и тип ГТД |

|показатели | |

| |Olympu|Olympu|RB211-|Avon |LM2500|LM5000|FT4C-3|

| |s B |s C |24 |1535 | | |F |

|Мощность ГТУ в |17,5 |28,1 |23,5 |14,7-1|19-22,|32,5-3|30,6 |

|базовом режиме, МВт | | | |6,0 |0 |5,4 | |

|КПД ГТУ в базовом |26,9 |30,7 |33,5 |28,2-2|34,2-3|35,5-3|31,3 |

|режиме, % | | | |8,9 |6,0 |7,7 | |

|Мощность ГТУ в |20,0 |29,6 |24,5 |16,3-1|23,9 |35-38 |33,0 |

|пиковом режиме, МВт | | | |8,2 | | | |

|КПД ГТУ в пиковом |27,8 |31,0 |33,9 |28,8-2|36,6 |35,9-3|32,2 |

|режиме, % | | | |9,6 | |8,2 | |

|Степень сжатия |10,3 |11,0 |19,2 |10,1 |18 |29-31 |14,5 |

|Расход воздуха, кг/с |108,5 |109,0 |94,0 |79,5-8|64-67 |123-12|142,5 |

| | | | |2,2 | |7 | |

|Температура газов за |490 |530 |490 |475-50|490 |435 |490 |

|турбиной, °С | | | |0 | | | |

|Число ступеней | | | | | | | |

| компрессора |5+7 |5+7 |7+6 |17 |16 |5+14 |8+8 |

| турбины ГТД |1+1 |1+1 |1+1 |3 |2 |2+1 |1+2 |

| силовой турбины |2 |2-3 |3 |2 |2-6 |2-3 |3 |

|Число пламенных труб |8 |8 |Кольце|8 |Кольце|Кольце|8 |

| | | |вая | |вая |вая | |

|Масса ГТД, т |2,2 |2,2 |2,6 |1,6 |— |3,9 |— |

|Масса ГТУ, т |23 |25,5 |23,0 |20,5 |21,5-3|28,5-4|19,5 |

| | | | | |5,5 |3 | |

|Длина ГТУ, м |9,2 |9,2 |6,5 |7,3 |5,5-6,|8,8-9,|8,8 |

| | | | | |4 |8 | |

|Ширина ГТУ, м |3,1 |3,4 |4,0 |3,4 |2,1-3,|3,4 |3,05 |

| | | | | |4 | | |

|Высота ГТУ, м |4,0 |3,4 |3,9 |3,1 |2,1-3,|3,1-3,|2,8 |

| | | | | |4 |4 | |

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 и улучшению эксплуатационных качеств:

увеличению ресурса деталей, длительности непрерывной работы,

ремонтопригодности.

В промышленных ГТУ на базе ГТД третьего поколения "Спей", RB211, TF39

и CF6, выполненных с более высокими степенями сжатия и экономичными

системами охлаждения, достигнута существенно более высокая экономичность

(см. таблицу 1). Наиболее мощной из этих ГТУ является установка с

генератором газа типа LM5000, созданным фирмой General Electric c

использованием до 70% деталей турбовентиляторного ГТД CF6. На его

конструкции остановимся подробнее.

Вентиляторная ступень ГТД снята и заменена двумя первыми ступенями

пятиступенчатого КНД со степенью сжатия 2,5. Далее идет одновальный КВД (14

ступеней), который сжимает воздух до давления 3 МПа.

Камера сгорания — кольцевая с 30 устанавливаемыми извне регистровыми

горелками. Зона горения спроектирована с повышенными избытками воздуха, для

того чтобы снизить дымление, сократить длину факела и уменьшить количество

воздуха, необходимого для охлаждения пламенной трубы. Начальная температура

газов составляет 1150-1180 °С.

КВД приводится во вращение двухступенчатой ТВД, все лопатки которой

охлаждаются отборным воздухом из КВД. Ротор КВД — ТВД выполнен трехопорным;

как обычно, в ГТД используются подшипники качения.

Блок КВД — камера сгорания — ТВД использован в таком же виде в ГТУ

LM2500, несколько сотен которых уже выпущено для морского флота и

промышленности, некоторые из которых проработали свыше 40 — 50 тыс. ч.

Одноступенчатая ТНД, вращающая вал КНД через соединительный вал,

проходящий внутри вала КВД — ТВД, специально спроектирована для ГТУ

LM5000. общая длина генератора газа (без силовой турбины) 4,47 м, масса 3,9

т.

Энергетические ГТУ с агрегатом LM5000 спроектированы и выпускаются

несколькими фирмами. Они оснащаются трехступенчатой силовой турбиной, ротор

и статор которой выполняются охлаждаемыми. Продолжительность нормального

пуска до включения электрогенератора в сеть составляет 7, ускоренного — 3

мин.

Глава 2. Тепловой расчет газотурбинной теплоэлектроцентрали на базе АГТД

2.1. Описание газотурбинной ТЭЦ на базе АГТД и ее принципиальная тепловая

схема

Газотурбинная теплоэлектроцентраль ГТТЭЦ-7500Т/6,3 с установленной

электрической мощностью 7500 кВт состоит из трех газотурбогенераторов с

турбовинтовыми двигателями АИ-20 номинальной электрической мощностью 2500

кВт каждый. Принципиальная тепловая схема ГТТЭЦ-7500Т/6,3 показана на рис.

7.

Тепловая мощность ГТТЭЦ 15,7 МВт (13,53 Гкал/ч). За каждым

газотурбогенератором установлен газовый подогреватель сетевой воды (ГПСВ) с

оребренными трубами для подогрева воды отработавшими газами на нужды

отопления, вентиляции и горячего водоснабжения поселка. Через каждый

экономайзер проходят отработавшие в авиационном двигателе газы в количестве

18,16 кг/с с температурой 388,7 °С на входе в экономайзер. В ГПСВ газы

охлаждаются до температуры 116,6 °С и подаются в дымовую трубу. Для режимов

с пониженными тепловыми нагрузками введено байпасирование потока выхлопных

газов с выводом в дымовую трубу.

Расход воды через один экономайзер составляет 75 т/ч.

Сетевая вода нагревается от температуры 60 °С до 120 °С и подается

потребителям для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения под

давлением 2,5 МПа.

Часть воды, нагреваемой в ГПСВ из коллектора прямой сетевой воды

поступает в горизонтальный вакуумный деаэратор, который работает при

абсолютном давлении 0,01 МПа и деаэрирует химически очищенную воду,

поступающую с химводоочистки для нужд горячего водоснабжения и для

восполнения потерь сетевой воды от утечек к потребителей в количестве 30

т/ч.

Оборудование станции размещено в здании из сборных железобетонных

панелей. Размеры здания 30Ч18 м. Машинный зал разделен звукоизолирующими

перегородками на два отсека. Один из них размером 12Ч18 м — отсек для ГТД и

ГПСВ, второй — генераторное помещение площадью 6Ч18 м.

К машинному залу примыкают вспомогательные помещения. В одном площадью

5Ч6 м размещается щит управления, в двух других площадью по 3Ч6 м душевая с

раздевалкой и мастерская, в четвертом — площадью 10Ч12 м — оборудование

химводоочистки, а также подпиточные насосы, насосы прямой и обратной

сетевой воды, вакуумный деаэратор, шкаф аккумуляторной батареи.

В помещении двигателей установлены масляные блоки, включающие в себя

расходные баки масла с соответствующим оборудованием и насосами, а также

масляные радиаторы с вентиляторами, всасывающими наружный воздух и

выбрасывающими его после прохождения через радиатор за пределы помещения.

Забор воздуха и выброс отработавших газов осуществляется по

специальным воздухо- и газопроводам, выведенным выше кровли здания

электростанции. На воздухозаборе предусматривается установка глушителей из

асбосиликатных плит, снижающих уровень шума до нормы. На всасывающем

патрубке предусматривается также установка противопыльных фильтров.

За авиационными двигателями размещены тормозящие решетки, которые

снижают скорость газов и создают равномерный поток газов на входе в котел-

утилизатор.

Турбовинтовой двигатель АИ-20 закреплен на специальной фундаментной

раме, расположенной на жестком основании (платформе).

Крепление двигателя к подмоторной раме при помощи четырех стоек с

шарнирами обеспечивает центровку валов и компенсирует температурные

напряжения. Подмоторная рама двигателя и генератор жестко крепятся к

платформе. Соединение двигателя с электрогенератором СГС-14-100-6УЗ

осуществлено при помощи специального вала и соединительной муфты. Длина

соединительного вала позволяет установить перегородку между двигателем и

электрогенератором, для снижения шума в генераторном отсеке. Конструкция

муфты позволяет производить монтаж и демонтаж каждого из агрегатов в

отдельности.

На двигателе расположены агрегаты, которые обеспечивают автоматизацию

его запуска, подачу и масла, а также защиту двигателя в аварийных режимах.

Масса газотурбогенератора со всеми системами и устройствами в сухом

состоянии около 10 т. Общая длина газотурбогенератора составляет 6,4 м,

ширина платформы 1,7 м, высота 2,6 м.

На станции установлены синхронные электрические генераторы СГС-14-100-

6УЗ переменного тока, трехфазные, с воздушным охлаждением, мощностью 2500

кВт. Напряжение генерируемого тока 6,3 кВ, частота 50 гц. Воздух для

охлаждения генератора поступает в помещение электростанции через

специальную шахту. С вращающимся возбудителем генератор связан жестко.

Распределительное устройство на 6 кВ комплектуется из девяти шкафов

типа КРУН6 наружной установки.

В шкафах размещаются: ввод генератора, трансформатор собственных нужд,

разрядники, два отходящих фидера с масляными выключателями, трансформатор

напряжения.

Комплектное распределительное устройство оборудовано также блоком

автоматической синхронизации с энергосистемой, энергоустановками.

2.2. Тепловой расчет ГТУ на базе двигателя АИ-20

Основные показатели

мощность, МВт 2,5

Рис. 7. Принципиальная тепловая схема ГТТЭЦ-7500Т/6,3.

КС — КАМЕРА СГОРАНИя; ГТ — ГАЗОВАя ТУРБИНА; ГПСВ — ГАЗОВЫЙ

ПОДОГРЕВАТЕЛЬ СЕТЕВОЙ ВОДЫ; ВД – ВАКУУМНЫЙ ДЕАЭРАТОР

СТЕПЕНЬ ПОВЫШЕНИя ДАВЛЕНИя 7,2

температура газов в турбине,(С(

на входе 750

на выходе 388,69

расход газов, кг/с 18,21

количество валов, шт 1

температура воздуха перед компрессором, (С 15

Расчет компрессора

Найдем теоретическое значение энтропии воздуха на выходе из

компрессора. При заданных значениях температуры воздуха на входе в

компрессор t1 = 15 °C и степени повышения давления воздуха в компрессоре ?k

= 7,2 оно составит:

[pic]0,0536 + 0,287 ln7,2 = 0,6201 [pic],

здесь R = 0,287 [pic] – газовая постоянная воздуха.

Тогда теоретическая температура воздуха на выходе из компрессора

составит [pic](C

КПД компрессора принят равным [pic]. Тогда действительная работа

сжатия в компрессоре составит:

Hk = (i2t – i1)/?k = (234,06 – 15,04)/0,87 = 251,75 [pic],

где

i2t = 234,06 [pic] – энтальпия воздуха при температуре t2t = 231

°C;

i1 = 15,04 [pic] – энтальпия воздуха при температуре t1 = 15

°С.

Тогда действительная энтальпия воздуха на выходе из компрессора будет

иметь значение:

i2 = i1 + Hk = 15,04 + 251,75 = 266,79 [pic].

По найденному значению энтальпии на выходе из компрессора найдем

действительную температуру воздуха на выходе из компрессора:

t2 = f(i2) = 262,88 (С.

Расчет камеры сгорания

Топливо — природный газ Шуртанского месторождения.

Объемный состав газа:

СН4 – 90,6 %,

С2Н6 – 3,45 %,

С3Н8 – 0,9 %,

С4Н10 – 0,38 %,

С5Н12 – 0,3 %,

Н2S – 0,08 %,

СО2 – 2,69 %,

О2 – 1,6 %.

Низшая теплота сгорания Q[pic] = 48340 кДж/кг.

Физической теплотой вносимой в камеру сгорания пренебрегаем. Примем

КПД камеры сгорания ?кс = 0,98. Тогда относительное количество воздуха,

содержащееся в продуктах сгорания при температуре t3 = 750 °C за камерой

сгорания составит:

gв = [Q[pic]??кс + L0?i2 – (L0 + 1)?i3(?=1)]/(i3в – i2) =

= [48340?0,98 + 16,43?266,79 – (16,43 + 1)?905,916]/(799,10 – 266,79)

=

= 67,63 кг/кг.

Здесь L0 = 16,43 кг/кг — теоретическая масса воздуха, необходимая для

сгорания 1 кг топлива; i3(?=1) = f(t3) — энтальпия продуктов сгорания при

коэффициенте избытка воздуха ? = 1; i3в = f(t3) — энтальпия воздуха при

температуре на выходе из камеры сгорания.

Коэффициент избытка воздуха на выходе из камеры сгорания составит:

? = (L0 + gв)/L0 = (16,43 + 67,63)/16,43 = 5,116.

Удельный расход рабочего тела в камере сгорания увеличился на величину

gв = 1/(??L0) = 1/(5,116?16,43) = 0,0119 кг/кг.

Расчет газовой турбины

Адиабатный КПД турбины принят равным ?т = 0,88; коэффициент потерь

давления в турбине ? = 0,03.

Тогда степень понижения давления в турбине составит

?т = (1 – ?)??к = (1 – 0,03)?7,2 = 6,984.

Теоретическая температура продуктов сгорания на выходе из турбины t4t

определяется с помощью уравнения

S(T4t) = S(T3) – R?ln?т = 1,4221 – 0,2896?ln6,984 = 0,8592

[pic].

Тогда

t4t = f [S(T4t), ?] = 348,9 °C.

Затем найдем работу расширения газов в турбине из следующего выражения

На = (i3 – i4t)??т = (820,91 –365,75)?0,88 = 400,54 кДж/кг.

Следовательно, действительная энтальпия газов на выходе из турбины

может быть найдена из выражения

i4а = i3 – На = 820,91 – 400,54 = 420,37 кДж/кг.

Тогда действительная температура газов на выходе из турбины составит

t4а = f(i4а, ?) = 398,98 °С.

Примем среднюю температуру стенки лопаток tст = 600 °С; число

охлаждаемых венцов z = 1. Так как [pic], то

a = (z + 1)/(2?z) = (1 + 1)/(2?1) = 1;

b = (z – 1)/(3?z) = (1 – 1)/(3?1) = 0.

Найдем среднюю температуру рабочего тела, при которой отводится

теплота охлаждения из выражения

Tq = T3?[1 – b?(T3 – Tст)/T3] = 1023?[1 – 0?(1023 – 873)/1023] =

= 1023 К = 750 °С.

Принимая коэффициент эффективности охладителя ?* = 0,02, находим

количество теплоты, отводимой от охлаждаемых элементов проточной части из

следующего выражения

[pic]0,02?1,1817?1?1?(1023 – 873) =

= 3,55 кДж/кг,

где [pic] — теплоемкость продуктов сгорания.

Коэффициент потери работы при закрытом охлаждении

[pic]

Удельная работа расширения газа в турбине с учетом потерь от

охлаждения

[pic] кДж/кг.

Тогда энтальпия газов в конце расширения составит

[pic] кДж/кг.

Cредняя температура газа, при которой охладитель выводится в проточную

часть турбины,

[pic] К = 600 °С.

Для определения [pic] примем, что процесс расширения газа в турбине —

политропический с показателем политропы

[pic]

Тогда степень понижения давления охладителя

[pic]

Принимая коэффициент использования хладоресурса охладителя [pic],

будем считать, что на охлаждение дисков и элементов статора потребуется

воздуха [pic]. Тогда расход воздуха на охлаждение

[pic]

Здесь ср,охл — средняя изобарная теплоемкость охладителя: [pic] при t

= (tст + t2)/2 = (600 + 262,68)/2 = 431,34(C

Cредняя энтальпия охладителя при выводе в проточную часть[pic]

[pic] кДж/кг,

тогда [pic]єС.

Полагая, что политропические КПД процессов расширения газа и

охлаждения совпадают, имеем

[pic]

Энтропию охладителя в конце процесса расширения газа определим с

помощью уравнения

[pic]

тогда энтальпия охладителя в конце расширения[pic]

= 189,62 кДж/кг.

Следовательно, работа расширения охладителя составит

[pic] кДж/кг.

Cуммарная удельная работа расширения газа и охладителя

[pic] кДж/кг.

Расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор

[pic]

Коэффициент избытка воздуха смеси газа и охладителя

[pic].

Энтальпия смеси газа и охладителя за турбиной

[pic]

тогда температура смеси газов и охладителя на выходе из турбины

[pic](C.

Выходные характеристики ГТУ

Удельная полезная работа ГТУ (при [pic])

[pic]

Коэффициент полезной работы

[pic]

Расход воздуха при мощности 2,5 МВт

[pic] кг/с.

Расход топлива при мощности 2,5 МВт

Gтоп = Gк?gтоп = 17,95?0,0119 = 0,21 кг/с.

Суммарный расход выхлопных газов

Gг = Gк + Gтоп = 17,95 + 0,21 = 18,16 кг/с.

Удельный расход воздуха в турбине

[pic]

Удельный расход теплоты в камере сгорания

[pic] кДж/кг.

Эффективный КПД ГТУ

[pic]

Удельный расход условного топлива на выработанную электроэнергию (при

КПД генератора ?ген = 0,95) без утилизации тепла выхлопных газов

[pic]

2.3. РАСчЕТ ГАЗО-ВОДяНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛя СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Исходные данные для расчета газо-водяного подогревателя:

Расход сетевой воды через подогреватель - 75 т/ч

Температура воды на входе - 60 °С

Температура воды на выходе - 120 °С

Расход газов через подогреватель - 18,16 кг/с

Температура газов на входе - 388,69 °С

Газо-водяной подогреватель имеет поверхность нагрева в виде поперечно

омываемых газами труб с наружным оребрением, расположенными в шахматных

пучках. Количество ходов по воде — 3, по газу — 1.

Геометрические параметры подогревателя:

Диаметр труб - 0,028 м

Диаметр ребра - 0,048 м

Внутренний диаметр трубы - 0,022 м

Толщина ребра - 0,002 м

Шаг ребра - 0,005 м

Поперечный шаг труб - 0,06 м

Продольный шаг труб - 0,045 м

Ширина подогревателя - 2 м

Высота подогревателя - 2 м

Для определения температуры газов на выходе из подогревателя составим

уравнение теплового баланса подогревателя:

Qв = Qг,

где Qв = Gв(h" – h') — теплота, воспринимая водой,

здесь

Gв = 75 т/ч = 20,83 кг/с – расход воды через подогреватель;

h" = 505,05 кДж/кг – энтальпия воды на выходе из подогревателя;

h' = 253,23 кДж/кг – энтальпия воды на входе в подогреватель;

Qг = Gг(i' – i") — теплота, переданная газами воде в подогревателе,

здесь

Gг = 18,16 кг/с – расход газов через подогреватель;

i' = 408,7 кдж/кг – энтальпия газов на входе в подогреватель.

Тогда энтальпия газов на выходе из подогревателя может быть найдена из

следующего выражения

i" = [pic] =

= 119,85 кДж/кг.

Тогда температура газов на выходе из подогревателя составит ?" = 116,6

°С.

Задачей расчета является определение необходимой поверхности нагрева

подогревателя для обеспечения требуемой тепловой производительности.

Живое сечение поверхности нагрева для прохода газов определяется по

следующей формуле

F= [pic]

= 1,6 м2.

Здесь [pic] — поперечный шаг труб, м;

d — диаметр несущей трубы, м;

[pic] — высота ребра, м;

[pic] — шаг ребер, м;

[pic] — толщина ребра, м.

Объем газов, проходящих в расчетном сечении, при плотности ? = 1,292

кг/м3

Vг = Gг/? = 18,16/1,292 = 14,09 м3/с.

Скорость газов в расчетном сечении

?г = Vг/F = 14,09/1,6 = 8,806 м/с.

Для круглых труб с круглыми ребрами отношение поверхности ребер к

полной поверхности с газовой стороны

[pic]=[pic] =

= [pic] = 0,9005.

Здесь D — диаметр ребра, м.

Отношение участков несущей поверхности без ребер к полной поверхности с

газовой стороны

[pic].

Далее определим коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном

омывании шахматного пучка труб с круглыми ребрами из следующего выражения.

?к = 0,23Сz?[pic][pic]=

= 0,23?1,02?1,2280,2?[pic]=

= 55,38 ккал/(м2?ч?°С)

Здесь

Сz — поправочный коэффициент, определяется по номограмме 26 [Л. 8];

?[pic]=[pic]=1,228 — параметр, учитывающий геометрическое расположение

труб в пучке,

здесь

?1 = s1/d = 0,06/0,028 = 2,143 — относительный поперечный шаг труб;

s'2 = [pic]=1,931 — относительный диагональный шаг труб;

?2 = s2/d = 0,045/0,028 = 1,607 — относительный продольный шаг труб;

? — коэффициент теплопроводности при средней температуре потока газов,

ккал/(м2?ч?°С);

? — коэффициент кинематической вязкости при средней температуре потока

газов, м2/с.

Приведенный коэффициент теплоотдачи с газовой стороны, отнесенный к

полной поверхности, определяется по формуле

?'1пр = [pic]

[pic]= 47,89 ккал/(м2?ч?°С).

Здесь, Е — коэффициент эффективности ребра, определяемый в зависимости

от формы ребер и параметров ?hрб и D/d по номограмме 24 [Л. 8];

? ’ [pic]= [pic]’ 37,146;

?м — коэффициент теплопроводности металла ребер, ккал/(м2?ч?°С);

? — коэффициент, для ребер постоянной толщины равен 1;

[pic] — коэффициент, учитывающий неравномерную теплоотдачу по

поверхности ребра, для ребер с цилиндрическим основанием принимается равным

0,85.

? — коэффициент загрязнения, при сжигании газа принимается равным 0.

Коэффициент теплопередачи, отнесенный к полной поверхности с газовой

стороны, найдем по следующей формуле

k = [pic].

Для поверхностей нагрева, в которых нагревается вода, влиянием 1/?2

пренебрегают, т.к. ?2 >> ?1. Тогда

k = ?'1пр = 45,38 ккал/(м2?ч?°С) = 52,77 Вт/(м2?К).

Для нахождения необходимой поверхности нагрева подогревателя,

необходимо решить уравнение теплового баланса

Qг = kH?t,

H = [pic]

Далее необходимо определить температурный напор. Для этого составим

схему движения сред в подогревателе.

В подогревателе применена трехходовая по воде схема с перекрестным

током.

Температурный напор в подогревателе определяется по следующей формуле

?t = ??tпрт = 1?71,26 = 71,26 °С.

[pic]

Рис. 8. Схема движения сред в подогревателе.

Здесь ?tпрт = [pic]=71,26 °С — температурный напор для противоточной

схемы движения сред в подогревателе.

Здесь [pic]= ?’ – t” = 388,69 – 120 = 268,69 °С — наибольшая разность

температур сред на конце поверхности нагрева,

[pic]= ?” – t’ = 116,6 – 60 = 56,6 °С — наименьшая разность температур

сред на конце поверхности нагрева.

? = 1 — коэффициент пересчета от противоточной схемы к перекрестной.

Находится по номограмме 31 [Л. 8] в зависимости от параметров Р и R.

Полный перепад температуры газа в подогревателе

?б = ?’ – ?” = 388,69 – 116,6 = 272,09 °С

Полный перепад температуры воды в подогревателе

?м = t” – t’ = 120 – 60 = 60 °С

Параметр Р = [pic]

Параметр R = [pic].

Тогда, с учетом найденных ранее значений Qг, ?t и k, определим

необходимую полную поверхность нагрева подогревателя.

H = [pic] = [pic] = 1394,828 м2.

Тогда, оребреная поверхность труб будет иметь площадь 1256,043 м2, а

гладкая соответственно 138,785 м2. Тогда общая длина труб может быть

найдена простыми вычислениями и она составит 2629,56 м.

При заданных геометрических параметрах подогревателя можно найти

количество труб в ряду и количество рядов труб. Они составят

количество труб в ряду – 34 шт,

количество рядов – 39 шт.

Геометрические размеры подогревателя при полученном количестве труб в

ряду и количестве рядов труб составят (рабочая часть, без учета подводящих

и отводящих патрубков по газовой и водяной стороне):

длина — 1,8 м,

ширина — 2 м,

высота — 2 м.

2.4. Тепловой расчет вакуумного деаэратора подпиточной воды тепловой сети

Для расчета вакуумного деаэратора подпиточной воды теплосети

принимаются следующие исходные данные:

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ПО ДЕАЭРИРОВАННОЙ ВОДЕ, DХ.О — 30 Т/ч

ТЕМПЕРАТУРА ПОСТУПАЮЩЕЙ В ДЕАЭРАТОР ХИМИ- — 30 °С

чЕСКИ ОчИЩЕННОЙ ВОДЫ, TХ.О

ЭНТАЛЬПИя ХИМИчЕСКИ ОчИЩЕННОЙ ВОДЫ, I[pic] — 126 КДЖ/КГ

ТЕМПЕРАТУРА СЕТЕВОЙ ВОДЫ, TC.В — 120 °С

ЭНТАЛЬПИя СЕТЕВОЙ ВОДЫ, IС.В — 505,05 КДЖ/КГ

В СООТВЕТСТВИИ С РЕКОМЕНДАЦИяМИ ЦКТИ РАСХОД ВЫПАРА ИЗ ДЕАЭРАТОРА

ДОЛЖЕН СОСТАВЛяТЬ 5 КГ НА 1 Т ДЕАЭРИРУЕМОЙ ВОДЫ [Л. 9], ИЛИ

DВЫП = 5DХ.О·10-3 = 5·30·10-3 = 0,15 Т/ч.

АБСОЛЮТНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПАРА В ДЕАЭРАТОРЕ ПРИНИМАЕТСя РАВНЫМ

РД.П = 10 КПА, ТЕМПЕРАТУРА ДЕАЭРИРОВАННОЙ ВОДЫ (ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ НАСЫЩЕНИя)

TД.Н = 45 °С, ЕЕ ЭНТАЛЬПИя I[pic] = 188 КДЖ/КГ, ЭНТАЛЬПИя СУХОГО

НАСЫЩЕННОГО ПАРА IД.Н = 2583 КДЖ/КГ.

РАСХОД ГРЕЮЩЕЙ СРЕДЫ — СЕТЕВОЙ ВОДЫ В ДЕАЭРАТОР ОПРЕДЕЛяЕТСя ИЗ

УРАВНЕНИя ЕГО ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА, КОТОРОЕ В ДАННОМ СЛУчАЕ ИМЕЕТ ВИД

[pic].

ПОТЕРИ ТЕПЛОТЫ В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ УчИТЫВАЮТСя ЗДЕСЬ КОЭФФИЦИЕНТОМ ?Д =

0,98. РЕШАя УРАВНЕНИЕ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА, НАХОДИМ РАСХОД СЕТЕВОЙ ВОДЫ,

НЕОБХОДИМЫЙ ДЛя ДЕАЭРАЦИИ ПОДПИТОчНОЙ ВОДЫ

DС.В = 7,568 Т/ч = 2,1 КГ/С.

2.5. Технико-экономические показатели ГТТЭЦ

Установленная электрическая мощность ГТТЭЦ

NУСТ = N·NГТУ = 3·2500 = 7500 КВТ,

ГДЕ П — КОЛИчЕСТВО ГТУ НА ГТТЭЦ, ШТ.

РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПРИНяТ РАВНЫМ 5,5 %.

НОМИНАЛЬНАя ТЕПЛОВАя МОЩНОСТЬ УСТАНОВЛЕННЫХ НА ГТТЭЦ ГПСВ

QТЭЦ = N·QГПСВ = 3·5245,41 = 15736,23 КВТ

КОЭФФИЦИЕНТ ПЕРВИчНОЙ ЭНЕРГИИ ГТТЭЦ БРУТТО:

?[pic] = [pic] = [pic]= 0,763.

КОЭФФИЦИЕНТ ПЕРВИчНОЙ ЭНЕРГИИ ГТТЭЦ НЕТТО:

?[pic]= [pic]

=[pic] = 0,732.

КПД ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИчЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ГТУ

?[pic]= [pic]= [pic]= 0,5311,

ГДЕ

НЕ — УДЕЛЬНАя РАБОТА ГАЗА В ГТУ, КДЖ/КГ;

Q1 — УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ В КАМЕРЕ СГОРАНИя ГТУ НА 1 КГ РАБОчЕГО

ТЕЛА, КДЖ/КГ;

QТ.П = QГПСВ/GГ = 5245,41/18,16 = 288,84 КДЖ/КГ — УДЕЛЬНЫЙ ОТВОД ТЕПЛА

В ГПСВ ОТ 1 КГ УХОДяЩИХ ГАЗОВ ГТУ, ГДЕ QГПСВ — ТЕПЛОВАя МОЩНОСТЬ ГПСВ, GГ —

РАСХОД ГАЗОВ В ГТУ, КГ/С.

РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА НА ВЫРАБОТКУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В

ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ГТУ

B[pic] = 231,6 [pic].

ЧАСОВОЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА НА ВЫРАБОТКУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

B[pic]= B[pic]·NГТУ = 0,2316·2500 = 579 КГ У.Т./ч.

ЧАСОВОЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА В ГТУ

B[pic]= GТОП·[pic]·3600 = 0,21·[pic]·3600 = 1246 КГ У.Т./ч, ГДЕ GТОП —

РАСХОД НАТУРАЛЬНОГО ТОПЛИВА В ГТУ, КГ/С.

НА ВЫРАБОТКУ ТЕПЛОТЫ В СООТВЕТСТВИИ С "ФИЗИчЕСКИМ МЕТОДОМ" ОТНОСИТСя

ОСТАВШЕЕСя КОЛИчЕСТВО УСЛОВНОГО ТОПЛИВА

В[pic]= B[pic]— B[pic]= 1246 — 579 = 667 КГ У.Т./ч

ТОГДА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА НА ВЫРАБОТКУ 1 ГКАЛ ТЕПЛОТЫ В

ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ГТУ СОСТАВИТ

B[pic]= В[pic]/ QГПСВ = 667/4,51 = 147,89 КГ У.Т./ГКАЛ.

Глава 3. Станция полного энергоснабжения (теплота, электроэнергия и холод)

на базе конвертированного АГТД

3.1. Особенности создания источника полного энергоснабжения —

теплоэлектрохладоцентрали

Следующим этапом развития газотурбинной теплоэлектроцентрали может

стать создание на ее основе источника полного энергоснабжения —

газотурбинной теплоэлектрохладоцентрали (ГТТЭХЦ), позволяющей вырабатывать

все практически используемые виды энергоресурсов — теплоту, электроэнергию

и холод.

Такие установки особенно актуальны для специфических климатических

условий Узбекистана, характеризующихся непродолжительной зимой и

соответственно непродолжительным отопительным периодом (3000 — 3500 ч), и

жарким летом с температурой воздуха, доходящей в некоторых областях

Узбекистана до 42 — 46 °С. Даже при таких условиях комбинированная

выработка электроэнергии с одновременным отпуском тепловой энергии

потребителю оказывается выгодной, что показано в главах 2 и 4 настоящей

работы. При этом использование авиационных двигателей, особенно

отработавших свой летный ресурс, позволяет значительно сократить сроки

монтажа и ввода в эксплуатацию подобных станций, а также сократить

капитальные вложения в их строительство.

Для большинства населенных пунктов Узбекистана, расположенных в

сельскохозяйственных районах, характерна удаленность от источников

снабжения энергоресурсами. Для обеспечения их энергией приходится сооружать

ЛЭП, которые характеризуется дополнительными потерями в размере около 15 —

20 % электроэнергии, вырабатываемой на конденсационных электростанциях

(КЭС) с КПД не превышающем 30 — 35 %. Теплота для теплоснабжения

вырабатывается обычно в местной котельной, имеющей КПД не превышающий 85 %.

При этом высокий тепловой потенциал сжигаемого топлива (2000 — 2500 °С) в

котельной используется для подогрева воды до 95 — 120 °С и, в лучшем

случае, для выработки пара промышленных параметров.

Для обеспечения комфортных условий для проживания, на рабочем месте,

широко используются системы местного кондиционирования, потребляющие

электроэнергию, опять же производимую на КЭС.

Страницы: 1, 2, 3