РАСЧЕТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА №2
По дисциплине «Энергосбережение в теплоэнергетике и
Теплотехнологии»
На тему: Расчет комбинированной газо-паротурбинной установки (ГПТУ), содержащий топку с кипящим слоем под давлением
Проверил: ______________
Выполнил: ____________
Алматы 2008
СОДЕРЖАНИЕ
1. ЗАДАНИЕ К РГР
2. ОПИСАНИЕ УСТРОЙСТВА РАБОТЫКОМБИНИРОВАННОЙ ГАЗОПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ, РАБОТАЮЩЕЙ НА ТВЕРДОМ ТОПЛИВЕ, СОДЕРЖАЩЕЙ ТОПКУ С КИПЯЩИМ СЛОЕМ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
4. РЕШЕНИЕ
5. ВЫВОДЫПО РАБОТЕ
6. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Описание устройства работы комбинированной газопаротурбинной установки, работающей на твердом топливе, содержащей топку с кипящим слоем под давлением.
(Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю. «Технология энергосбережения» М. 2006г. стр. 170-172, Котлер В.Р. «Специальные топки энергетических котлов» М. 1990г. стр. 95-98)
Принципиальная схема установки показана на рис.
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 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.
Колы 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 подается в кипящий слой в который погружены трубы пароперегревателя 2 котла. Горячие газы, образовавшиеся в камере с кипящим слоем, отчищаются 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. Обработавшие 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 обдавая 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 реагирующей 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 1 приведены расчетные параметры блоков мощностью 200 и 800 МВт, которые осваиваются в Испании (ТЭС Эскатфон).
| Параметры | Котел PFBC-200 | Котел PFBC-800 |
| тип газовой турбины | GT-35 P | GT-120 P |
| Давление пара, Мпа | ||
| Тепловая мощность, МВт | ||
| Мощность ГТУ, МВт | ||
| Мощность паровой турбины, МВт | ||
| Суммарная мощность брутто, МВт | ||
| Суммарная мощность нетто, МВт | ||
| 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.
Расчет комбинированной газапаротурбинной установки, работающей на твердом топливе, содержащей топку с кипящим слоем под давлением.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1. Суммарная степень повышения давления воздуха в компрессоре ГТУ, Пке =12,8
2. Расход воздуха через воздушный тракт компрессора ГТУ и топку котла Gв =115 кг/с.
3. Расход газов, идущих из камеры с кипящим слоем под давлением принимаем равным Gг≈Gв=115 кг/с
4. Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру с кипящим слоем, принимаем равным α=1.2
5. Температура кипящего слоя Ткс=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=1270°К (997°С). Газ с температурой Т4’= 1123°К подогреваем в специальной камере до Т*4=1270°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 Рн=0.1013 МПа. С учетом потерь в воздухоочистителе входного устройства ГТУ, давление на входе в компрессор Р1*= РН*0,9=0.1013*0.9=0.09117 МПа
10. КПД компрессора и турбины ГТУ принимаем равным ηк=0.85 ηт=0.91
11.Уголь, сжигаемый в топке – Экибастузский
12.Давление воды и пара в паровом тракте, Рк =9 МПа
13.Температура перегрева пара, t0=550 0С
14.Температура отработавшего в турбине пара t2=80 0C
РЕШЕНИЕ
Термодинамический расчет ГТУ.