Сравнительный анализ технических решений для покрытия собственных нужд производственной котельной

Значения ΔQ и η определяются по опытным данным для соответствующего типа подогревателя. Их величина зависит от температуры теплоносителей в подогревателе, от качества изоляции корпуса подогревателя. Для предварительных расчетов тепловых схем ПТУ рекомендуются следующие значения КПД: ПНД – η=0,99…0,995; ПВД – η=0,97…0,98; деаэраторы – η=0,94…0,95.В соответствии с тепловой схемой (рис.1) уравнения балансов будут иметь следующий вид.Уравнения теплового баланса:для эжектора Э (0,992):для ПНД П1 (0,993):для Д(П2) (0,94): для ПВД П3 (0,975)::для ПВД П4 (0,975): Уравнение баланса расходов:Уравнение мощностей:N'i = Niк + Ni1 + Ni2 + Ni3 + Ni4 = GкHi + G1Hi1 + G2Hi2 + G3Hi3 + G4Hi4 , где Gк – расход пара в конденсатор; Gэ – в эжектор; G1 , G2 , G3 и G4 в подогреватели П1, П2, П3 и П4.Семь уравнений балансов составляют замкнутую систему, так как определяют связь между семью неизвестными: GК , GЭ , G1 , G2 , G3 и G4 , а также внутренней мощностью турбины Ni. Остальные величины в этой системе уравнений можно выбрать на основании вышеуказанных рекомендаций и записать в уравнения в численном виде.Gк=3,45 кг/с;G1 = 0,21 кг/с; G2 = 0,21 кг/с;G3= 0,17 кг/с;G4= 0,17 кг/с;G0= 4,21 кг/с;Gэ= 0,0397 кг/с.Тогда: N’i=2,789207 МВт; Сравним ее с расчетной внутренней мощностью равной Ni=2,771542 МВт:Расхождение не более ±3% допустимо.Окончательные результаты расчета приведены в табл.2.Таблица 21ТеплообменникНаименова-ние величины РазмерностиКЭП1П2(Д)П3П42Давление пара в камере отбора турбиныМПаРК-Р1Р2Р3Р40,0055-0,04300,1170,2420,3163Давление в теплообменникеМПаРк'РэР1'Р2'Р3'Р4'0,005710,10,0410,1020,2310,3014Подогреваемый теплоноситель (конденсат в ПНД, питательная вода в ПВД, слив)Энтальпия при выходе из теплообменникакДж/кгqкqэq1q2q3q4121,4144,4305485422,7508,72594,745Энтальпия при входе в теплообменниккДж/кг-qкqэq1q2q'1q3-146,27176,27305,485434,97320,49525,416Повышение энтальпии в теплообменникекДж/кг-qэq1q2q3q4-q'1q4-30129,215129,21590,44295,3690,447Расход подогреваемого теплоносителякг/с-Gк+G1+G3+GЭG0+GэG0+Gэ-3,874,214,218Сообщенное теплокДж/с-116,1500,06500,06380,75380,759Поправка на потерю теплакДж/кг-1/э1/11/21/31/41,0081,0071,0621,0421,03510Сообщенное тепло с учетом поправкикДж/кг-117,03503,56536,15400,539811Греющий теплоноситель (пар или слив)Энтальпия при входе в теплообменниккДж/кг-iэ=i0i1i2q'4i3i4-3360,6332718,02762,5630,82869,42972,312Энтальпия при выходе из теплообменникакДж/кг-q'эq'1q2=q'2q'3q'4-419,7320,48419,7540,41630,8513Понижение энтальпии в теплообменникекДж/кг- i0-q'эi1-q'1i2-q2q'4-q2 i3-q'3i4-q'4-2940,932397,522342,8211,12355,992341,4514Отдаваемое теплокДж/с-117,03503,56491,8244,33400,52398,04536,15115Расход греющего паракг/сGкGэG1G2G3G43,450,0397 0,210,210,170,1716Использованный перепад энтальпий в турбинекДж/кгHi-Hi 1Hi 2-Hi 3-Hi 4689,6-642,63598,13-491,23-388,3317Внутренняя мощностькВтGк Hi-G1Hi1G2Hi2-G3Hi3-G4Hi42379,12- 134,95125,6-83,51-66,01Экономические показатели работы ПТУ и определение экономического эффекта от применения регенерацииРабота ПТУ с регенеративным подогревом питательной воды:а) удельный расход пара:или 3600·0,0016 = 5,77 кг/кВтч.б) удельный расход тепла:q = d·(io - qпв) = 0,0016·(3360,633 –615,850)=4,392 кДж/кДж;или 3600·4,392 /4,19 =3773 ккал/кВт·ч.в) удельный расход условного топлива:b = q /QРН = 4,392/29330 =1,497·10-4 кг/кДж;или 3773/7000=0,539 кг/кВт·ч;где Qр = 29330 кДж/кг или 7000 ккал/кг – теплотворная способность условного топлива.Работа ПТУ без РППВ, т.е. чисто конденсационный режим работы. а) удельный расход пара:или 3600·0,0015=5,544 кг/кВт·ч.б) удельный расход тепла:qкр = dкр· (io - qк) =0,0015·(3360,633 –146,270) = 4,821 кДж/кДж;или 3600·4,821/4,19=4142 ккал/кВт·ч.в) удельный расход условного топлива:bкр = qкр/QНР= 4,821/29330 = 1,644·10-4 кг/кДж;или 4142/7000=0,592 кг/кВт·ч.Таким образом, экономический эффект от внедрения регенеративного подогрева питательной воды в ПТУ выражается в снижении расхода условного топлива на:Расчет газотурбинной установкиДля расчета тепловой схемы простой ГТУ заданы или приняты по оценке следующие исходные величины: электрическая мощность Nэ = 10 МВт; температура газов перед турбиной tc = 527 °С; температура воздуха на входе в компрессор t a = 15 °С; отношение давлений компрессора ε = pb /pa = 9,7; коэффициент потерь давления λ = δ /ε = 0,95; коэффициент использования теплоты топлива в камере сгорания ηк.c = 0,995; механический КПД турбины η м = 0,995; КПД электрического генератора ηэ.г = 0,982; изоэнтропийный КПД турбины ηт = 0,88; изоэнтропийный КПД компрессора ηк = 0,86; коэффициент утечек α у = 0,005. В качестве топлива принимаем стандартный углеводород (С = 85 %, H = 15 %), имеющий следующие характеристики: теплота сгорания Kт = 44 300 кДж/кг; минимально необходимое количество воздуха для полного сжигания 1 кг газа L0 = 15 кг/кг. 1. Определяем параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре. По значению Rв = 0,287 кДж/(кг/К) и mв = 0,28 находим cpв = Rв / mв = 0,287/0,28 = 1,025 кДж/кг. По формуле (12.8) рассчитываем температуру за компрессором:Пользуясь табл. 12.5, находим энтальпии:Вычисляем среднюю теплоемкость воздуха в процессе сжатия:Уточняем значение mвтемпература за компрессоромУточняем значение hb :2. Определяем α по (12.46), при этом предварительно находим, пользуясь табл. 12.5:Подставляя все значения в правую часть (12.46) (полагая hтп = 0), получаем3. По (12.45) находим энтальпию газа перед турбиной:4. Определяем параметры процесса расширения газав турбине.Температура газа за турбиной по первой формуле(12.8), в которой δ = λε = 0,95·16 = 15,2, m г = 0,25,Чтобы найти энтальпию газа за турбиной, вычисляемРассчитываем hd по (12.45):Средняя теплоемкость газа в процессе расширения по (12.49):Определяем объемную долю воздуха в продуктах сгорания по [1, 12.52], гдеμп/c. = 28,66, μв = 28,97:Молекулярная масса продуктов сгорания по ([1, 12.51]:Газовая постоянная продуктов сгоранияУточненное значениеТемпература за турбинойЭту температуру принимаем как окончательную и поней находим:Затем уточняем значение hd5. Работа расширения 1 кг газа в турбине6. Работа, затраченная на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре,7. Работа ГТУ на валу агрегатагде 8. Расход газа через турбину9. Расход воздуха, подаваемого компрессором,10. Расход топлива11. Мощность газовой турбины12. Мощность, потребляемая компрессором,13. Коэффициент полезной работы14. Коэффициент полезного действия ГТУ (электрическийКПД ГТУ)Тепловой расчет теплофикационного котла-утилизатораРисунок 1. Схема котла-утилизатораПЕ – пароперегреватели;И – испаритель ЭК – экономайзер;ГПК – газовый подогреватель конденсата;ДПВ – деаэратор питательной воды;БНД, БВД – барабаны высокого и низкого давления;ЦЭН ВД, ЦЭН НД – циркуляционные насосы высокого и низкого давления;ПЭ - Питательные электронасосы;К-р – конденсатор;НОК – конденсатный насос;ПН-ВД, ПН-НД – питательные насосы высокого и низкого давления;НРц – насос рециркуляции;Исходные данные для расчётаХарактеристики природного газа.Теплота сгорания топлива: Плотность топлива при и : Характеристики энергетической ГТУ (с учетом сопротивления КУ)Электрическая мощность ГТУКПД производства электроэнергии Массовый расход выходных газов ГТУ Температура выходных газов ГТУ Избыток воздуха в выходных газах ГТУ Характеристики паровой ступени ГТУ.Давление перегретого пара ВД Давление перегретого пара НД Недогрев на горячем конце пароперегревателя ВД Температура перегретого пара НД Температурный напор на холодном конце испарителя ВД Температурный напор на холодном конце испарителя НД Температура конденсата на входе в КУ Давление пара на входе в конденсатор Характеристики труб поверхностей нагрева КУ.Наименование величиныПоверхности нагрева КУПЕИЭКГТВОНаружный диаметр, мм.38383232Толщина стенки, мм3333Расположение трубпротивотокпрямотокпротивотокпротивотокДвижение среды относительно газовшахматноеПоперечный шаг, мм98929292Продольный шаг, мм75757575Количество труб по ширине газохода30333333Количество заходов труб2222Высота рёбр, мм11141414Толщина рёбр, мм1111Шаг оребрения, мм4,24,24,24Доля расхода электроэнергии на собственные нужды в схеме ПГУ Тепловые балансы для поверхностей нагрева котла-утилизатора.Пароперегреватель Задаемся по [27]:температурный напор на горячем конце пароперегревателя;коэффициент сохранения теплоты в КУ гидравлическое сопротивление пароперегревателя В дальнейшем все принимаемые величины также выбираются по рекомендациям [27]. Температура пара на выходе из пароперегревателя:Давление в барабане:По таблицам свойств воды и водяного пара [3] определяем:Испаритель.Принимаем:недогрев в экономайзере ;температурный напор нахолодном конце испарителя Температура питательной воды за экономайзером:Давление питательной воды за экономайзером ВД:По таблицам свойств воды и водяного пара [3] определяем:Температура дымовых газов на выходе из испарителя ВД:При и по [2] находим:Экономайзер.Принимаем:гидравлическое сопротивление пароперегревателя Давление воды за питательными насосами: Давление в барабане высокого давления:По таблицам свойств воды и водяного пара [3] определяем:Подогрев воды в питательном насосе:По таблицам свойств воды и водяного пара [3] определяем:Из совместного решения уравнений теплового баланса пароперегревателя и испарителя:При и по [2] находим:Из уравнения теплового баланса экономайзера:При и по [2] находим:Деаэратор питательной воды.Составим уравнения материального и теплового баланса деаэратора:1) уравнения материального баланса:Где: - расход воды, поступающей из ГПК. - расход пара идущего на деаэрацию. расход воды, поступающей в барабан низкого давления после деаэрации.2) уравнение теплового баланса:Подставляя все величины, и решая два данных уравнения совместно, получаем следующие значения:кг/c, кг/cТогда:При и по [2] находим:Газоводяной теплообменник.Принимаем:давление в конденсаторе паровой турбины ;потеря давления в ГПК По таблицам свойств воды и водяного пара определяем:Давление за конденсатным насосом:Количество воды, направляемое на рециркуляцию для поддержания температуры теплоносителя на входе в КУ , определяем из расчета точки смешения на входе в ГПК.По таблицам свойств воды и водяного пара [3] определяем:Из уравнения теплового баланса ГПК:При и по [2] находим:Рассчитаем количество теплоты, передаваемое дымовыми газами нагреваемому теплоносителю в каждой из поверхностей нагрева котла-утилизатора:Суммарный тепловой поток:Результаты теплового расчета.Таблица 5.1.Поверхность нагрева КУТемпература газов ϑi, ОСТемпература нагреваемого теплоносителя ti, ОСQi, кВтвходвыходвходвыходПЕ542467.5291.0952510684.15И467.5303.09281.09291.0923231.85ЭК303.09245.2168.2281.098016.467ГВТО177.5310660160.539427.433ЗаключениеВ данном проекте был рассмотрены вариантыреконструкции котельной города Прокопьевскас установкой паротурбинного агрегата и реконструкция на базе газотурбинной установки АТГ - 10.Выполнен расчет тепловой схемы котельной, с учетом покрытия тепловых нагрузок станции при номинальных и максимальных параметрах. Произведен подбор технологического оборудования, необходимого для эффективного использования энергии сжигания газа на котельной. Выполнен термодинамический расчет газотурбинной установки АТГ - 10 на базе газотурбинного двигателя НК - 14ЭБР. В результате расчета получена температура газов за ГТУ t = 477°C, расход газов на выхлопе ГТУ 40,1 кг/с. Температура газов за котлом утилизатором t =140 °С.Данная реконструкция позволит повысить эффективность использования природного газа на котельной и надежность снабжения тепловой и электрической энергией потребителей города Прокопьевска.Список использованной литературыКостюк А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов / Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2001. – 488 сСоловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для промышленных предприятий. М. Энергия, 1978. – 192 с.Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. Энергоатомиздат, 1987.Гиршфельд В.Я., Князев А.М., Куликов В.Е. Режимы работы и эксплуатации котельной. Энергия, 1980.Промышленные тепловые электростанции. Под ред.Соколова Е.Я. М. Энергия, 1979. – 296 с.Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. Энергоиздат, 1982. – 264 с.Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. М. Энергия, 1974.Бененсон Е.И., Иофе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. Под ред. Бузина Д.П. М. Энергия, 1976. – 264 с. Вукалович М.П., Ривкин С.Л. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Издательство стандартов, Москва, 1969. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. – М.: Изд. МЭИ, 1999. – 168 с.Бойко Е.А. Тепловые электрические станции (Паротурбинные энергетические установки ТЭС): Справочное пособие / Е.А. Бойко, К.В. Баженов, П.А. Грачев – Красноярск. Издательство КГТУ, 2006. Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общей ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и В.М. Зорина. – 3-е изд. - М.: Издательство МЭИ, 2003. – 648с.: ил. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).Купцов И.П. Проектирование и строительство тепловых электростанций.-3-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат, 1985.-408 с.Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. – 3-е изд., прераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987.Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов / Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. – 3-е. изд., перераб. – М.: издательство МЭИ, 2004. – 424 с.Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное Издательство НПО ЦКТИ, СПб, 1998.-256 с.Теплообменное оборудование паротурбинных установок. Отраслевой каталог. Часть I. – М, 1989.Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов / А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин– М.: Издательство МЭИ, 2002. – 540 с.Цанев С.В. Тепловые электрические станции: учебник для ВУЗов / Под ред. В.И. Лавыгина, А.С. Седлова, С.В. Цанева. – М.: Издательство МЭИ, 2005. – 454с.Щегляев А.В. Паровые турбины: Учеб.для вузов / А.В. Щегляев– 6-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1993. – 416 с.Каталог паровых турбин выпускаемых ОАО «Калужский турбинный завод».https://www.uecrus.com/rus/products/pgd/item09/