Реконструкция Омской ТЭЦ – 3

 

 

где - КПД камеры сгорания (коэффициент полноты сгорания топлива), который обычно составляет 0,96 0,99; принимаем =0,99.

Энтальпию газа на входе в газовую турбину  находим по величине Т_НТ=1373К, кДж/кг:

h_НТ=1342.

 

В рассматриваемом  режиме принимаем температуру поступающего в КС природного газа (возможен его  предварительный подогрев) T_ПР.Г=5^оС (с_ПР.Г=2,18 кДж/(кг·К)), тогда энтальпия сжигаемого природного газа, кДж/кг:

 

h_ТОПЛ=с_ПР.Г · t_ПР.Г=10,898.

 

Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания определяем из уравнения теплового  баланса: =2,3.

Расход топлива  в камере сгорания ГТУ определяем из выражения теплового баланса  КС, кг/с:

 

В_ГТ=

= =3,399.

 

Относительный расход топлива:

 

g_ГТ=

= =0,021.

2.3 Определение основных  параметров рабочего тела в  газовой турбине

 

Проточная часть  современной газовой турбины обычно состоит из трех ступеней. При уменьшении их количества облегчается осуществление системы охлаждения горячих деталей, но возрастает нагрузка на каждую из ступеней. Расход газов на входе G_НТ и их начальное давление р_НТ – величины переменные и зависят от режима работы ГТУ. Начальную температуру газов Т_НТ в определенных пределах нагрузки поддерживают постоянной за счет соответствующей подачи топлива топливными регулирующими клапанами. Необходимо оговаривать условия ее определения и место, где она фиксирована. Это температура потока газов перед рабочей  решеткой первой ступени лопаток при р_НВ=0,1013МПа, Т_НВ=288К, d_НВ=60%.

На данном этапе расчета тепловой схемы  определяем параметры рабочего тела на входе и выходе из газовой турбины.

1. Потеря  давления газов в тракте “компрессор  – камера сгорания – вход  в газовую турбину”:

 

р_К-ГТ= р_ОК-ГТ· · =0,025· · =0,0254 МПа.

 

2. Давление  газов на входе в газовую  турбину:

 

р_НТ = р_КК -

р_К-ГТ=1,673 – 0,0254=1,6476 МПа.

3. Расход  газов на входе в газовую  турбину:

 

G_НТ = G_КС+В_ГТ =157,8+3,399=161,99 кг/с.

 

4. Коэффициент  сопротивления выхлопа газов  за ГТУ при ее работе в  автономном режиме обычно составляет  = 0,03÷0,05.

Применительно к GT8C: =0,03 (заводские данные).

5. Давление  газов за ГТУ, МПа:

 

р_КТ=р_НВ·(1+

),

 

р_КТ=0,1013·(1+0,03)=0,1043.

 

6. Степень  расширения газов в проточной  части ГТ:

 

= ,

 

= =16.

 

Поток  рабочего тела через проточную часть ГТ можно условно разделить на две  составляющие, которые объединяются в итоге в один суммарный расход газов. Первая из составляющих – это  газы, которые с начальной температурой Т_НТ расширяются в проточной части до температуры на выхлопе Т_КТ. Вторая – охлаждающий воздух, который подается в турбину из проточной части компрессора, затем сбрасывается в поток газов и условно охлаждается до температуры Т_КВ. В итоге, смешение этих составляющих приводит к образованию суммарного расхода рабочего тела с температурой Т_СМ.

7. Газовая  постоянная:

а) газовая  постоянная чистых продуктов сгорания (ЧПС):

 

R_ЧПС=

_{· + · + ·} ,

 

где = 0,1899 кДж/(кг·К);

= 0,0936;

= 0,4615 кДж/(кг·К);

= 0,2016;

= 0,2968 кДж/(кг·К);

=0,7048.

 

R_ЧПС= 0,32 кДж/(кг·К).

 

б) доля воздуха  в потоке газов ГТ определяется отношением  количества воздуха, не участвующего в  процессе горения к сумме 1 кг топлива  и общего количества воздуха, поступающих  в камеру сгорания ГТУ:

 

g_В=

= = 0,551;

 

в) газовая  постоянная  рабочего тела в ГТ, кДж/(кг·К):

 

R_Г= R_ЧПС·(1-g_В)+R_В·g_В,

 

R_Г =0,32·(1-0,604)+0,287·0,604 = 0,302.

 

8. Определение  среднеарифметической величины  теплоемкости:

В первом приближении  принимаем: Т_кт=810,95 К.

Среднеинтегральная  теплоемкость для различных компонентов  продуктов сгорания и воздуха:

 

= 0,8298+377,56·10^-6·(Т-273),

 

= 1,8334+311,08·10^-6·(Т-273),

 

= 1,0241+88,55·10^-6·(Т-273),

 

= 0,9956+92,99·10^-6·(Т-273).

 

Среднеинтегральная  теплоемкость чистых продуктов сгорания:

 

с_{ph ЧПС}=

_· + _· + _· =1,24 кДж/(кг·К).

 

Среднеинтегральная  теплоемкость газов (с учетом избытка  воздуха):

 

с_{ph Г}= с_{ph чпс}·(1-g_в) +

·g_в = 1,117 кДж/(кг·К),

 

с_{ph Г ВХ} =1,167 кДж/(кг·К),

 

с_{ph Г ВЫХ}=1,117 кДж/(кг·К).

 

Среднеарифметическая  величина теплоемкости газов в интервале  температур Т_НТ Т_КТ:

 

c_{pm г}= (с_{ph Г ВХ}+ с_{ph Г ВЫХ})/2 = 1,142 кДж/(кг·К).

 

9. Температура  газов за ГТ без учета влияния  охлаждающего воздуха, К:

 

Т_КТ= Т_НТ·

 

Для современных  ГТУ значения КПД проточной части  ГТ находятся в пределах = 0,9÷0,94. В рассматриваемом режиме принимаем КПД проточной части ГТ, пользуясь заводскими данными:

 

= 0,9083.

 

10. Определение  теплоемкости смеси газов и  охлаждающего воздуха на выхлопе  ГТ.

В соответствии с рекомендациями, значение температуры  охлаждающего воздуха в конце  проточной части ГТ принимается  в пределах: Т_КВ= =(0,80÷0,82)·Т_КТ. В данном случае принято:

 

Т_КВ= 0,82·Т_КТ=664,98 К,

 

среднеинтегральная  теплоемкость воздуха при этой температуре:

 

с_{ph В}= 1,066 кДж/(кг·К).

 

Теплоемкость  смеси газов и охлаждающего воздуха  на выхлопе ГТ определяем из уравнения  смешения потоков газов, кДж/(кг·К):

 

с_{р СМ}=

,

 

с_{р СМ}

1,11.

 

11. Определение  температуры смеси газов и  охлаждающего воздуха на выхлопе  ГТ. Температуру смеси газов и  охлаждающего воздуха на выхлопе  ГТ определяем из уравнения  смешения потоков газа, К:

 

Т_СМ=

 

Т_СМ = .

 

12. Избыток  воздуха в смеси газов за  газовой турбиной:

 

2,7

 

13. Содержание  окислителя в смеси за ГТ, %:

 

13,2.

 

14. Определение  внутренней мощности ГТ.

Внутренняя  мощность газовой турбины на основе последовательного газодинамического  расчета ступеней ее проточной части  с использованием соответствующих  методик. Фирмы и организации  производители ГТУ пользуются собственными методиками, в которых учтены  конструктивные особенности установки, материал лопаток и технология их изготовления, система охлаждения и  пр. В данном расчете внутренняя мощность ГТ определена с использованием метода предложенного заводом изготовителем:

 

 

=129767 кВт.

2.4 Расчет энергетических  показателей ГТУ

 

1. Электрическая  мощность ГТУ:

 

 

= 57400 кВт.

 

где механические КПД и ОК:

КПД электрогенератора  ГТУ:

 

2. КПД ГТУ  по производству электроэнергии (брутто):

 

0,3432.

 

3. КПД ГТУ  по производству электроэнергии (нетто):

 

0,3253.

 

- доля расхода  электроэнергии на собственные  нужды ГТУ:

 

 

Э_сн=0,04+0,012=0,052.

2.5 Определение энергетических  показателей промышленно – отопительной  ГТУ – ТЭЦ

 

В принципиальной тепловой схеме ГТУ – ТЭЦ выхлопные  газы после ГТУ поступают в  котел – утилизатор, в котором  генерируется технологический пар  и подогревается сетевая вода.

В котле –  утилизаторе имеются две группы поверхностей нагрева: первая, где генерируется технологический пар и вторая, по ходу газов, для подогрева сетевой  воды. Предусмотрен байпасный газоход  регулирования тепловой нагрузки отдельных  частей КУ.

В схеме генерации  технологического пара имеется экономайзер, испарительный контур с принудительной циркуляцией рабочего тела и с  барабаном, а также пароперегреватель. Основная часть перегретого пара поступает к потребителю с  заданными параметрами. Вследствие изменения параметров выхлопных  газов ГТУ под действием различных  факторов, будут меняться и параметры  перегретого пара за котлом – утилизатором. Поэтому, для регулирования параметров отпускаемого потребителю пара, предусмотрен впрыск питательной воды, отбираемой за питательным насосом установки.

Деаэратор питательной  воды (ДПВ) обеспечивает деаэрацию и  подогрев обратного конденсата производства, а также добавочной воды для компенсации  внутренних и внешних потерь и  работает на паре КУ.

Во второй части котла – утилизатора  установлен газоводяной теплообменник (ГВТО) для последующего охлаждения выхлопных газов ГТУ за счет подогрева  сетевой воды отопительной системы. Предусмотрен насос рециркуляции (НРЦ) части подогретой в ГВТО сетевой  воды для стабилизации ее температуры на входе в КУ. В схему сетевой установки ТЭЦ включен пиковый подогреватель сетевой воды (пиковый бойлер), работающий на перегретом паре КУ. Это улучшает регулировочные характеристики ГТУ – ТЭЦ. 

Исходные  данные:

- электрическая  мощность в автономном режиме  =57400 кВт;

- параметры  выхлопных газов: расход G_КТ=189 кг/с

                                                    температура θ_КТ=518 ^оС

                                                    давление р_КТ=0,1043 МПа

                                                    энтальпия h_КТ=561 кДж/кг

                                                    избыток воздуха α_КТ=2,7

-расход топлива  В_ГТ = 3,399 кг/с

Заданы параметры  технологического пара на выходе ГТУ  – ТЭЦ:

-р_П=1,47 МПа, t_П=350 ^оС.

Приняты давление в деаэраторе р_Д=0,12 МПа, параметры обратного конденсата производства t_ОК=100 ^оС, h_ОК=419 кДж/кг, доля возврата конденсата α_ОК=0,9, график сетевой воды потребителя: t_ПС=130 ^оС, t_ОС=55 ^оС.

Внутренние  и внешние потери рабочего тела восполняются из ХВО водой с температурой  t_ДЕ=40 ^оС.

Природный газ  поступает на ТЭЦ по двум независимым  газопроводам с давлением в магистрали р_М=0,5 МПа при температуре t_М= 4 ^оС. Подача природного газа в камеры сгорания ГТУ осуществляется с помощью дожимающего компрессора газового распределительного пункта. Компрессор приводится в действие электродвигателем и имеет КПД η_ДК=0,80.

2.5.1 Тепловой расчет  котла – утилизатора

“Q – t” представлена на рисунке 1.

 

Рисунок 1 - “Q – t” диаграмма

Расчет начинаем с составления уравнений тепловых балансов парогенерирующей части КУ и составления “Q – t” диаграммы  для КУ. Для этой цели принимаем  с определенным запасом давление перегретого пара и оцениваем  гидравлическое сопротивление пароперегревателя  МПа. Это позволяет определить температуру насыщения в барабане КУ. Задаемся температурным напором на “горячем” конце пароперегревателя Θ_ПЕ=  θ_КТ – t_ПЕ=20÷30  ^оС, температурным напором на “холодном” конце испарителя  Θ_И= θ₂ – t =8÷10 ^оС, а так же некоторым запасом по температуре воды за экономайзером 8÷12 ^оС (защита от вскипания жидкости).

Использованы  следующие уравнения теплового  баланса:

 

G_КТ·(h_КТ – h₁)·φ = D_ПЕ·(h_ПЕ - h

) = Q_ПЕ,