Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ РАСТИТЕЛЬНЫХ ПОЛИМЕРОВ»
Кафедра теплосиловых установок и тепловых двигателей
Методика поверочного теплового расчета двухконтурной парогазовой установки утилизационного типа
В.В. Барановский
Санкт-Петербург
2010
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. РАСЧЕТ ВОЗДУХОЗАБОРНОГО ТРАКТА ГТУ
2. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВОЗДУХА КОМПРЕССОРА
3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КАМЕРЫ СГОРАНИЯ
3.1 Характеристики топливного газа
3.2 Продукты сгорания топлива
3.3 Давление и температура воздуха в камере сгорания
3.4 Расчет теоретической температуры горения
4. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА В ГАЗОВОЙ ТУРБИНЕ
4.1 Расчет параметров газа перед первой ступенью ГТД
4.2 Расчет давления газов за последней ступенью ГТД
4.3 Оценка температуры газов на выходе из последней ступени ГТД в действительном (необратимом) процессе без учета воздуха на охлаждение проточной части
4.4 Расчет температуры газообразного продукта сгорания топливной смеси на выходе из последней ступени ГТД (t4) с учетом воздуха на охлаждение проточной части
5. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ГАЗОВ, СООТВЕТСТВУЮЩЕГО ЗАДАННОЙ НАГРУЗКЕ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ
5.1 Оценка мощности первичных двигателей ПГУ
5.2 Расчет расхода топлива
5.3 Расчет действительных объемных расходов воздуха компрессора
5.4 Расчет действительных массовых расходов воздуха компрессора
5.5 Расчет внутренней мощности компрессора
5.6 Расчет расхода топлива на ГТУ
5.7 Расчет расхода топлива на ГТУ
5.8 Расчет экономических показателей ГТУ
5.9 Расчет действительных объемных расходов продуктов сгорания из газовой турбины в котел-утилизатор
6. РАСЧЕТ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА
6.1 Особенности режимов работы котла-утилизатора
6.2 Выбор температурных напоров в пинч-пунктах и опорных параметров для теплового расчета котла-утилизатора
6.3 Расчет контура высокого давления котла-утилизатора
6.3.1 Расчет питательного электронасоса
6.3.2 Расчет расширителя непрерывной продувки высокого давления (РНП ВД)
6.4 Расчёт пароводяного тракта контура низкого давления (НД) двухконтурного котла-утилизатора (КУ)
6.4.1 Расчет расширителя непрерывной продувки низкого давления (РНП НД)
6.5 Расчет потерь пара и конденсата в паросиловом цикле и расхода пара контура ВД на турбину
6.6 Экономические показатели котла-утилизатора
7. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА В ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКЕ
8. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ РЕЖИМА КОНДЕНСАТОРА
9. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПГУ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
ПРИЛОЖЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Парогазовая установка утилизационного типа (ПГУ-К) предназначена для несения базовой и полупиковой нагрузок [(рис. 1) [1, 2]. На технико-экономические показатели (ТЭП) ПГУ существенное влияние оказывают прежде всего параметры окружающей среды, характеристики топлива и состав работающего оборудования (рис. 2).
Рис. 1. Принципиальная схема ПГУ-325
ВНА - входной направляющий аппарат; ГТД - газотурбинный двигатель; КВОУ - комплексное воздухоочистительное устройство; К - компрессор; КС - конденсатосборник; ГПЗ -главная паровая задвижка; С-р - сепаратор; Г-р - генератор; Контур высокого давления (ВД) КУ: ППВД - пароперегреватель ВД, ИВД - испаритель ВД; ПЭН - питательный электронасос; контур низкого давления (НД) КУ: ППНД - пароперегреватель НД, ИНД - испаритель НД, ГПК - газовый подогреватель конденсата; РЭН - рециркуляционный электронасос контура НД; РПК - регулятор питания котла; ДТ - дымовая труба; КЭН - конденсатный электронасос; К-р - конденсатор; ПСУ - паросбросное устройство; КПУ - конденсатор пара уплотнений паровой турбины (ПТ); РОУ - редукционно-охладительная установка контура НД КУ; БРОУ - быстродействующая редукционно-охладительная установка контура ВД КУ; РУ - редукционная установка собственных нужд (СН); СК - стопорный клапан ПТ; РК - регулирующий клапан ПТ; ЦВД - цилиндр высокого давления ПТ; ЦНД - цилиндр низкого давления ПТ; Ш-р - шибер запорный; ДТ - дымовая труба, БРУ - быстродействующая редукционная установка; РУ - редукционная установка собственных нужд (СН)
Рис. 2. t,s-диаграмма полублока ПГУ-325
Специфической особенностью работы ПГУ утилизационного типа является необходимость обеспечения практически постоянной температуры выхлопных газов перед котлом-утилизатором (КУ) в диапазоне нагрузок не менее 30% (от 100 до 70% от номинальной).
Поддержание контролируемого значения температуры газов за газовой турбиной (ГТ) производится путем автоматического изменения положения входного направляющего аппарата (ВНА), установленного перед первой ступенью компрессора. ВНА служит для управления расходом воздуха, необходимого для поддержания заданной температуры за ГТ [3]. Нагрузка ГТУ в диапазоне 100 60% от номинальной мощности и температура газов на выходе из ГТ, т.е. на входе в КУ, регулируется путем изменения расхода воздуха через компрессор с помощью ВНА и расхода топлива регулирующим топливным клапаном (РКТ) при примерно постоянной температуре выхлопных газов ГТ. Этот диапазон нагрузок является наиболее экономичным, так как в нем незначительно изменяется КПД ГТУ.
Электрическая нагрузка ПГУ-К, т.е. без дожигания топлива в котлах, находится в зависимости от температуры наружного воздуха (рис. 3). Поэтому управление нагрузкой ПГУ утилизационного типа существенно зависит от температуры наружного воздуха.
Рис.3. Режимы работы ГТУ в зависимости от температуры наружного воздуха
Для того, что бы рассчитать любой нормальный режим работы ПГУ с целью его оптимизации, необходимо рассматривать работу оборудования в комплексе. ПГУ-К не способна работать без ГТ. В связи с этим суммарная электрическая мощность ПГУ регулируется воздействием исключительно на ГТ (рис. 4).
Рассмотрим пример. ПГУ-325 несет нагрузку 150 МВт при работе в составе полублока (Nгт = 102 МВт и Nпт = 48 МВт). Предположим, что по каким либо причинам, нагрузка паротурбинной части снижается на 3 МВт до Nпт =45 МВт (снижение температуры пара, увеличение присосов воздуха, увеличение дросселирования в регулирующих клапанах, увеличение температуры циркуляционной воды и т.д.). В этом случае САУиР ГТ автоматически компенсирует эту недовыработку увеличением нагрузки ГТ с учетом того, что паровая нагрузка КУ, т.е. нагрузка паротурбинной части, является производной от нагрузки ГТ (Nгт = 104 МВт и Nпт = 46 МВт). При увеличении мощности ГТ на 1 МВт паровая нагрузка КУ вырастет примерно на 0,3-0,5 МВт паротурбинной части в зависимости от величины нагружения ГТ и температуры наружного воздуха.
Рис.4. Структурная схема системы автоматического управления мощностью ПГУ
Определение параметров блока при различных значениях показателей окружающей среды и в зависимости от состава работающего оборудования актуально не только для определения ТЭП, но и для планирования максимальной и минимальной нагрузок. Это особенно важно в условиях работы на рынке мощности и при планировании потребляемого топлива.
В настоящее время методики комплексного расчета ПГУ-К практически отсутствуют. В связи с этим разработана и апробирована применительно к ПГУ-325 методика поверочного теплового расчета ПГУ-К.
Данная методика позволяет рассчитать характеристики режима работы ПГУ-К с учетом фактического состояния следующих величин блока.
1. Состав работающего оборудования.
2. Заданная нагрузка ПГУ-К.
3. Топливо (Вид, состав, влажность).
4. Параметры наружного воздуха (давление, температура, влажность).
5. Расход воздуха на охлаждение камеры сгорания с целью регулирования температуры газов за ГТ.
6. Внесение рециркуляционных газов.
7. Нагрузка теплофикационной установки блока.
8. Давления в барабанах и паропроводах КУ.
9. Состояние конденсатора ПТУ.
10. Температура питательной воды.
Предлагаемая методика включает в себя девять этапов расчета.
1. Расчет параметров процесса подготовки и транспорта воздуха в воздухозаборном тракте газотурбинной установке (ВЗТ ГТУ).
2. Расчет степени сжатия и КПД компрессора при заданной температуре и давлении наружного воздуха, при помощи интерполяции заводских данных.
2.1. Расчет параметров за 5-й, 7-й,10-й и 15-й ступенями компрессора.
2.2. Расчет параметров воздуха за спрямляющим аппаратом и диффузором, расположенными за 15-й ступенью компрессора.
3. Расчет температуры в камере сгорания и перед первой ступенью газовой турбины.
3.1. Расчет внутренней теплоты сгорания и теплоемкости топлива в зависимости от вида и состава топлива (природный газ, жидкое газотурбинное топливо).
3.2. Расчет состава продуктов сгорания
3.3. Расчет теоретической температуры горения
3.4. Расчет КПД камеры сгорания.
3.5. Расчет действительной температуры горения.
4. Расчет параметров процесса в ГТ при заданной температурой газов на входе в КУ.
5. Определение количества газов, необходимых для выработки заданной нагрузки.
6. Расчет паропроизводительности котла-утилизатора.
6.1. Расчет контура высокого давления.
6.2. Расчет контура низкого давления.
6.3. Работа воздуховодяного теплообменника (ВзВТО).
6.4. Определение температуры уходящих газов.
7. Расчет параметров процесса расширения в паровой турбине К-110.
7.1. Расчет процесса расширения пара в турбине в h,s-диаграмме.
7.2. Тепловой расчет ЦВД (1-14 ступени).
7.3. Расчет параметров потока после смешения за 14-й ступенью ЦВД с паром НД котла-утилизатора (15-19 ступени).
7.4. Тепловой расчет 15-й - 19-й ступеней.
7.5. Расчет процесса в выносном сепараторе пара.
7.6. Тепловой расчет ЦНД 20-й - 29-й ступеней.
8. Тепловой расчет конденсатора.
9. Расчет ТЭП блока для фактического состава работающего оборудования (блок - 2ГТ+1ПТ или полублок -1ГТ+1ПТ).
1. РАСЧЕТ ВОЗДУХОЗАБОРНОГО ТРАКТА ГТУ
Расчет параметров воздуха за каждым элементом ВЗТ позволяет получить действительные параметры рабочего тела на входе в компрессор: давление, величину разрежения, температуру, влажность (рис. 5). После, прохождения фильтров КВОУ, воздуховодов, шумоглушителей и ВНА снижается давление воздуха и как следствие температура (рис. 6).
Потери аэродинамического сопротивления потока воздуха по тракту ВЗТ определяются по формулам Вейсбаха и Дарси [13].
Местные потери сопротивления определяются по одной из разновидностей формулы Вейсбаха, бар:
а) через среднюю скорость потока
?pМ = ж • сНВ • (щ 2 / 2) • 10 - 5; (1.1)
б) через объемный расход рабочего тела
?pМ = ж • (сНВ / 2) • (1 / F2) • Q2 • 10 - 5; (1.2)
в) или через массовый расход рабочего тела
?pМ = ж • (1 / 2) • (1 / сНВ) • (1 / F2) • G2 • 10 - 5. (1.3)
Потери давления рабочего тела на трение в канале длиной L определяются по одной из разновидностей формулы Дарси, бар:
а) через среднюю скорость потока
?pТР = л • (L / dГ) • сНВ • (щ 2 / 2) • 10 - 5; (1.4)
б) через объемный расход рабочего тела
?pТР = л • (L / dГ) • (сНВ / 2) • (Q2 / F2) • 10 - 5 (1.5)
в) или через массовый расход рабочего тела
?pТР = л • (L / dГ) • (1 / 2) • (1 / сНВ) • (1 / F2) • G2 • 10 - 5. (1.6)
Здесь: ж - коэффициент местного гидравлического сопротивления, определяемый по справочной литературе; сНВ - средняя по сечению плотность рабочего тела, определяемая обычно по параметрам среды на входе, кг/м3; щ - средняя по сечению скорость (щ = Q / F), м/с; F - сечение для прохода рабочего тела (обычно определяется на входе в местное сопротивление или среднее для линейного участка канала), м2; Q - объемный расход рабочего тела, м3/с; G - массовый расход рабочего тела, кг/с; L - длина канала, м; dГ = 4•F/П - гидравлический диаметр, м; П - смоченный периметр, м; л = 0,11• (68 / Re + ?Э / dГ)0,25 - коэффициент гидравлического трения для турбулентного режима течения среды (Re > Re*); Re* ? 2300 - критическое число Рейнольдса; Re = (щ • dГ) / н - число Рейнольдса; н - коэффициент кинематической вязкости, м2 / с.
При отсутствии данных о коэффициентах потерь, падение давления в конфузорном участке ВЗТ, вследствие преобразования части потенциальной энергии рабочего тела (энергии давления) в кинетическую энергию потока, согласно [13] рекомендуется вычислять по формуле Вейсбаха, бар:
?pКОНФ = жК • сНВ • (щК 2 / 2) • 10 - 5, (1.7)
где: жК = 0,03 0,1 - коэффициент местного гидравлического сопротивления конфузора, учитывающий потери энергии потока на трение и вихреобразование [13]; сНВ - плотность воздуха согласно рекомендациям [14] в предварительных расчетах берется приближенно по параметрам атмосферного воздуха, кг/м3; щК = 80 100 - скорость потока перед конфузором, м/с.