Система утилизации тепла с котлом-утилизатором

Дата: 2025-06-02; Просмотры: 20

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

Система утилизации тепла предназначена для подогрева сетевой воды до заданного значения за счет использования теплоты выхлопных газов.

Регулирование параметров воды на выходе из котла-утилизатора осуществляется за счёт перепуска выхлопных газов через байпасную магистраль.

Рис.2.6. Общий вид рекуператора

В состав системы входят: котел-утилизатор с байпасной заслонкой, байпасная магистраль, расходомер для измерения потока теплоносителя, приборы для измерения температуры теплоносителя на входе и на выходе из котла-утилизатора, приборы для измерения температуры выхлопных газов на входе и на выходе из котла-утилизатора, реле максимального давления на выходе из котла-утилизатора.

Система воздушного охлаждения

Система воздушного охлаждения предназначена для надёжного отвода тепла от тепловыделяющих элементов (турбогенератора, рекуператора, силовой электроники, котла-утилизатора, маслорадиатора дожимного компрессора, маслорадиатора маслосистемы), находящихся внутри микротурбинной установки.

Внутри установки находятся вентиляторы, которые обеспечивают принудительное движение воздуха. Места забора и выброса воздуха показаны на рис.2.7.

Воздух, направляемый для охлаждения узлов и агрегатов, находящихся в подкапотном пространстве, разделяется на две части. Первая часть идёт на охлаждение маслорадиатора, турбогенератора, рекуператора и котла-утилизатора. Движение воздуха обеспечивает вентилятор маслорадиатора. Вторая часть идёт на охлаждение силовой электроники и радиатора дожимного компрессора. Движение воздуха обеспечивает вентилятор, расположенный в нижней части микротурбинной установки.

Выход воздуха из установки происходит в задней части установки через два прямоугольных отверстия.

Рис.2.7. Места забора и отвода воздуха из подкапотного пространства:

1 - воздух для охлаждения подкапотного пространства; 2 - воздух в газотурбинный генератор; 3 - выход выхлопных газов; 4 - воздух для охлаждения силовой электроники; 5 - выход охлаждающего воздуха (верхнее отверстие); 6 - выход охлаждающего воздуха (нижнее отверстие)

Технические характеристики микротурбинной установки TA-100 RCHP (по данным завода изготовителя) приведены в табл. 2.2.

Таблица .2.2. Технические характеристики установки TA-100 RCHP

2.1. Принципиальная схема утилизационной газотурбинной установки и основы ее термодинамического расчета

Принцип действия газотурбинной установки предусматривает получение полезной механической работы в турбине, работающей на продуктах сжигания газообразного или жидкого топлива.

На рис.2.8. представлена принципиальная схема газотурбинной установки, состоящая из компрессора, газовой турбины, генератора, камеры сгорания, рекуператора, котла утилизатора.

Рис. 2.8. Принципиальная схема газотурбинной установки:

1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – камера сгорания; 4 – рекуператор; 5 – котел утилизатор; 6 – дожимной топливный компрессор; 7 – генератор; 8 – блок силовой электроники; 9 – байпасная заслонка; 10 – трубопровод подачи холодной воды; 11 – трубопровод отвода горячей воды; 12 – байпасный газоход

Если давление в камере сгорания выше давления в системе топливоподачи, то устанавливают топливный насос для подачи жидкого топлива в камеру сгорания или дожимной компрессор при использовании газообразного топлива.

На рис..2.9. представлен идеальный цикл газотурбинной установки в Р-V и T-S диаграммах.

Газотурбинная установка работает следующим образом: очищенный атмосферный воздух попадает в воздухозаборник, откуда он поступает в компрессор, в котором происходит адиабатический (изоэнтропный) процесс сжатия 1-2. После компрессора сжатый воздух поступает в специальный газовоздушный теплообменник (рекуператор 4), в котором он предварительно нагревается выхлопным газом, выходящим из газовой турбины. Процесс подогрева воздуха в рекуператоре изображается отрезком 2-5, процесс охлаждения выхлопного газа 4-6. Подогретый в рекуператоре воздух поступает в камеру сгорания, куда непрерывно подводится и сжигается топливо. В T-S диаграмме подвод теплоты в цикле ГТУ изображается отрезком 5-3. Продукты сгорания из камеры сгорания отводятся в газовую турбину, в которой расширяются по адиабате 3-4, совершая полезную работу цикла ГТУ. Значительная часть полезной работы расходуется на привод компрессора, который сидит на одном валу с газовой турбиной.

Рис.2.9. Идеальный цикл газотурбинной установки в Р-V и T-S диаграммах

В некоторых установках осуществляется предварительное смешение сжатого и подогретого воздуха с газообразным топливом до подачи его в камеру сгорания. Предварительное смешение воздуха с газообразным топливом позволяет снизить уровень эмиссии выхлопных газов по NOх.

Как уже было сказано, выхлопные газы из газовой турбины направляются в рекуператор и затем в котел утилизатор, в котором реализуется процесс охлаждения газа от точки 6 до точки 7. Далее отработанный в установке газ выбрасывается в атмосферу через выхлопную трубу. Процесс 7-1 характеризует потерю теплоты в окружающую среду.

В реальных условиях процессы сжатия в компрессоре и расширения в газовой турбине сопровождаются внутренними потерями, величина которых оценивается внутренним относительным КПД газовой турбины и компрессора. Цикл газотурбинной установки с учетом названных потерь представлен на рис.2.10 а.

Кроме названных потерь в турбомашинах, имеют место потери, обусловленные наличием гидравлических сопротивлений в тракте подачи воздуха и газа в газовую турбину, а также в выхлопном тракте, то есть при движении отработанного в турбине газа в рекуператоре и котле утилизаторе. На рис.2.10 б представлен цикл газотурбинной установки с учетом названных потерь давления.

Как видно из рис.2.10 б, давление перед газовой турбиной Р3д меньше, чем Р2 из-за потерь давления в камере сгорания. В выхлопном патрубке газовой турбины давление выше атмосферного давления на величину потерь в тракте рекуператора и котла-утилизатора. Наличие гидравлических потерь приводит к уменьшению располагаемого перепада турбины. Так, при отсутствии потерь располагаемый перепад определяется отрезком - 3-4, а с учетом гидравлических потерь – отрезком 3д – 4д.

Рис.2.10. Реальные циклы газотурбинных установок:

а – цикл ГТУ при действительном процессе сжатия в компрессоре и расширении в турбине; б – цикл ГТУ с учетом потерь давления в тракте подачи рабочего тела в газовую турбину и тракте отвода газа через рекуператор и котел-утилизатор

Данные потери могут быть учтены введением в расчет соответствующих коэффициентов гидравлических потерь во всасывающем тракте компрессора - , камере сгорания - и газовыхлопном устройстве .

, (1)

где ∆Р- величина гидравлического сопротивления на участке газовоздушного тракта;

Р- давление на входе в рассматриваемый участок.

Полезную удельную работу цикла ГТУ можно записать как разность между действительной удельной работой газовой турбины L_ГТД и действительной удельной работой сжатия в компрессоре L_КД:

, (2)

где h_оiτ, h _оiк – внутренний относительный КПД газовой турбины и компрессора (в литературе по газовым турбинам данные КПД принято называть изоэнтропическими или внутренними);

Lτ, Lк – теоретическая работа расширения газа в газовой турбине и теоретическая работа сжатия воздуха в компрессоре.

Как известно, работа Lк при адиабатическом сжатии может быть определена из следующего выражения:

(3)

где - - степень повышения давления в компрессоре;

Р₁ – давление во всасывающем патрубке компрессора;

Р₂ – давление в нагнетательном патрубке компрессора;

Т₁ – температура воздуха перед компрессором (принимается);

Т₂ – температура воздуха за компрессором при изоэнтропном процессе сжатия;

с_рв - теплоемкость воздуха.

(4)

где - коэффициент, учитывающий массу топлива, поступившую в цикл ГТУ при сжигании топлива в камере сгорания;

α = 3 7 – общий коэффициент избытка воздуха в камере сгорания;

А₀ @14,7 - число, характеризующее количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива;

с_рг - теплоемкость продуктов сгорания;

степень расширения газа в газовой турбине;

Т₃ - температура газа на входе в газовую турбину;

Т₄ - температура газа на выходе из газовой турбины.

Из приведенных соотношений следует, что полезная работа L_ГТУ зависит от многих факторов. Однако определяющими являются величины степени повышения давления p=p_к » p_τ и температура Т₃.

В некоторых работах по расчету циклов ГТУ [23, 24] приведена методика определения оптимального значения p_Копт , при котором достигается максимальный КПД установки при минимальном удельном расходе топлива на выработку электроэнергии и минимальных массогабаритных показателях.

Значение p_Копт можно определить по следующей формуле:

, (5)

где отношение температуры газа перед газовой турбиной к температуре воздуха перед компрессором (необходимо подчеркнуть, что при анализе циклов все температуры определяют по параметрам торможения);

показатель степени;

среднее значение показателя адиабаты;

k_В - показатель адиабаты сжимаемого воздуха;

k_Г - показатель адиабаты продуктов сгорания.

Теоретическую температуру воздуха на выходе из компрессора и теоретическую температуру газа на выходе из газовой турбины можно определить из соотношения для изоэнтропных процессов сжатия и расширения:

, , (6)

Значения действительных температур газа на выходе из компрессора Т_2д и газовой турбины Т_4д можно найти из выражений для определения внутреннего относительного КПД этих машин:

, , (7)

Температура газа Т₃ во многом зависит от допускаемой температуры металла рабочих лопаток первой ступени газовой турбины и может достигать 1200 ¸ 1400 ^оС.

Развиваемая мощность на валу газотурбинной установки

, (8)

где G_Г , G_В - расход рабочего газа, выходящего из камеры сгорания и воздуха, сжимаемого в компрессоре.

В газотурбинных установках, в которых в качестве топлива используется газ, подаваемый из трубопровода с давлением ниже, чем давление в камере сгорания, применяется дожимной компрессор. На его привод также тратится часть полезной мощности, развиваемой газовой турбиной. Мощность газотурбинной установки при этом составит

, (9)

где Lдк - работа сжатия газа в дожимном компрессоре;

В_τ - расход топлива.

Расход топлива определяется из уравнения теплового баланса камеры сгорания:

, (10)

где h_кс ─ КПД камеры сгорания.

Расход топлива также может быть определен по рассчитанной величине удельного расхода топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии:

, (11)

где N_ГТУЭ - электрическая мощность установки;

h_Э - электрический КПД установки, ;

внутренний или термический КПД установки;

h_м - механический КПД;

h_г - КПД генератора.

При проведении теплового расчета утилизационного цикла ГТУ определяются расчетные параметры состояния рабочего тела во всех узловых точках цикла, их расходы, а также показатели, характеризующие термодинамическую эффективность. При проведении указанных расчетов, с целью их упрощения, допускается принимать теплоемкость воздуха и газа постоянными величинами.

2.2. Пример теплового расчета цикла ГТУ

Исходные данные:

1. Электрическая мощность газотурбинной установки N_ГТУЭ = 3000 кВт.

2. Температура газа на выходе из камеры сгорания Т₃ = 1373 К.

3. Температура воздуха перед компрессором Т₁ = 288 К.

4. Давление воздуха перед компрессором Р₁ = 101 КПа.

5. Коэффициент гидравлических потерь во всасывающем тракте s_К = 0,97.

6. Внутренний относительный КПД компрессора h_oiK = 0,87.

7. Механический КПД установки h_М = 0,96.

8. КПД электрогенератора h_Г = 0,98.

9. КПД камеры сгорания h_КС = 0,98.

10. Коэффициент гидравлических потерь камеры сгорания s_кс = 0,98.

11. Коэффициент, учитывающий массу топлива, добавленного в цикловой воздух, b= 0,01÷0,02.

12. Внутренний относительный КПД газовой турбины h_oiТ = 0,89.

13. Коэффициент гидравлических потерь в газовыхлопном тракте s_выхл = 0,97.

14. Теплотворная способность топлива: природный газ – Q _р^н = 44000 кДж/кг; дизельное топливо - Q_р^н = 42000 кДж/кг.

15. Теплоемкость атмосферного воздуха С_рв = 1,01 кДж/(кг·К).

16. Теплоемкость продуктов сгорания С_рг = 1,15 кДж/(кг·К).

17. Показатель адиабаты сжимаемого воздуха k_к = 1,41.

18. Показатель адиабаты продуктов сгорания топлива k_г = 1,33.

Решение:

1. Оптимальная степень повышения давления:

;

;

;

= .

2. Давление воздуха за компрессором

МПа.

3. Действительная температура воздуха за компрессором

К;

К.

4. Действительная работа сжатия в компрессоре

;

кДж/кг.

5. Давление газа перед турбиной

, МПа.

6. Степень понижения давления в турбине с учетом потерь давления в газовыхлопном тракте

.

7. Давление газа за турбиной

, МПа.

8. Теоретическая температура газа за турбиной

, К.

9. Действительная температура газа за турбиной

, К.

10. Теоретическая работа расширения в турбине

, кДж/кг.

11. Действительная работа расширения газа в турбине

, кДж/кг.

12. Полезная работа ГТУ

, кДж/кг.

13. Затраченная теплота в цикле ГТУ

, кДж/кг.

14. Внутренний КПД установки

.

15. Абсолютный электрический КПД установки

.

16. Удельный расход топлива

, кг/кВт·ч.

17. Часовой расход топлива

, кг/ч.

18. Удельный расход воздуха

, кг/кДж.

19. Расход воздуха в цикле ГТУ

, кг/с.

Список литературы

1. Григорьева, О.К. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях: учебное пособие / О.К. Григорьева, А.А. Францева, Ю.В. Овчинников. Новосибирск: НГТУ, 2015. 258 с. [Электронный ресурс]. - URL: http://biblioclub.ru/index.php?page=book&id=436027. (Университетская библиотека ONLINE)

2. Щинников, П.А. Перспективные ТЭС: особенности и результаты исследования : монография / П.А. Щинников. - Новосибирск : НГТУ, 2007. - 284 с. : табл., граф., схем., ил. - (Монографии НГТУ). - Библиогр. в кн. - ISBN 978-5-7782-0851-3 ; То же [Электронный ресурс]. - URL: http://biblioclub.ru/index.php?page=book&id=436259. (Университетская библиотека ONLINE)

3. Трухний, А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов [Электронный ресурс] : учеб. пособие — Электрон. дан. — Москва : Издательский дом МЭИ, 2013. — 648 с. — Режим доступа: https://e.lanbook.com/book/72261.

4. Тепловая электрическая станция ― это очень просто: учебное пособие [Электронный ресурс] / К.Э. Аронсон [и др.]. — Электрон. дан. — Екатеринбург : УрФУ, 2016. — 203 с. — Режим доступа: https://e.lanbook.com/book/99072.

5. Феткуллов, М.Р. Автономные системы теплоснабжения: учебно-практическое пособие / М.Р. Феткуллов ; Министерство образования и науки Российской Федерации, Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ульяновский государственный технический университет, Институт дистанционного образования. - Ульяновск : УлГТУ, 2011. - 158 с. : ил., табл., схем. - Библ. в кн. - ISBN 978-5-9795-0720-0 ; То же [Электронный ресурс]. - URL: http:// biblioclub.ru/index.php?page=book&id=363224

6. Эффективность теплоэнергетических установок: Учебное пособие / Ильин Р.А. – Астрахан. гос. техн. ун-т, 2010. 25 с. Образовательный портал АГТУ (portal.astu.org).

7. Ильин Р.А. Комплексная термодинамическая оценка эффективности теплоэнергетических установок: Учебно-научное пособие. – Астрахань: Новая линия, 2011 – 80 с. Образовательный портал АГТУ (portal.astu.org).