Расчет параметров процесса подготовки и транспорта воздуха в воздухозаборном тракте газотурбинной установке (ВЗТ ГТУ)

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ РАСТИТЕЛЬНЫХ ПОЛИМЕРОВ»

Кафедра теплосиловых установок и тепловых двигателей

В.В. Барановский

МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА

ДВУХКОНТУРНОЙ

ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ УТИЛИЗАЦИОННОГО ТИПА

Санкт-Петербург

УДК 621.438

ОГЛАВЛЕНИЕ

	Введение ………………………………………………………………
	РАСЧЕТ ВОЗДУХОЗАБОРНОГО ТРАКТА ГТУ...………………
	РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВОЗДУХА КОМПРЕССОРА…………
	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 ……………………
	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 ………………
	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 ………………
	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 …………………
	ПРИЛОЖЕНИЕ ………………………………………………………………
	РАСЧЕТ ПРОЦЕССА В ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКЕ…..
	ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ РЕЖИМА КОНДЕНСАТОРА …………….
	РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПГУ
	ПРИЛОЖЕНИЕ 1……………………………………………………..
	ПРИЛОЖЕНИЕ 2……………………………………………………..
	ПРИЛОЖЕНИЕ 3……………………………………………………..
	ПРИЛОЖЕНИЕ 4……………………………………………………..
	Библиографический список…………………………….. ………

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.

Расчет параметров процесса подготовки и транспорта воздуха в воздухозаборном тракте газотурбинной установке (ВЗТ ГТУ).