6.3. Расчет контактного экономайзера

Задан состав газа, т. е. объемы продуктов сгорания и теплота сгорания: . Рассчитывают теоретический объем сухих газов и при известном коэффициенте избытка воздуха массовое количество сухих продуктов сгорания . При известном содержании водяных паров в продуктах сгорания определяют исходное влагосодержание в продуктах сгорания

(88)

и при известной температуре продуктов сгорания t_г их энтальпию I_г, кДж/кг:

. (89)

Задаются температурой уходящих из контактного экономайзера газов t_ух и, считая, что водяные пары находятся в состоянии насыщения, по таблицам воды и водяного пара определяют соответствующее парциальное давление насыщенных водяных паров. При определенном таким образом давлении насыщения P_н рассчитывают влагосодержание в продуктах сгорания уходящих из контактного экономайзера

(90)

и энтальпию продуктов сгорания I_ух, кДж/кг:

. (91)

При известном расходе топлива на котел B массовый расход продуктов сгорания составит , тогда количество теплоты, отданное газами в контактной насадке, может быть рассчитано как

. (92)

То же самое количество теплоты передано циркулирующей с расходом М_ц в контактном экономайзере воде:

, (93)

где t_м и t_ор – температура мокрого термометра, до которой подогревается вода в контактной насадке, и температура орошающей воды, до которой она остывает, отдавая теплоту трубчатому теплообменнику; с_в  массовая теплоемкость воды.

Уравнение теплопередачи для процесса теплообмена в контактной насадке имеет традиционный вид

, (94)

где  – коэффициент теплоотдачи в насадке, Вт/(м²К); F_н – площадь поверхности теплообмена насадки, м²; S – удельная поверхность (для колец Рашига м²/м³), м²/м³; V – объем насадки, м³; ∆t – температурный напор в насадке: , где и .

Коэффициент теплоотдачи рассчитывается по следующим выражениям [11]: при соотношении , где q_ж – плотность орошения (отношение расхода циркулирующей воды к площади свободного сечения аппарата); при .

То же самое количество теплоты передается нагреваемой воде

, (95)

где М_в  расход подогреваемой воды, кг/с; t'_в, t''_в – температура воды на входе и на выходе из поверхностного теплообменника, ºС.

Требуемая поверхность теплообменника для подогрева воды находится из уравнения теплопередачи

, (96)

где k_п – коэффициент теплопередачи к поверхностному теплообменнику, Вт/(м²К); F_п – площадь поверхности теплообмена, м²; ∆t_п – температурный напор: , где и .

При конденсации водяных паров расчет КПД следует проводить на высшую теплоту сгорания, с учетом теплоты конденсации водяных паров. Теплота конденсации водяных паров рассчитывается по выражению (87), тогда высшая теплота сгорания определится как , а выражение для потери теплоты с уходящими газами будет иметь следующий вид:

, (97)

где G_св  массовое количество сухого воздуха, рассчитанное на один кубометр топлива, кг/м³; I_св  энтальпия сухого воздуха, рассчитанная на 1 килограмм сухого воздуха, кДж/кг.

Глава 7. Парогазовые установки

7.1. Основные типы парогазовых установок

Парогазовые установки с котлами полного горения (ПГУПГ) создают, объединяя серийные газотурбинные агрегаты и паротурбинные установки [12]. Принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУПГ представлена на рис. 52. При работе в парогазовом режиме выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают к горелкам парового котла 2, куда подают также топливо с расходом B_п. Полученный в котле пар направляют в паровую турбину 4, имеющую систему регенеративного подогрева 5. Уходящие газы котла проходят через газоводяные теплообменники 6, где отдают теплоту конденсату и питательной воде.

Рис. 52. Принципиальная тепловая схема ПГУПГ:

1 – газотурбинный агрегат; 2 – паровой котёл; 3 – газовая горелка для сжигания дополнительного газа; 4 – паровая турбина; 5 – система регенеративного подогрева; 6 – газоводяные теплообменники; 7 – вентилятор; 8 – переключающая арматура газовоздухопроводов; 9 – выхлопная труба; К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; Д – деаэратор; КД – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПН – питательный насос; ЭГ – электрогенератор

При останове газотурбинного агрегата (ГТА) паротурбинная часть парогазовой установки может работать автономно по паротурбинному циклу. На этом режиме к горелкам котла подают воздух от дутьевого вентилятора 7. Возможна также автономная работа и газотурбинного агрегата, для чего предусмотрена выхлопная труба 9. При переходе с режима на режим соответствующие переключения выполняют с помощью арматуры газовоздухопроводов 8.

В суммарной электрической мощности парогазовых установок с котлами полного горения доля мощности газотурбинного агрегата обычно составляет 15—35 %. Температура выхлопных газов современных энергетических ГГУ в большинстве случаев составляет 450—550 °С, а содержание кислорода в них – 14–16 % по объему. Такие параметры выхлопных газов позволяют успешно использовать их в качестве как окислителя при сжигании топлива в котлах, так и теплоносителя, передающего часть теплоты топлива ГТА рабочему телу паротурбинной установки.

Паровые котлы, входящие в состав парогазовых установок рассматриваемого типа, от серийных паровых котлов отличаются наличием газоводяных теплообменников, устанавливаемых вместо ненужных в парогазовом цикле воздухоподогревателей, и увеличенным сечением газового тракта горелок. В ряде случаев незначительно корректируется поверхность нагрева котла.

В составе парогазовых установок с котлами полного горения обычно используют серийные паровые турбины большой мощности с высокими или закритическими начальными параметрами и промежуточным перегревом пара. Основная особенность работы этих турбин в составе парогазовых установок — значительное снижение расхода конденсата и питательной воды через регенеративные подогреватели паровой турбины, что приводит к пропорциональному уменьшению регенеративных отборов пара. Направление значительной части конденсата и питательной воды помимо регенеративных подогревателей турбины в газоводяные теплообменники объясняется необходимостью снижения температуры уходящих газов котла до заданной величины.

Указанное уменьшение регенеративных отборов пара может вызвать значительное снижение мощности паровой турбины и связанное с этим ухудшение экономических показателей установки. Если же вытесненный пар регенеративных отборов направить в часть низкого давления турбины, можно получить дополнительную электрическую мощность. Вместе с тем пропуск дополнительного количества пара, как правило, ограничен прочностными характеристиками турбины. Поэтому номинальная мощность серийной паровой турбины при ее работе в составе парогазовой установки может быть получена либо при наличии значительных запасов прочности в конструкции этой турбины, либо после реконструкции проточной части турбины.

На рис. 53 в Т, S координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом полного горения. Цифрами 1, 2, 3, 4 обозначен идеальный цикл газотурбинного агрегата, являющийся верхним циклом в комбинированном парогазовом цикле. Подвод теплоты к рабочему телу верхнего цикла осуществляется по изобаре 2 — 3, а отвод — по изобаре 4 — 1. При этом часть отводимой из верхнего цикла теплоты передается рабочему телу нижнего цикла. Остальная часть теряется в атмосфере.

Рис. 53. Идеальный цикл ПГУПГ

Нижний цикл, цикл паротурбинной установки, на рис. 50 показан буква-ми. Подвод теплоты к этому циклу осуществляется по изобаре b — с — d — е, а отвод — по изобаре-изотерме f — а. Отвод теплоты от продуктов сгорания топлива котла осуществляется по изобаре 11 — 5 (4-11 подвод теплоты при сжигании дополнительного количества топлива в паровом котле). Суммарное количество теплоты, подведенное к рабочему телу нижнего цикла, равно площади h а b c d е k. Часть этой теплоты, равная площади а b c d е f в паровой турбине преобразуется в механическую энергию, а остальная теплота теряется с охлаждающей водой конденсатора.

В комбинированном парогазовом цикле удачно сочетаются достоинства двух исходных циклов: высокая средняя температура подвода теплоты, свойственная газотурбинному циклу, и низкая средняя температура отвода теплоты, характерная для паротурбинного цикла. Значительная часть отводимой из верхнего цикла теплоты используется в нижнем цикле. Поскольку к рабочему телу нижнего цикла наряду с теплотой, отводимой из верхнего цикла, подводится и теплота от собственного горячего источника — от продуктов сгорания топлива котла, то цикл парогазовой установки с котлом полного горения является частично бинарным циклом.

Парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами (ПГУВ) Принципиальная тепловая схема ПГУВ представлена на рис. 54. В тепловой схеме парогазовых установок этого типа паровой котел расположен в газовоздушном тракте газотурбинного агрегата между компрессором и газовой турбиной. Такой котел совмещает функции камеры сгорания газотурбинного агрегата и парогенерирующего устройства паротурбинной установки. Рабочие процессы в газовоздушном тракте этого котла протекают при повышенном избыточном давлении, что приводит к радикальным изменениям в его конструкции. Поэтому такие котлы называют высоконапорными парогенераторами.

Рис. 54. Принципиальная тепловая схема ПГУВ:

1, 2 – высоконапорный парогенератор, совмещённый с камерой сгорания; 3 – подача топлива; 4 – паровая турбина; 5 – система регенеративного подогрева; 6 – газоводяные теплообменники; К – компрессор; ГТ – газовая турбина; Д – деаэратор; КД – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПН – питательный насос; ЭГ – электрогенератор

Сжатый в компрессоре 1 воздух поступает в топку высоконапорного парогенератора (ВПГ), в котором осуществляется сжигание всего топлива парогазовой установки и где расположены испарительные и перегревательные поверхности нагрева. Горение топлива и теплообмен в ВПГ происходят при давлении воздуха за компрессором ГТА, которое в современных установках составляет 1,0 — 2,0 МПа. Осуществление рабочих процессов в ВПГ при высоком давлении продуктов сгорания приводит к их интенсификации и значительному сокращению поверхностей нагрева.

После ВПГ продукты сгорания топлива поступают в газовую турбину. Через газовую турбину ПГУВ проходят продукты сгорания всего топлива парогазовой установки, что при прочих равных условиях обеспечивает повышенную мощность ГТА. После газовой турбины продукты сгорания топлива направляются в газоводяные теплообменники 6, где их температура понижается до требуемого уровня.

Серийные газотурбинные установки, как правило, не могут быть использованы в составе парогазовых установок с высоконапорными парогенераторами. В связи с увеличенным расходом продуктов сгорания топлива через газовую турбину для этих установок либо разрабатывают специальные газотурбинные агрегаты, либо реконструируют серийные. Доля ГТА в суммарной мощности ПГУВ составляет обычно 15 — 30 %. Входящая в состав ПГУВ паротурбинная установка практически ничем не отличается от рассмотренной ранее паротурбинной установки, входящей в состав ПГУПГ.

На рис. 55 в Т, S  координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с высоконапорным парогенератором. Сравнение этого цикла с идеальным циклом парогазовой установки с котлом полного горения показывает, что эти циклы практически одинаковы. Единственное отличие состоит в том, что подвод теплоты к пароводяному рабочему телу в ПГУВ осуществляется по изобаре 3 — 11, соответствующей давлению воздуха за компрессором ГТА.

Рис. 55. Идеальный цикл ПГУВ

Парогазовые установки с котлами-утилизаторами были созданы позже парогазовых установок других типов [12]. Их реализации предшествовало освоение высокотемпературных газовых турбин и котельных труб с устройствами для интенсификации теплообмена. К настоящему времени этот тип парогазовых установок получил наибольшее распространение.

Принципиальное отличие парогазовых установок с котлами-утилизаторами от парогазовых установок с котлами полного горения заключается в том, что котлы-утилизаторы не рассчитаны на обеспечение автономной работы паротурбинной части установки при останове газотурбинного агрегата.

Принципиальная тепловая схема парогазовой установки с котлом-утилизатором представлена на рис. 56. Выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают в котел-утилизатор 2. В секции высокого давления 3 этого котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для более полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА котел-утилизатор имеет секцию низкого давления 4, в которой подогревается конденсат паровой турбины и вырабатывается пар низкого давления для паровой турбины и греющий пар для деаэратора. Автономная работа газотурбинного агрегата и пусковые режимы установки обеспечиваются с помощью выхлопной трубы 6 и отключающей арматуры 7.

В составе парогазовых установок с котлами-утилизаторами, как правило, используют несколько серийных газотурбинных установок. Чаще всего их бывает две, но бывает одна, три, четыре и даже пять. Доля мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности современных парогазовых установок с котлами-утилизаторами достигает 70 %.

Рис. 56. Принципиальная тепловая схема ПГУКУ:

1 – газотурбинный агрегат; 2 – котёл-утилизатор; 3 – секция высокого давления; 4 – секция низкого давления; 5 – паровая турбина; 6 – выхлопная труба; 7 – переключающая арматура; К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; Д – деаэратор; КД – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПНВ – питательный насос высокого давления; ПНВ – питательный насос низкого давления; ЦН – циркуляционные насосы; ЭГ – электрогенератор

Количество котлов-утилизаторов в составе ПГУКУ равно количеству газотурбинных агрегатов. Применяют котлы одного, двух и трех давлений обогреваемой среды. В странах Западной Европы, как правило, применяют котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией среды, в США — с естественной циркуляцией. Параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах первых ПГУ этого типа: приблизительно 3 МПа и 400 С. Котлы-утилизаторы современных ПГУКУ вырабатывают пар с давлением 11 МПа и температурой 540 С. На некоторых установках предусмотрен промежуточный перегрев пара. По мере дальнейшего увеличения температуры выхлопных газов ГТА будут повышаться и параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах. Паровые турбины для парогазовых установок с котлами-утилизаторами также разрабатывают специально для этих установок. В составе парогазовой установки, как правило, используют одну паровую турбину. Эта турбина обычно представляет собой простейший одноцилиндровый агрегат с одним потоком пара без регенеративных отборов пара.

Рис. 57. Идеальный цикл ПГУКУ

На рис. 57 в Т, S  координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом-утилизатором. Верхний цикл, цикл газотурбинной установки, обозначен цифрами 1 2 3 4, а нижний цикл, цикл паротурбинной установки, — буквами аbсdеf. Часть отводимой из верхнего цикла теплоты подводится к нижнему циклу. Другая часть этой теплоты теряется в атмосфере. Верхний цикл — единственный источник теплоты для нижнего цикла, поэтому комбинированные циклы парогазовых установок с котлами-утилизаторами являются полностью бинарными.