Опорный конспект дисциплины «Источники и системы теплоснабжения предприятий», страница 23

где  - коэффициент избытка воздуха в КС (при t₃ = 1100-1500 °С на природном газе  ≈ 3,2-1,9); L₀ = V₀ – теоретически необходимая масса воздуха для сжигания 1 кг топлива, кг/кг; V₀ – теоретически необходимый объём воздуха для сжигания 1 м³ природного газа (ПГ);  и  - плотность сухого воздуха и природного газа при нормальных условиях (для ПГ из газопровода Уренгой-Ухта L₀ = 9,42·1,293/0,724 = 16,82 кг/кг).

Обычно искомыми величинами на рассматриваемом режиме являются  и В_КС при заданной температуре (энтальпии) t₃ (h₃) газа перед ГТ. Поэтому выражения (2.11-2.12) решаются методом итераций. Их совместное решение с учётом очевидного равенства

G₃ = G + В_КС = (1 + L₀) В_КС                                  (2.13)

и упрощающего допущения об отсутствии распылителя (g_р = 0) даёт более простое выражение для итерационного расчёта (на 1 кг сгоревшего топлива)

L₀h₂ + (Q + h_т) = (1 + L₀) h₃.                           (2.14)

Расчёт по выражению (2.14) возможен при наличии таблиц энтальпий продуктов сгорания h₃ соответствующего топлива в зависимости от  и t₃ (Т₃) [35]. При их отсутствии массовый расход продуктов сгорания можно представить в виде суммы чистых продуктов сгорания ЧПС с энтальпией h₃₀ и избыточного воздуха ИВ (на 1 кг сгоревшего топлива), т.е.

(1 + L₀) =  (1 + L₀) + ( - 1),                                 (2.15)

Совместное решение выражений (2.14) и (2.15) даёт формулу для непосредственного расчёта

= [Q + h_т – (h₃₀ - h_3В0)] / (h_3В0 – h_2В0).                      (2.16)

где h_2В0 и h_3В0 – энтальпия теоретически необходимого количества воздуха для сжигания 1 кг топлива соответственно при температуре t₂ (Т₂) и t₃ (Т₃), кДж/кг. Энтальпии ЧПС и ИВ можно принять по  нормативным данным[36] или рассчитать по приведённым формулам.

По полученному значению  рассчитывается В_КС в соответствии с формулой (2.12). Поскольку в часть воздуха из К отбирается на охлаждение ГТ G = G - G (кг/с), то избыток воздуха в уходящих газах ГТ  находится по (2.12) в виде

 = G/L₀ В_КС.                                                  (2.17)

Тепловая мощность ГТ ТЭЦ, т.е. тепловая мощность КУ, необходимая для расчёта η по соотношению (2.3), рассчитывается по формуле

Q_Т = G₃ (1 – φ_УТ) (h₄ - h_УХ ) φ,                                            (2.18)

где φ_УТ – доля утечки выхлопных газов из концевых уплотнений ГТ (0,002-0,003); h₄, h_УХ – энтальпия выхлопных газов ГТ до и после КУ, кДж/кг; φ – коэффициент сохранения теплоты в КУ.

Принципиальная тепловая схема ГТ ТЭЦ, предназначенной для обеспечения нагрузок отопления-вентиляции и ГВС предприятия, была приведена на рис. 2.4. Более сложным является вариант одновременного отпуска от ГТ ТЭЦ технологического пара и сетевой воды. Такая схема реализована на производственно-отопительной ГТ ТЭЦ (г. Астрахань) и представлена на рис. 2.8 [4].

Рис. 2.8. Принципиальная тепловая схема ГТ ТЭЦ (г. Астрахань)

Выхлопные газы ГТУ направляются в КУ-1, который имеет паровой и водогрейный контуры. Паровой контур состоит из экономайзера ЭК, испарителя И и пароперегревателя ПЕ. Питательная вода после деаэратора подогревается в ЭК и далее подаётся в барабан КУ-1, из которого поступает в испарительный контур И. Отсепарированный насыщенный пар из барабана направляется в пароперегреватель ПЕ. Регулирование температуры перегретого пара после ПЕ осуществляется с помощью впрыскивающего пароохладителя, в котором в качестве охлаждающего агента используется часть питательной воды после ЭК.

Перегретый пар после пароохладителя направляется к технологическим потребителям, а обратный конденсат сливается в деаэратор. Туда же подводится добавочная вода после ВПУ. Часть сухого насыщенного пара из барабана КУ-1 направляется в деаэратор ГТ ТЭЦ в качестве греющего теплоносителя. Водогрейный контур КУ-1 состоит из газового сетевого подогревателя ГСП, сетевая вода в который подаётся сетевыми насосами СН. Сетевая вода после ГСП направляется к тепловым потребителям ТП.