Расчет тепловой схемы
1. Расчет каупера
На сжигание поступает доменный газ с расходом В. При сжигании образуются продукты сгорания с температурой t1. Температура t1 задается из условия стойкости свода каупера и не должна превышать 1500 С.
, (38)
где теоретический расход воздуха; объем продуктов сгорания в каупере; теплоемкости воздуха и продуктов сгорания; - низшая теплота сгорания доменного газа; температура сжатого воздуха после компрессора; температура доменного газа; предельно допустимая температура продуктов сгорания; искомый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру. Объем продуктов сгорания связан с коэффициентом избытка воздуха соотношением . Преобразуя уравнение (38), получим:
. (39)
За счет теплоты продуктов сгорания в каупере осуществляется подогрев воздуха, идущего в доменную печь. При этом расход подогреваемого воздуха составляет G1. На горение подается воздуха с расходом G2. Расход воздуха на горение и расход продуктов сгорания связаны с расходом доменного газа соотношениям
G2=ВV0; .
Тепловой баланс подогрева дутья в каупере имеет вид
. (40)
где температуры воздуха до и после каупера. Заданной технологией величиной является расход воздуха, который требуется подогреть в каупере. Температура воздуха на входе в каупер это температура воздуха на выходе из промежуточного рекуперативного воздухоподогревателя.
2. Баланс рекуперативного воздухоподогревателя
Он имеет следующий вид:
, (41)
где температура воздуха после компрессора; температура продуктов сгорания перед газовой турбиной.
3. Баланс ГТУ
Компрессор сжимает атмосферный воздух, повышая его давление от Р0 до Рк. Р0 = 0,1 МПа; Рк = 0,5 МПа, т.е. степень сжатия компрессора равна π = 5. Далее воздух в эжекторе смешивается с доменным газом, при этом давление продуктов сгорания возрастает до ~0,385 МПа, продукты сгорания расширяются в турбине от давления 0,385 0,1 МПа. Искомой величиной при расчете газотурбинной установки (ГТУ) является расход доменного газа, необходимый для привода турбины, т.е. мощности турбины должно хватить для привода компрессора.
Рассмотрим цикл ГТУ (рис. 31).
Рис. 31. Цикл ГТУ:
0-К – адиабатное сжатие в компрессоре; К-3 – изобарный подвод теплоты; 3-4 – адиабатное расширение в газовой турбине; 4-0 – изобарное охлаждение продуктов сгорания
Докажем, что отношение T4/T0=T3/Tк:
.
Тогда
,
где T0/Tк – отношение температур в процессе сжатия в компрессоре. Поскольку воздух это идеальный газ, то из уравнения адиабаты можно заменить
, (45)
где степень сжатия в компрессоре для данной схемы равна = 5; к – показатель адиабаты, для воздуха равен к = 1,4. Подставляя (45) в выражение для КПД получим в окончательном виде
, (46)
где
Расход доменного газа, необходимый для сжатия воздуха с расходами G1 и G2 составит:
,
где ηм – механический КПД ГТУ.
Расход воздуха на сжигание доменного газа и расход продуктов сгорания связаны с расходом топлива соотношениями ,. Отсюда получаем выражение для расчета расхода доменного газа
. (47)
Температура воздуха после компрессора находится из уравнения адиабаты
(48)
Перепад температур в газовой турбине также определяется из уравнения адиабаты
. (49)
Электрическая мощность определяется из баланса
. (50)
- В.А. Мунц Энергосбережение в энергетике и теплотехнологиях
- Глава 1. Вторичные энергоресурсы 15
- Энергоаудит
- Глава 1. Вторичные энергоресурсы
- 1.1. Газообразные горючие вэр
- 4 Кольцевой коллектор; 5 – смеситель;
- 8 Камера догорания; 9 трубчатый теплообменник; 10 горелка
- 1.2. Огневое обезвреживание шламов металлургических производств
- 1 Топка; 2 – барабанная печь; 3 – горелки для сжигания поверхностного масла;
- Глава 2. Утилизация высокотемпературных тепловых отходов
- 2.1. Газотрубные котлы-утилизаторы
- 1 Входная газовая камера; 2 испарительный барабан; 3 барабан сепаратора;
- 4 Сепарационное устройство; 5 трубы основного испарителя; 6 выходная камера;
- 7 Предвключенная испарительная поверхность
- 1 Газотрубная поверхность нагрева; 2 нижний барабан; 3 входная газовая камера;
- 4 Поворотная камера; 5 выходная газовая камера; 6 верхний барабан;
- 7 Пароперегреватель; 8 змеевики для разогрева при пуске
- 2.2. Водотрубные котлы-утилизаторы
- 4 Шламоотделитель; 5 – испаритель II ступени; 6 - балки; 7 - барабан; 8 – обдувочные линии; 9 - испаритель III ступени; 10 – экономайзер
- 2.3. Котлы-утилизаторы за обжиговыми печами серного колчедана
- 1 Печь с кипящим слоем; 2 испаритель, размещенный в кипящем слое;
- 3 Котел-утилизатор
- 1 Барабан; 2 вход газов; 3 труба в трубе;
- 4 Разделительная перегородка; 5 выход газов
- 1 К пароперегревателю, расположенному в кипящем слое;
- 2 От пароперегревателя; 3 испарительный блок; 4 ударная очистка
- 2.4. Установки сухого тушения кокса (устк)
- 2.5. Котлы-утилизаторы сталеплавильных конвертеров
- 1 Циркуляционные насосы; 2 – паровой аккумулятор; 3 — газоплотная юбка; 4 — горелки; 5 — подъемный газоход; 6 — барабан-сепаратор; 7 — конвективный испаритель;
- 12 Дымовая труба; 13, 14 — дымососы; 15смеситель; 16 — конвертер
- Глава 3. Энерготехнологические установки
- 3.1. Энерготехнологическое комбинирование в прокатном производстве
- 1 Проходная печь для нагрева металла; 2 нагреваемый металл; 3 газовые горелки;
- 4 Котел-утилизатор; 5 испарительные поверхности нагрева; 6 пароперегреватель;
- 7 Барабан; 8 водяной экономайзер; 9 воздухоподогреватель
- 3.2. Энерготехнологическое комбинирование в целлюлозно-бумажной промышленности
- 3.3. Энерготехнологическое комбинирование в доменном производстве
- Расчет тепловой схемы
- 3.4. Энерготехнологическое комбинирование при получении водорода
- 3.5. Охлаждение конструктивных элементов высокотемпературных установок
- 1 Теплообменная поверхность; 2 циркуляционный насос;
- Глава 4. Использование отработавшего пара
- 1 Производственная установка;
- 1 Производственный агрегат;
- 2 Пароочиститель; 3турбина мятого пара; 4турбина двойного давления;
- 5, 6 Тепловые аккумуляторы;
- Глава 5. Утилизация низкопотенциальных тепловых отходов
- 5.1. Утилизация теплоты загрязненных стоков
- 5.2. Утилизация теплоты агрессивных жидкостей
- 6 Теплообменники с промежуточным теплоносителем;
- 5.3. Утилизация теплоты вентиляционных выбросов
- 1 Приточный вентилятор; 2 вытяжной вентилятор; 3 пластинчатый теплообменник; 4 сборник конденсата; 5 фильтр наружного воздуха;
- 6 Фильтра удаляемого воздуха; 7 воздухонагреватель;
- 8 Воздухораспределитель
- Глава 6. Глубокое охлаждение продуктов сгорания
- 6.1. Влажный воздух, влажные продукты сгорания
- 6.2. Утилизация теплоты низкотемпературных дымовых газов
- 6.3. Расчет контактного экономайзера
- Глава 7. Парогазовые установки
- 7.1. Основные типы парогазовых установок
- 7.2. Количественные показатели термодинамических циклов пгу
- 7.3. Термическая эффективность парогазовых установок
- 7.4. Соотношения между параметрами газового и парового циклов
- 7.5. Парогазовые установки с впрыском пара
- 7.6. Модернизация котельных в тэц
- Глава 8. Энергосбережение в газовой промышленности
- 8.1. Опытно-промышленная газотурбинная расширительная станция (гтрс) на Среднеуральской грэс
- 8.2. Оптимальное использование теплоты уходящих газов газовых турбин
- 8.3. Теплоснабжение от утилизационных установок компрессорных станций
- Глава 9. Энергосбережение промышленности
- 9.1. Энергосбережение в котельных и тепловых сетях
- 1. Снижение потерь теплоты с уходящими газами
- 2. Потери теплоты с химической неполнотой сгорания
- 3. Потери теплоты в окружающую среду
- 4. Работа котельной установки в режиме пониженного давления
- 5. Температура питательной воды tв
- 6. Возврат конденсата в котельную
- 7. Использование тепловой энергии непрерывной продувки котлов
- 8. Режимы работы котельного оборудования
- 9. Перевод паровых котлов на водогрейный режим
- 10. Оптимизация работы насосного и тягодутьевого оборудования
- 9.2. Тепловые потери трубопроводов
- 9.3. Энергосбережение в компрессорном хозяйстве
- 9.4. Снижение теплопотерь за счет использования двухкамерного остекления
- 9.5. Система инфракрасного обогрева производственных помещений
- 8 Рабочие места в цехе
- Библиографический список
- 620002, Екатеринбург, ул. Мира,19
- 620002, Екатеринбург, ул. Мира,19