Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Курсовой проект посвящен расчету тепловой схемы комбинированных парогазовых установок. Такая тематика очень актуальна в настоящее время, так как применение комбинированных парогазовых установок (КПГУ) в энергетике является перспективным. Опыт развития мировой энергетики показывает, что радикальное улучшение основных характеристик паротурбинных установок тепловых электростанций возможно путем их реконструкции по парогазовому циклу с подачей выхлопных газов ГТУ в топки реконструированных котлов.
В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 530-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.
Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода в ГТУ и низкотемпературного отвода тепла в конденсаторе паровой турбины. Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%.
Привлекательными особенностями ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое время (2 года), вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность. С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.
1 Принципиальная тепловая схема
парогазовой установки
1.1 Принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки
1.1.1 Краткое описание принципиальной тепловой схемы на базе турбоустановки ПТ-30-90/10
Энергоблок номинальной электрической мощностью 30 МВт состоит из котла высокого давления Е-230-100 ГМ, турбины ПТ-30-90/10 УТМЗ, электрогенератора и вспомогательного оборудования. Руководствуясь методикой [8], составлена принципиальная тепловая схема (ПрТС) турбоустановки ПТ-30-90/10 на базе тепловой схемы Уфимской ТЭЦ-3.
Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки ПТ-30-90/10
Парогенератор Е-230-100ГМ – двухбарабанный котел с естественной циркуляцией номинальной паропроизводительности 230т/ч, вырабатывает перегретый пар с давлением 100 ата и температурой 510 0С.
Свежий пар с давлением 90 ата (8,8 МПа) и температурой 500 0С поступает в турбину и, совершив работу, направляется в конденсатор.
Турбина имеет 5 отборов, из которых 2 - регулируемых (производственный и теплофикационный), 3 – нерегулируемых (пар поступает на регенеративный подогрев основного конденсата и питательной воды).
Основной конденсат подогревается последовательно в охладителях эжектора (ОЭ) и уплотнений (ОУ), в трех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе питательной воды 6 ата (ДПВ) и двух подогревателях высокого давления (ПВД). ПВД имеют встроенные охладители дренажа (ОД).
Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из двух регулируемых и трех нерегулируемых отборов пара турбины. Нумерация подогревателей производится по ходу конденсата, а отборов – по ходу пара в проточной части турбины. Дренаж из подогревателя высокого давления ПВД-5 каскадно сливается в ПВД-4, из ПВД-4 – в деаэратор. Конденсат греющего пара из ПНД-3 сливается в ПНД-2, из ПНД-2 он дренажным насосом перекачивается в смеситель (СМ), расположенным перед ПНД-3, а из ПНД-1 - сливается в конденсатор.
Для восполнения потерь в схеме станции предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в охладителе продувки (ОП), затем, пройдя химическую очистку и подогрев в подогревателе химически очищенной воды (ПОВ), поступает в деаэратор обратного конденсата и химочищенной воды 1,2 ата (ДКВ). Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды используется теплота пара из четвертого отбора. Конденсат из ОП сливается в бак дренажа, из ПОВ – в ДКВ, из ДКВ - перекачивается в смеситель.
Пар из второго (регулируемого) отбора с давлением 10 ата поступает на производство и питание ДПВ и ПВД-4. Обратный конденсат от производственного потребителя с давлением 2 ата и температурой 70 0С подается в ДКВ.
Для подогрева сетевой воды из теплофикационного отбора с давлением 1,2-2,5 ата поступает греющий пар в подогреватель сетевой воды вертикального типа (ПСВ). При температуре наружного воздуха ниже -20°С для покрытия высоких тепловых нагрузок включается пиковый водогрейный котел (ПВК). Конденсат из ПСВ перекачивается в СМ.
Температура регенеративного подогрева питательной воды равна 2030С.
Из первого (нерегулируемого) отбора пар поступает в ПВД-5; из второго (регулируемого) - в деаэратор питательной воды ДПВ (с давлением 6ата), ПВД-4 и на производство; из третьего (нерегулируемого) - в ПНД-3; из четвертого (регулируемого) – в ПНД-2, подогреватель сетевой воды, деаэратор обратного конденсата и добавочной воды ДКВ (с давлением 1,2ата) и в подогреватель химочищенной воды; из пятого (нерегулируемого) – в ПНД-1.
Пар из штоков клапанов поступает в ДПВ. Пар из уплотнений направляется в третий и пятый отборы. Выпар деаэратора расходуется на концевые уплотнения и на эжектор отсоса пара из них. Далее эта смесь поступает в охладитель эжекторов (ОЭ) и уплотнений (ОУ).
Продувка котла – одноступенчатая. Пар из расширителя (Р) поступает в деаэратор 6 ата. Продувочная вода с расширителя подогревает сырую воду в ОП.
Для обеспечения заданной энтальпии основного конденсата и конденсата греющего пара после ОЭ и ЭУ проводят рециркуляцию, увеличивая тем самым поток основного конденсата. Для этой цели после охладителя эжекторов и уплотнений установлен клапан управления рециркуляцией (КУР).
1.1.2 Результаты расчета принципиальной тепловой схемы
Расчет ПрТС, работающей при наружной температуре воздуха , выполнен в курсовом проекте [11], результаты которого приведены в таблицах 1.1-1.3.
Таблица 1.1 - Основные потоки пара
|
Обозначение |
кг/с |
т/ч |
|
Расход пара на выходе из парогенератора DПГ |
31,786 |
114,428 |
|
Расход пара на турбину D0 |
31,471 |
113,295 |
|
Расход пара на производственного потребителя DП |
13,889 |
50,000 |
|
Поток пара в конденсатор турбины DК |
3,312 |
11,924 |
|
Поток пара в сетевой подогреватель DСП |
6,885 |
24,784 |
Таблица 1.2 - Энергетические показатели турбинной установки
|
Наименование |
Обозначение |
Формула |
Значение |
Размерность |
|
Полный расход теплоты на турбоустановку |
QТУ |
D0(h0 - hПВ) |
79,3065 |
МВт |
|
285,5034 |
ГДж/ч |
|||
|
Расход теплоты на отопление |
QТ |
QОТ/ηТ |
15,0754 |
МВт |
|
54,2714 |
ГДж/ч |
|||
|
Расход теплоты на производственные потребители |
QП |
DПhП - DОКhВОК - (DП - DОК)hОВ |
37,6124 |
МВт |
|
135,4045 |
ГДж/ч |
|||
|
Общий расход теплоты на внешних потребителей |
QТП |
QТ + QП |
52,6877 |
МВт |
|
189,6759 |
ГДж/ч |
|||
|
Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии |
QЭТУ |
QТУ - QТП |
26,6188 |
МВт |
|
95,8275 |
ГДж/ч |
|||
|
КПД по производству электроэнергии |
ηЭТУ |
NЭ/QЭТУ |
0,7513 |
- |
|
Удельный расход теплоты на производство электроэнергии |
qЭТУ |
1 / ηЭТУ |
1,3309 |
- |
Таблица 1.3 - Энергетические показатели ТЭЦ
|
Наименование |
Обозначение |
Формула |
Значение |
Размерность |
|
Тепловая нагрузка парогенераторной установки |
QПГ |
DПГ(hПГ - hПВ)+DПР(hПР - hПВ) |
80,8764 |
МВт |
|
291,1551 |
ГДж/ч |
|||
|
Коэффициент полезного действия трубопроводов |
ηТР |
QТУ/QПГ |
0,9806 |
- |
|
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии |
ηЭТЭЦ |
0,6852 |
- |
|
|
КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление |
ηТТЭЦ |
0,9074 |
|
|
|
КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление с учетом включения ПВК |
ηОТТЭЦ |
0,9074 |
|
|
|
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии |
bЭУ |
123 / ηЭТЭЦ |
179,5118 |
г/(кВт*ч) |
|
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии для турбоустановки |
bТУ |
34,12 / ηТТЭЦ |
37,6024 |
г/МДж |
|
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по станции (с учетом ПВК) |
bОТУ |
34,12 / ηОТТЭЦ |
37,6024 |
г/МДж |
Продолжение таблицы 1.3
|
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по пиковому водогрейному котлу |
bПВКУ |
bОТУ - bТУ |
0,0000 |
кг/ГДж |
|
Расход теплоты топлива на станцию |
QТЭЦ |
QПГ / ηПГ + QПВК / ηПВК |
81,692 |
МВт |
|
313,0700 |
ГДж/ч |
|||
|
КПД ТЭЦ "брутто" |
ηБТЭЦ |
(NЭ+QТ+QП+QПВК)/QТЭЦ |
0,8350 |
- |
|
Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ |
qТЭЦ |
1 / ηБТЭЦ |
1,1976 |
- |
|
Затраты на собственные нужды станции |
ЭСН |
Принимаются |
0,03 |
- |
|
КПД ТЭЦ "нетто" |
ηНТЭЦ |
(1 - ЭСН)ηБТЭЦ |
0,8099 |
- |
|
Удельный расход условного топлива "нетто" |
bНУ ТЭЦ |
34,12 / ηНТЭЦ |
42,1275 |
г/МДж |
|
Полный расход условного топлива на станцию |
ВУ |
QТЭЦ/QРНУ |
2,9670 |
кг/с |
|
Расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по станции |
ВОТУ |
(QТ+QП+QПВК/ηПВК)/(QРНУ) |
1,7976 |
кг/с |
|
Расход условного топлива по станции на выработку электроэнергии |
ВЭУ |
ВУ - ВОТУ |
1,1694 |
кг/с |
1.2.1 Паровая турбина ПТ-30-90/10
Паровая турбина типа ПТ-30-90/10 (ПТ-25-90/10М или ВПТ-25-3) производства УТМЗ номинальной мощностью 30000 кВт, при 3000 об/мин с конденсатором, тремя нерегулируемыми отборами и двумя регулируемыми отборами – предназначена для непосредственного привода генератора.
Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат, имеющий двухвенечную ступень скорости в качестве регулирующей ступени (колесо “Кертиса”) и 18 ступеней давления.
Ротор турбины соединен с ротором генератора полугибкой муфтой. Ротор турбины вращается по часовой стрелке, если смотреть на турбину со сто роны переднего подшипника.
Первые 9 дисков ротора откованы заодно с валом, последние 10 дисков – на садные. Турбина имеет клапанное регулирование. Свежий пар подводится к от дельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматиче ского затвора турбины, откуда по перепускным трубам пар пропускается к че тырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вварен ных в переднюю часть цилиндра турбины.
На выходе из цилиндра турбины отработанный пар попадает в конденсатор поверхностного типа, присоединенный непосредственно к выхлопному пат рубку турбины путем приварки при монтаже.
Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями, к которым подводится дросселированный пар, охлажденный в специальном охладителе, или пар из 2-х паропроводов уравнительных по пару деаэраторов 6ата, количество которого регулируется автоматически.
Турбина рассчитана на работу свежим паром при давлении 90ата и тем пературе 5000С на входе в автоматический стопорный клапан турбины (далее АСК). Расчетная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор равна 200С.
Турбина имеет три нерегулируемых отбора пара, предназначенных для подогрева конденсата турбины в подогревателях низкого и высокого давления и два регулируемых отбора, из которых: один – давлением 813ата предназначен для внешнего производственного потребления, а второй – давлением 1,22,5ата предназначается для теплофикационного потребления и на регенеративный подогрев основного конденсата турбины.
Максимальная величина производственного отбора пара (при номиналь ной мощности турбины и теплофикационном отборе равном нулю) составляет 185т/ч при давлении в камере отбора 9кгс/см2 и 170т/ч при давлении 12кгс/см2.
Максимальная величина теплофикационного отбора пара (при номи нальной мощности турбины и производственном отборе равном нулю) состав ляет 100т/ч при давлении в камере отбора 1,5кгс/см2.
В эксплуатации необходимо следить за давлением в камере регули рующей ступени, которое не должно превышать:
р=52 кгс/см2 при включенной регенерации;
р=49 кгс/см2 при выключенной регенерации.
Регенеративное устройство предназначается для подогрева конденсата турбины паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из трех поверхностных подогревателей: №1, 2 и 3 низкого давления, после которых конденсат турбины направляется в деаэраторы 6ата, и двух поверхностных подогревателей: №4 и 5 высокого давления.
1.2.2 Описание парогенератора
В настоящей работе рассматриваются 2 случая: в качестве парогенератора может быть как котел-утилизатор, так и существующий котельный агрегат Е-230-100ГМ, в топку которых сбрасываются отработанные газы от газотурбинной установки АЛ-31СТЭ.
1.2.2.1 Котельный агрегат Е-230-100ГМ
Завод изготовитель - ТКЗ - Таганрогский котельный завод "Красный котельщик".
Основные характеристики котла:
Котел спроектирован на два вида топлива:
Котел состоит из следующих основных узлов: каркас, топка, барабаны, испарительная поверхность нагрева, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, газовоздуховоды и тягодутьевые установки.
Топочная камера. Котел снабжен экранной камерной топкой. Топочная камера представляет собой шахту с наклонным потолком в верхней части и холодной воронкой в нижней части.
Стены топочной камеры защищены водяными экранами, включенными в систему циркуляции воды котла. Обмуровка топочной камеры выполнена облегченного типа. На боковых стенах топки имеются 2 амбразуры для установки двух газомазутных горелок по одной с каждой стороны на расход 10,0 т/час по мазуту.
Барабаны и сепарационные устройства. Котел снабжен двумя барабанами, вынесенными за пределы обогреваемой зоны. Из этих барабанов, основной нижний барабан (большой) имеет внутренний диаметр 1300, толщину стенки 90мм, а предвключенный или разделительный барабан (малый) имеет внутренний диаметр 900мм и толщину стенки 70мм. Длина барабанов 13300 мм.
Малый барабан соединен с большим пучком пароводоперепускных труб диаметром 76х6.
Питательная вода из водяного экономайзера подводится к большому барабану, из него же отводится насыщенный пар в пароперегреватель. Котловая вода из большого барабана по водоопускным трубам поступает в нижние коллектора экранов.
Из экранов смесь пара и воды (пароводяная эмульсия) поступает в малый барабан, где происходит предварительное (грубое) разделение пара и воды. По пароперепускным и водоперепускным трубам пар и вода поступают из малого в большой барабан.
Пароперегреватель. Пароперегреватель котла состоит из вертикально-подвешенных змеевиков и выполнен из двух ступеней.
Насыщенный пар из основного барабана котла по 105 трубам диаметром 42/32мм поступает в две камеры пароохладителя диаметром 325х35, которые являются входными коллекторами пароперегревателя 1-й ступени. Из камер пароохладителя пар поступает в змеевики первой ступени пароперегревателя и, пройдя их, попадает в два выходных коллектора 1-й ступени диаметром 273х35.
Из этих коллекторов по 6 пароперепускным трубам диаметром 108/90мм пар поступает в 2 входных промежуточных коллектора второй ступени пароперегревателя.
1-я ступень пароперегревателя по ходу дымовых газов расположена за 2-й ступенью.
Движение пара по змеевикам 1-й ступени по отношению движения газов - противоточное.
2-я ступень пароперегревателя расположена в газоходе после фестонного пучка.
Движение пара по змеевикам 2-й ступени по отношению и движению газов прямоточное.
Регулирование температуры перегретого пара производится пароохладителем поверхностного типа или с помощью вентилятора рециркуляции дымовых газов (ВРГ).
Подвод воды в пароохладитель осуществляется из питательной линии после регулирующих вентилей, а подогретая в пароохладителе вода отводится в питательную линию после запорных задвижек перед водяным экономайзером.
Водяной экономайзер. Водяной экономайзер кипящего типа, гладкотрубный, змеевиковый выполнен из двух ступеней, состоит из двух половин (правой и левой). Первая ступень (по ходу воды) водяного экономайзера расположена в газоходе котла между первой и второй ступенями воздухоподогревателя. Вторая ступень установлена непосредственно после пароперегревателя.
Каждая половина первой ступени экономайзера состоит из нижнего коллектора диаметром 273х35, к которому по трем трубам диаметром 108/90 подводится питательная вода из питательных магистралей, верхнего коллектора диаметром 273х35 и 48 шт. змеевиков. Из верхнего коллектора первой ступени водяного экономайзера вода через 8 перепускных труб диаметром 76х6, подводится к нижним коллекторам 2-й ступени водяного экономайзера. Вторая ступень водяного экономайзера по конструкции одинакова с 1-й ступенью, но состоит из 54 змеевиков.
От верхнего коллектора 2-й ступени экономайзера питательная вода по 4 отводящим трубам диаметром 108/90 с каждой стороны поступает в большой барабан котла. Змеевики водяного экономайзера соединяются со штуцерами коллекторов при помощи сварки.
Воздухоподогреватель. Воздухоподогреватель трубчатого типа, двухступенчатый 4-х ходовой по воздуху.
Трубные решетки подогревателя устанавливаются на балках каркаса котла так, чтобы трубы воздухоподогревателя имели возможность удлиняться вверх при температурных расширениях.
Тепловое расширение воздухоподогревателя воспринимается компенсаторами специальной конструкции. Между второй и первой ступенями воздухоподогревателя установлена в рассечку первая ступень водяного экономайзера. В котле применен высокий подогрев воздуха.
В связи с высокой конечной температурой воздуха часть воздухоподогревателя, т.е. вторая его ступень, расположена в зоне высокой температуры газов после второй ступени водяного экономайзера, что дало возможность значительно сократить его поверхность при выбранной конечной температуре горячего воздуха.
1.2.2.2 Модернизация парового котла при совместной работе с ГТУ
Чтобы использовать энергетические ГТУ для надстройки парового котла по сбросной схеме, необходимо размещать их в непосредственной близости к котлу для сокращения протяженности весьма больших па габаритным размерам газоходов. Такое условие трудно выполнить при модернизации действующих энергоустановок из-за отсутствия свободных площадок. В схеме ПГУ приходится устанавливать несколько газовых шиберов большого диаметра для перераспределения потока выходных газов ГТУ при изменении режима работы и обеспечивать их надежную эксплуатацию. Они должны быть быстрозапорными, а их эксплуатация – автоматизированной в широком диапазоне нагрузок. Выходные газы ГТУ по газоходу направляются в горелки парового котла для сжигания в их среде газообразного топлива, т.к. они содержат достаточное количество несгоревшего кислорода ().
В базовом варианте тепловой схемы ПГУ сбросного типа в паровом котле отсутствует воздухоподогреватель. Общее количество газов, которые проходят через поверхности нагрева котла, увеличивается на 30-40%, а их температура за котлом (т.е. за водяным экономайзером) составляет около 3000С. Для охлаждения этих газов до температуры 1200С в конвективной шахте газоводяные теплообменники высокого (ТОВД) и низкого давления (ТОНД), в которых нагревается часть конденсата и питательной воды, отводимой из системы регенерации ПТУ. Это увеличивает расход пара в конденсатор ПТ, повышает ее электрическую мощность и снижает экономичность ПТУ. При этом соблюдаются ограничения по максимальному расходу пара в конденсатор и предельной электрической нагрузке генератора ПТУ. Также возможна установка газосетевых подогревателей (ГСП) для отпуска теплоты внешнему потребителю. Газоводяные подогреватели, выполненные из труб с поперечно-спиральным оребрением, размещены в конвективной шахте.
При сжигании топлива в среде забалластированных продуктами сгорания газов ГТУ температура в зоне активного горения топлива топочной камеры парового котла понижена, что в свою очередь снижает общее количество выбросов NOx в ПГУ сбросного типа на 25-30% по сравнению с выбросами паросиловых блоков аналогичной мощности.
Из-за общего увеличения количества дымовых газов за паровым котлом приблизительно на 40% при переходе к парогазовому циклу потребуются реконструкция тягодутьевой установки и увеличение производительности дымососов. Изменятся также условия работы дымовой трубы, поэтому необходимо пересчитать эпюры статического давления газов в ней и обеспечить ее надежную эксплуатацию.
1.3.1 Краткое описание ГТУ
Газотурбинный двигатель АЛ-31СТЭ является модификацией высокоэффективного двигателя АЛ-31СТ со специально спроектированной силовой турбиной, предназначенной для совместной работы с электрогенератором.
Газотурбинный двигатель АЛ-31СТ был разработан на базе авиационного двигателя АЛ-31Ф и АЛ-31ФП НТЦ им. А. Люльки НПО «Сатурн». После этого на НТЦ им. А. Люльки НПО «Сатурн» был разработан двигатель АЛ-31СТЭ для энергоустановок. В настоящее время двигатель выпускается также в ОАО «УМПО».
АЛ-31СТЭ может использоваться и как самостоятельный агрегат для выработки электроэнергии на ГТЭС, и как один из элементов в составе комбинированных парогазовых электростанций. В качестве топлива для двигателя используется природный газ.
Конструктивно двигатель выполнен в виде двух модулей: модуля газогенера тора (ГГ) и модуля силовой турбины (СТ).
ГГ двигателя, разработанный на базе авиационного двухконтурного турбореактивного двигателя, выполнен по двухвальной схеме.
Модули ГГ и СТ собраны на отдельных рамах. При стыковке модулей их рамы соединяются болтами, образуя единую раму, являющуюся основным элементом силовой схемы двигателя. Задний фланец ГГ жестко крепится к переднему фланцу СТ.
Газодинамическая устойчивость компрессора обеспечивается регулируе мыми входными направляющими аппаратами (ВНА) и направляющими аппаратами двух первых ступеней девятиступенчатого ком прессора высокого давления (КВД), а при запуске двигателя - выпуском избытка воздуха за четырехступенчатым компрессором низкого давления в атмосферу через клапан перепуска воздуха до набора заданной частоты вращения ротора КНД.
Поворотные лопатки направляющих аппаратов КВД изменяют углы установки линейно в зависимости от частоты вращения ротора КВД.
Атмосферный воздух через входное устройство поступает в компрессор двигателя.
В промежуточном корпусе за КНД воздух разделяется на два потока - наружный и внутренний.
Поток воздуха внутреннего контура поступает в КВД, где происхо дит его дальнейшее сжатие. Из КВД сжатый воздух поступает в кольцевую, камеру сгорания, где разделяется на первичный и вторичный потоки.
Первичный поток сжатого воздуха смешивается в жаровой трубе с топ ливным газом, подаваемым форсунками. Образовавшаяся смесь сгорает при по стоянном давлении, в результате чего образуются продукты сгорания с высокой температурой.
Вторичный поток воздуха обтекает стенки камеры сгорания, постоянно подмешивается через смесительные отверстия в жаровой трубе к продуктам сгорания и формирует заданное температурное поле перед турбиной.
Кинетическая энергия продуктов сгорания при расширении на рабочих лопатках турбин высокого и низкого давления преобразуется в механическую работу вращения роторов высокого и низкого давления.
ТВД приводит во вращение ротор КВД, а ТНД - ротор КНД.
Смесь продуктов сгорания, имеющая достаточную кинетическую энер гию, после ТНД поступает в силовую турбину, которая через выходной вал с полумуфтой приводит во вращение ротор электрогенератора.
Воздушный поток из наружного контура сначала поступает в воздухо-воздушный теплообменник, где нагревается от воздуха, отобранного за КВД. Далее он охлаждает корпуса камеры сгорания и турбины ГГ и подмешивается к основному потоку продуктов сгорания перед силовой турбиной.
Первая часть воздуха, отобранного за КВД, подмешивается к продуктам сгорания после КС, вторая часть после теплообменника поступает на охлаждение соплового аппарата и рабочих лопаток ТВД, а оставшийся воздух смешивается с основным потоком газов после ТНД.
На рисунках 1.2 и 1.3 представлены продольные разрезы модуля газогенератора и силовой турбины двигателя АЛ-31СТН, который предназначен для привода газоперекачивающих агрегатов. АЛ-31СТЭ отличается от него тем, что:
Основные характеристики двигателя АЛ-31СТЭ приведены в таблице 1.4
Таблица 1.4 − Основные характеристики двигателя АЛ-31СТЭ на номинальном режиме
|
№ |
Наименование характеристики |
Величина |
|
1 |
Мощность силовой турбины на валу, МВт |
18 |
|
2 |
Степень повышения давления в компрессоре |
17,05 |
|
3 |
Температура газов за камерой сгорания, К |
1548,6 |
|
4 |
Температура газов за силовой турбиной, К |
762 |
|
5 |
Эффективный КПД, % |
36±0,5 |
|
6 |
Расход воздуха через двигатель, кг/с |
64,88 |
|
7 |
Частота вращения ротора силовой турбины, об/мин |
3000 |
|
8 |
Топливо |
Природный газ |
|
9 |
Габариты: - длина по оси, мм - максимальная высота, мм - максимальная ширина, мм |
4880 2118 1950 |
|
10 |
Межремонтный ресурс, ч |
15000…25000 |
|
11 |
Общетехнический ресурс, ч |
45000…75000 |
|
12 |
Общетехнический ресурс силовой турбины, ч |
60000…100000 |
Таблица 1.5 – Перечень обозначений, используемых на рисунке 1.3
|
1 – насос откачки |
12 – роликовый подшипник задней опоры ротора ТНД |
|
2 – входной направляющий аппарат |
13 – роликовый подшипник задней опоры ротора ТВД |
|
3 – ротор КНД |
14 – воздухо – воздушный теплообменник |
|
4 – шариковый подшипник задней опоры ротора КНД |
15 – вал ротора ТНД |
|
5 – модуль ЦКП |
16 – вал ротора ТВД |
|
6 – ротор КВД |
17 – шариковый подшипник передней опоры ротора КВД |
|
7 – НА IX ступени КВД |
18 – роликовый подшипник передней опоры ротора ТНД |
|
8 – низкоэмиссионная камера сгорания Z – 28 |
19 – рессора |
|
9 – клапан перепуска воздуха |
20 – привод агрегатов конический |
|
10 – ротор ТВД |
21 – роликовый подшипник передней опоры ротора КНД |
|
11 – ротор ТНД |
22 – кок |
|
А – входной корпус двигателя |
Е – передний корпус наружного контура |
|
Б – корпус с форсунками |
Ж – средний корпус наружного контура |
|
В – корпус ВНА |
И – задний корпус наружного контура |
|
Г – корпус КНД |
К – корпус термопар |
|
Д – промежуточный корпус компрессора |
На основании описания разработана математическая модель двигателя, расчетная схема которой представлена на рисунке 1.4.
Рисунок 1.4 – Расчетная схема модели двигателя АЛ-31СТЭ
1 – входное устройство; 2 – КНД; 3 – КВД; 4 – вход топлива; 5 – камера сгорания; 6 – отбор воздуха на подогрев; 7 – канал; 8 – воздухо-воздушный теплообменник; 9 – подмешивание охлаждающего воздуха за КС; 10 – отбор воздуха на охлаждение ТВД; 11 – ТВД; 12 – вход газа на охлаждение ТНД; 13 – имитация подогрева воздуха наружного контура КС и элементов статора; 14 – ТНД; 15 – подмешивание охлаждающего воздуха за ТНД; 16 – канал; 17 – подмешивание воздуха наружного контура; 18 – канал; 19 – вход охлаждающего воздуха; 20 – СТ; 21 – ЭГ; 22 – выходное устройство; 23 – начальные условия; 24 – общие результаты.
Расчет климатических характеристик выполнен с помощью системы математического моделирования DVIGwT в курсовой работе [8]. Результаты расчета основных параметров ГТУ при температуре наружного воздуха приведены в таблице 1.6.
Таблица 1.6 – Основные параметры ГТУ при
|
Наименование |
Значение |
|
Температура воздуха, [К] |
275.15 |
|
Теплотворная способность топлива, [кДж/кг] |
50000 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе из СТ, [-] |
3.8379 |
|
Расход газа на выходе из СТ, [кг/с] |
70,0636 |
|
Температура газа на выходе из СТ, К |
740,48 |
|
Эффективная мощность СТ, [кВт] |
19560 |
|
Частота вращения электрического генератора, [об/мин] |
3000 |
|
Электрическая мощность электрического генератора, [КВт] |
19168.8 |
|
Абсолютный электрический кпд, [%] |
36.6598 |
|
Суммарная степень повышения давления, [-] |
18.0133 |
|
Суммарная степень понижения давления, [-] |
15.8235 |
|
Суммарный расход воздуха, [кг/сек] |
69.0182 |
|
Суммарный расход топлива, [кг/сек] |
1.04577 |
|
Удельная мощность, [кВт*с/кг] |
277.736 |
|
Удельный расход топлива |
0.1964 |
|
Удельный расход условного топлива на электроэнергию, [г у.т./кВтч] |
318.674 |
|
Электрическая мощность установки, [кВт] |
19168.8 |
1.4 Предварительное согласование совместной работы
ПТУ и ГТУ
Комбинированная парогазовая установка представляет собой паротурбинный контур на базе промышленно-теплофикационной турбины ПТ-30-90/10, надстроенный газотурбинным блоком – ГТУ типа АЛ-31СТЭ. Принципиальная схема комбинированной ПГУ представлена на рисунке 1.5.
Выхлопные газы ГТУ поступают по газоходу в энергетический котел, где большая часть теплоты передается пароводяному рабочему телу и генерируется пар, который направляется в паротурбинную установку для производства электроэнергии и теплоты.
В паровой котел ПГУ подводится дополнительное топливо и дожигается воздух, находящийся в газах на выходе из силовой турбины. Дожигание топлива делается с целью: стабилизировать параметры газа перед котлом, увеличить мощность установки, а, кроме того, повысить отпуск теплоты внешним потребителям.
Рисунок 1.5 – Принципиальная тепловая схема КПГУ с дополнительным подводом топлива в составе ГТУ типа АЛ-31СТЭ и ПТУ типа ПТ-30-90/10
Аналитический расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки предполагает выбор тепловой схемы КПГУ, а также сравнение выбранной тепловой схемы с точки зрения экономичности с другими схемами (например, с раздельно работающими ПТУ и ГТУ и др.). При этом основным критерием выбора той или иной схемы совместной работы ГТУ АЛ-31СТЭ и ПТУ на базе турбины ПТ-30-90/10 является обеспечение паропроизводительности и параметров свежего пара перед турбиной, необходимых для нормальной работы ПТУ.
В данной работе последовательно рассматриваются следующие варианты комбинированной энергетической установки:
1) схема ГТУ с подогревателем сетевой воды (ГТУ-ТЭЦ).
2) схема КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в котле-утилизаторе (КУ);
3) схема КПГУ с дожиганием продуктов сгорания в КУ;
4) схема КПГУ с дожиганием продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла.
Все расчеты произведены с помощью системы математического моделирования DVIGwT.
2.1 Расчет ГТУ с подогревателем сетевой воды (ГТУ-ТЭЦ)
В комбинированной энергоустановке, имеющей ГТУ и ПТУ, возможна автономная работа ГТУ (при отключенной ПТУ).
В таком варианте для утилизации части теплоты, уходящей с выхлопными газами ГТУ, предусматривается установление подогревателя сетевой воды (ПСВ), в котором вода нагревается выхлопными газами ГТУ. Схема ГТУ с ПСВ приведена на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 – Расчетная схема ГТУ с ПСВ
Таблица 2.1 – Результаты расчета ГТУ с ПСВ
|
Наименование |
Значение |
|
Результаты расчёта элемента модели "Вход воды": |
|
|
Давление воды, [КПа] |
1200 |
|
Расход воды, [кг/с] |
251 |
|
Степень сухости, [-] |
-0.314132 |
|
Температура воды, [0C] |
41.5 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ПСВ": |
|
|
Давление воды на выходе, [кПа] |
1200 |
|
Давление газов на входе в экономайзер на расчетном режиме, [кПа] |
101.427 |
|
Давление газов на выходе, [кПа] |
101.427 |
|
Недогрев воды до температуры насыщения, [0С] |
120.265 |
|
Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с] |
251 |
|
Расход воды на выходе, [кг/с] |
251 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
70.0636 |
|
Степень сухости на выходе. [-] |
-0.258983 |
|
Температура воды на выходе, [0C] |
67.7 |
|
Температура газов на входе в экономайзер, [К] |
740.48 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
373.184 |
|
Температурный напор на горячем конце на расчетном режиме, [0C] |
399.63 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
399.63 |
|
Температурный напор на холодном конце на расчетном режме, [0C] |
58.5343 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
58.5343 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
27758.7 |
ПСВ рассчитывался как газоводяной подогреватель. В качестве исходных данных использовались данные расчета эксплуатационных характеристик ГТУ, параметры воды на входе в ПСВ определены по графику тепловых нагрузок паротурбинной установки при :
.
Принимается минимально допустимая температура газов на выходе из ПСВ 1000С [17]. Тогда максимально возможный расход сетевой воды составит:
.
Максимальный отпуск теплоты внешнему потребителю:
. (2.1)
Таким образом, вариант ГТУ с ПСВ является вполне приемлемым способом утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ.
Выхлопные газы ГТУ имеют высокую температуру ( К), позволяющую утилизировать их в парогенераторе с целью получения пара.
Связующим элементом между газотурбинным и паротурбинным контуром в КПГУ такого типа является котел-утилизатор, куда сбрасываются отработанные газы после ГТУ и передают теплоту пароводяному телу, т.е. происходит генерация пара, после КУ дымовые газы сбрасываются в атмосферу (рисунок 2.2).
Генерация пара в установке с КУ обеспечивается за счет сбросной теплоты газовой турбины. Установка такого типа отличается относительно небольшим расходом пара, так как количество теплоты для генерации пара оказывается ограниченным.
На рисунке 2.2 представлена схема комбинированной ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку парового котла-утилизатора (КУ) без дожигания.
Рисунок 2.2 - Схема КПГУ без дожигания топлива:
К – компрессор, КС – камера сгорания ГТУ, ГТ – газовая турбина, КУ – котел-утилизатор,
ПТ – паровая турбина
Рисунок 2.3 - Идеальный цикл КПГУ без дожигания топлива
Рисунок 2.4 – Расчетная схема КПГУ с КУ
Таблица 2.2 – Результаты расчета КПГУ с КУ
|
Наименование |
Значение |
|
Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды": |
|
|
Давление воды, [КПа] |
12500 |
|
Расход воды, [кг/с] |
6.22 |
|
Степень сухости, [-] |
-0.551522 |
|
Температура воды, [0C] |
203 |
|
Удельная энтальпия воды, [кДж/кг] |
870.331 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ЭК": |
|
|
Давление воды на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-] |
3.8379 |
|
Потери давления воды, [кПа] |
309 |
|
Расход воды на выходе, [кг/с] |
6.22 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
70.0636 |
|
Средний логарифмический температурный напор, [0C] |
32.8838 |
|
Степень сухости на выходе. [-] |
0 |
|
Температура воды на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температура газов на входе в экономайзер, [К] |
600.008 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
552.651 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
10.2147 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
76.3685 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
3588.82 |
|
Удельная энтальпия воды на выходе, [кДж/кг] |
1441.54 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ИСП": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
3.8379 |
|
Расход воды на входе в испаритель, потребный, [кг/с] |
6.22 |
|
Расход воды на продувку, [кг/с] |
0.1244 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
70.0636 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
6.0956 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1 |
|
Температура газов на входе в испаритель, [К] |
701.317 |
Продолжение таблицы 2.2
|
Температура газов на выходе, [К] |
600.008 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температурный напор в точке начала кипения, [0C] |
10.2145 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
111.523 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
10.2145 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
7812.6 |
|
Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг] |
2710.4 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ПЕ": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
9811 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
3.8379 |
|
Потери давления пара, [кПа] |
980 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
70.0636 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
6.0956 |
|
Средний логарифмический температурный напор, [0C] |
62.3498 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1.36152 |
|
Температура газов на входе в пароперегреватель, [К] |
740.48 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
701.3 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
437 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
30.3295 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
111.507 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
3072.25 |
|
Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг] |
3209.37 |
При работе КУ имеют место следующие температурные напоры [17]:
- на холодном конце испарительной поверхности нагрева;
- на горячем конце пароперегревательной поверхности нагрева.
Температура газов на входе в ПЕ составляет 7400С, а, следовательно, можно сгенерировать пар с температурой:
(2.2)
Придерживаясь вышеперечисленных критериев, в результате расчета получается расход пара на выходе из пароперегревателя . Значит, при замене парового котла Е-230-100ГМ котлом-утилизатором с номинальной паропроизводительностью 230т/ч необходимо установить 11 ГТУ.
Уходящие газы после газотурбинной установки содержат в себе большое количество кислорода воздуха (т.е. имеет место высокое значение коэффициента избытка воздуха), поэтому можно реализовать дожигание дополнительного топлива в КУ, с целью повышения паропроизводительности КУ.
Схема КПГУ с дожиганием топлива представлена на рисунке 2.6. В данном варианте КПГУ комбинированный цикл организован как это показано на рисунке 2.7. В паровом котле предусмотрена встроенная камера дожигания, куда подводится дополнительное топливо. В Т-s координатах количество переданной теплоты в паровой контур будет эквивалентно площади: .
Рисунок 2.6 - Схема комбинированной ПГУ с КУ с дожиганием топлива
Рисунок 2.7 - Идеальный цикл комбинированной ПГУ с КУ с дожиганием топлива
Варьируя коэффициентом избытка воздуха в парогенераторе (КУ), можно добиться получения потребного количества теплоты для паротурбинного контура. Недостатком такой схемы является то, что существует ограничение по минимальному значению в топке парогенератора, а, следовательно, и по значению .
Рисунок 2.8 – Расчетная схема КПГУ с КУ с дожиганием топлива
Таблица 2.3 – Результаты расчета КПГУ с КУ с дожиганием топлива
|
Наименование |
Значение |
|
Результаты расчёта элемента модели «Вход питат воды»: |
|
|
Давление воды, [КПа] |
12500 |
|
Расход воды, [кг/с] |
8.59 |
|
Степень сухости, [-] |
-0.551522 |
|
Температура воды, [0C] |
203 |
|
Удельная энтальпия воды, [кДж/кг] |
870.331 |
|
Результаты расчёта элемента модели «ЭК»: |
|
|
Давление воды на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-] |
3.8379 |
|
Потери давления воды, [кПа] |
309 |
|
Расход воды на выходе, [кг/с] |
8.59 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
70.0636 |
|
Степень сухости на выходе. [-] |
0 |
|
Температура воды на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температура газов на входе в экономайзер, [К] |
599.995 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
534.458 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
10.201 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
58.1759 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
4956.26 |
|
Удельная энтальпия воды на выходе, [кДж/кг] |
1441.54 |
|
Результаты расчёта элемента модели «ИСП»: |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
3.8379 |
|
Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с] |
8.59 |
|
Расход воды на продувку, [кг/с] |
0.1718 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
70.0636 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
8.4182 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1 |
|
Температура газов на входе в испаритель, [К] |
739.278 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
600.002 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
149.484 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
10.2084 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
10789.4 |
|
Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг] |
2710.4 |
|
Результаты расчёта элемента модели «КД»: |
|
|
Давление газа на выходе из КС, [кПа] |
101.232 |
|
Коэффициент избытка воздуха в КС, [-] |
3.4425 |
|
Коэффициент полного давления в КС, [-] |
0.99 |
|
Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-] |
0.995 |
|
Относительный расход топлива, [кг топлива/кг вл.воздуха] |
0.0168927 |
|
Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с] |
70.1837 |
|
Расход топлива в камере сгорания, [кг/с] |
0.12013 |
|
Температура газа на выходе из КС, [К] |
812.999 |
Продолжение таблицы 2.3
|
Результаты расчёта элемента модели "ПЕ": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
9811 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
3.4425 |
|
Потери давления пара, [кПа] |
980 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
70.1837 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
8.4182 |
|
Средний логарифмический температурный напор, [0C] |
74.2602 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1.5072 |
|
Температура газов на входе в пароперегреватель, [К] |
812.999 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
739.279 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
510 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
29.8492 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
149.485 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
5889.43 |
|
Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг] |
3403.01 |
Установка КД позволяет получить пар с номинальной температурой . Температура газов за камерой дожигания (КД) составит:
(2.3)
В результате расчета получается расход пара на выходе из пароперегревателя . Значит, при замене парового котла Е-230-100ГМ котлом-утилизатором с КД номинальной паропроизводительностью 230т/ч необходимо установить 8 ГТУ.
На рисунке 2.9 представлена расчетная схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ. Выходные газы ГТУ по газоходу направляются в горелки парового котла (КД) для сжигания в их среде газообразного топлива, т.к. они содержат достаточное количество несгоревшего кислорода (). В отличие от котла-утилизатора продукты сгорания сначала проходят испарительные поверхности нагрева, затем пароперегревательные и экономайзерные.
Коэффициент избытка воздуха в топке котла ограничен величиной , а, следовательно, существует ограничение по температуре газов в топке котла.
При расчете тепловой схемы соблюдались следующие минимальные температурные напоры [17]:
- на холодном конце испарительной поверхности нагрева;
- на холодном конце экономайзерной поверхности нагрева;
- на горячем конце пароперегревательной поверхности нагрева.
Рисунок 2.9 - Расчетная схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла
Таблица 2.4 – Результаты расчета КПГУ с сбросом продуктов сгорания в топку парового котла
|
Наименование |
Значение |
|
Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды": |
|
|
Давление воды, [КПа] |
12500 |
|
Расход воды, [кг/с] |
60.75 |
|
Степень сухости, [-] |
-0.551522 |
|
Температура воды, [0C] |
203 |
|
Удельная энтальпия воды, [кДж/кг] |
870.331 |
|
Результаты расчёта элемента модели "КД": |
|
|
Давление газа на выходе из КС, [кПа] |
101.335 |
|
Коэффициент избытка воздуха в КС, [-] |
1.0511 |
|
Коэффициент полного давления в КС, [-] |
0.99 |
|
Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-] |
0.995 |
|
Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с] |
72.8361 |
|
Расход топлива в камере сгорания, [кг/с] |
2.77253 |
|
Температура газа на выходе из КС, [К] |
2070 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ЭК": |
|
|
Давление воды на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-] |
1.11972 |
|
Потери давления воды, [кПа] |
309 |
|
Расход воды на выходе, [кг/с] |
60.75 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
77.3361 |
|
Степень сухости на выходе. [-] |
0 |
|
Температура воды на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температура газов на входе в экономайзер, [К] |
883.902 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
506.627 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
294.108 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
30.3444 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
35051.6 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ИСП": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
1.0511 |
|
Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с] |
60.75 |
|
Расход воды на продувку, [кг/с] |
1.215 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
72.8361 |
Продолжение таблицы 2.4
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
59.535 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1 |
|
Температура газов на входе в испаритель, [К] |
2070 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
1342.71 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
1480.2 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
752.916 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
76304.7 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ПЕ": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
9811 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
1.08156 |
|
Потери давления пара, [кПа] |
980 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
74.8361 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
59.535 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1.5072 |
|
Температура газов на входе в пароперегреватель, [К] |
1320.45 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
900.054 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
510 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
537.3 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
310.26 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
41651.1 |
В результате расчета получен максимальный расход пара на выходе из ПЕ 59,535 кг/с вместо 63,89кг/с. Следовательно, КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ не способна генерировать пар с номинальным расходом.
Температура уходящих газов (т.е. на выходе из ЭК) очень высока и составляет 506,6 К. Поэтому, исходя из рекомендаций [20], для утилизации теплоты уходящих газов до температуры 1300С, в конвективной шахте котла устанавливается газовый подогреватель сетевой воды (ГСП). Расчетная схема представлена на рисунке 2.10.
Рисунок 2.10 - Расчетная схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла с ГСП
Таблица 2.5 – Результаты расчета ГСП
|
Наименование |
Значение |
|
Результаты расчёта элемента модели "Вход сет воды": |
|
|
Давление воды, [КПа] |
1200 |
|
Расход воды, [кг/с] |
80 |
|
Температура воды, [0C] |
41.5 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ГСП": |
|
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-] |
1.15171 |
|
Недогрев воды до температуры насыщения, [0С] |
120.265 |
|
Расход воды на выходе, [кг/с] |
80 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
79.4361 |
|
Температура воды на выходе, [0C] |
67.7 |
|
Температура газов на входе в экономайзер, [К] |
501.832 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
402.952 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
160.982 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
88.3016 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
8847.4 |
Принимается минимально допустимая температура газов на выходе из ГСП 1300С [20]. Тогда максимально возможный расход сетевой воды составит:
.
Максимальный отпуск теплоты внешнему потребителю:
.
Таким образом, установка ГСП позволяет дополнительно отпустить 8,782МВт тепловой энергии, «разгрузить» сетевой подогреватель в тепловой схеме ПТУ и выработать больше электрической мощности паровой турбиной.
3.1 Результаты расчета КПГУ с дожиганием топлива
Расчетная схема КПГУ с КУ с дожиганием представлена на рисунке 2.8. Увеличивая температуру газов в камере дожигания Тт, добиваются потребного расхода пара на выходе из пароперегревателя (см. таблицу 1.1), а следовательно и QПГ. При этом выдерживается температурный напор на холодном конце экономайзера в 300С [17]. Результаты расчета КПГУ представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Результаты расчета КПГУ с КУ с дожиганием топлива для существующего режима ПТУ
|
Наименование |
Значение |
|
Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды": |
|
|
Давление воды, [КПа] |
12500 |
|
Расход воды, [кг/с] |
32.435 |
|
Степень сухости, [-] |
-0.551522 |
|
Температура воды, [0C] |
203 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ЭК": |
|
|
Давление воды на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-] |
1.71147 |
|
Потери давления воды, [кПа] |
309 |
|
Расход воды на выходе, [кг/с] |
32.435 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
71.363 |
|
Степень сухости на выходе. [-] |
0 |
|
Температура воды на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температура газов на входе в экономайзер, [К] |
736.841 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
506.325 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
147.047 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
30.0424 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
18714.4 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ИСП": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
1.71146 |
|
Расход воды на входе в испаритель, потребный, [кг/с] |
32.435 |
|
Расход воды на продувку, [кг/с] |
0.6487 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
71.363 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
31.7863 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1 |
|
Температура газов на входе в испаритель, [К] |
1200.14 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
736.841 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
316.644 |
Продолжение таблицы 3.1
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
610.346 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
147.048 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
40739.8 |
|
Результаты расчёта элемента модели "КД": |
|
|
Давление газа на выходе из КС, [кПа] |
101.232 |
|
Коэффициент избытка воздуха в КС, [-] |
1.7114 |
|
Коэффициент полного давления в КС, [-] |
0.99 |
|
Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-] |
0.995 |
|
Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с] |
71.3629 |
|
Расход топлива в камере сгорания, [кг/с] |
1.29937 |
|
Температура газа на выходе из КС, [К] |
1438.6 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ПЕ": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
9811 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
1.7114 |
|
Потери давления пара на расчетном режиме, [кПа] |
980 |
|
Потери давления пара, [кПа] |
980 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
71.3629 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
31.7863 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1.5072 |
|
Температура газов на входе в пароперегреватель, [К] |
1438.6 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
1200.15 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
510 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
655.452 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
610.352 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
22237.9 |
Аналогичным образом рассчитывается КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла с дожиганием топлива (см. рисунок 2.9). Результаты расчета представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Результаты расчета КПГУ с сбросом продуктов сгорания в топку парового котла для существующего режима ПТУ
|
Наименование |
Значение |
|
Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды": |
|
|
Давление воды, [КПа] |
12500 |
|
Расход воды, [кг/с] |
32.435 |
|
Степень сухости, [-] |
-0.551522 |
|
Температура воды, [0C] |
203 |
|
Результаты расчёта элемента модели "КД": |
|
|
Давление газа на выходе из КС, [кПа] |
101.338 |
|
Коэффициент избытка воздуха в КС, [-] |
1.6978 |
|
Коэффициент полного давления в КС, [-] |
0.99 |
|
Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-] |
0.995 |
|
Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с] |
71.3824 |
|
Расход топлива в камере сгорания, [кг/с] |
1.31823 |
|
Температура газа на выходе из КС, [К] |
1447.6 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ЭК": |
|
|
Давление воды на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-] |
1.8085 |
|
Потери давления воды, [кПа] |
309 |
|
Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с] |
32.435 |
Продолжение таблицы 3.2
|
Расход воды на выходе, [кг/с] |
32.435 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
75.8824 |
|
Степень сухости на выходе. [-] |
0 |
|
Температура воды на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температура газов на входе в экономайзер, [К] |
724.235 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
506.297 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
134.441 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
30.0145 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
18714.4 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ИСП": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
10791 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
1.6978 |
|
Потери давления пара, [кПа] |
0 |
|
Расход воды на входе в испаритель, потребный, [кг/с] |
32.435 |
|
Расход воды на продувку, [кг/с] |
0.6487 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
71.3824 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
31.7863 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1 |
|
Температура газов на входе в испаритель, [К] |
1447.6 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
1005.08 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
316.644 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
857.806 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
415.285 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
40739.8 |
|
Результаты расчёта элемента модели "ПЕ": |
|
|
Давление пара на выходе, [кПа] |
9811 |
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] |
1.747 |
|
Потери давления пара, [кПа] |
980 |
|
Расход газов на выходе, [кг/с] |
73.3824 |
|
Расход газов на расчетном режиме, [кг/с] |
73.3824 |
|
Расход пара на входе на расчетном режиме, [кг/с] |
31.7863 |
|
Расход пара на выходе, [кг/с] |
31.7863 |
|
Средний логарифмический температурный напор, [0C] |
174.701 |
|
Степень сухости пара на выходе, [-] |
1.5072 |
|
Температура газов на входе в пароперегреватель, [К] |
988.608 |
|
Температура газов на выходе, [К] |
736.972 |
|
Температура пара на выходе, [0C] |
510 |
|
Температурный напор на горячем конце, [0C] |
205.458 |
|
Температурный напор на холодном конце, [0C] |
147.178 |
|
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] |
22237.9 |
Анализируя результаты расчета двух схем, можно утверждать, что сбрасывать продукты сгорания в топку парового котла неэкономично с термодинамической точки зрения по сравнению со сбросом в топку котла-утилизатора, т.к. имеет место разница в температурах дожигания топлива (следовательно, и в расходах топлива):
;
.
Эта разница связана, прежде всего, с присосами холодного воздуха из котельного цеха в газовоздушный тракт котла.
Процесс теплообмена в котле-утилизаторе отличается от теплообмена в паровом котле. Это связано с различием в последовательности расположения теплообменных поверхностей нагрева в данных парогенераторах. Поэтому имеет место отличие в температурных напорах на концах поверхностей. Для наглядности построены Q-T-диаграммы для КУ и ПК, которые представлены на рисунках 3.1 и 3.2.
Рисунок 3.1 – Q-T-диаграмма процесса теплообмена в котле-утилизаторе
Рисунок 3.2 – Q-T-диаграмма процесса теплообмена в паровом котле
Теплопроизводительность парогенератора в двух случаях одинакова:
.
Разница между расчетным и потребным значением теплопроизводительности ПГ составляет:
.
3.2 Энергетические показатели КПГУ с дожиганием топлива
Таблица 3.3 - Уточненные результаты расчета КПГУ с дожиганием топлива
|
Наименование параметра |
Обозначение |
Результат |
Размерность |
|
|
КУ |
ПК |
|||
|
Температура в топке |
1438,6 |
1447,6 |
К |
|
|
1165,45 |
1174,45 |
оС |
||
|
Теплопроизводительность парогенератора |
81692,1 |
81692,1 |
кВт |
|
|
Расход дополнительного топлива в топку |
1,29937 |
1,31823 |
кг/с |
|
|
4,67773 |
4,74563 |
т/ч |
||
|
Расход условного топлива в топку котла |
2,21735 |
2,24954 |
кг/с |
|
|
7,98246 |
8,09834 |
т/ч |
||
|
Расход условного топлива в газотурбинной |
1,78447 |
1,78447 |
кг/с |
|
|
6,42410 |
6,42410 |
т/ч |
||
|
Полный расход условного топлива на комбинированную установку |
4,00182 |
4,03401 |
кг/с |
|
|
14,40655 |
14,52244 |
т/ч |
Таблица 3.4 - Энергетические показатели КПГУ с дожиганием топлива
|
Наименование параметра |
Обозначение |
Формула |
Результат |
Размерность |
|
|
КУ |
ПК |
||||
|
Электрическая мощность КПГУ |
NЭКПГУ |
NЭПТУ + Nе ГТУ |
39168,8 |
39168,8 |
кВт |
|
Расход теплоты топлива на электростанцию |
QКПГУ |
GТ ОСНQРН ОСН+GТ ДОП QРН ДОП |
117253,5 |
118196,5 |
кВт |
|
Расход теплоты топлива на производство электроэнергии |
QЭКПГУ |
QКПГУ - QТП |
64565,8 |
65508,8 |
кВт |
|
Электрический КПД КПГУ по производству электроэнергии |
ηЭКПГУ |
NЭКПГУ /QЭКПГУ |
0,6066 |
0,5979 |
- |
|
КПД КПГУ "брутто" |
ηБРКПГУ |
(NЭКПГУ +QТП) / QКПГУ |
0,7834 |
0,7771 |
- |
|
Удельный расход теплоты на КПГУ |
qКПГУ |
1/ηБРКПГУ |
1,2764 |
1,2868 |
- |
Продолжение таблицы 3.4
|
Удельный расход условного топлива на КПГУ |
bУ КПГУ |
34,12/ηБРКПГУ |
43,551 |
43,906 |
г у.т./МДж |
|
Расход условного топлива в топку парогенератора (дополнительного) |
BПГУ ДОП |
2,21735 |
2,24954 |
кг у.т./с |
|
|
7,98246 |
8,09834 |
т у.т./ч |
|||
|
Расход условного топлива в КПГУ (основного) |
BГТУУ ОСН |
1,78447 |
1,78447 |
кг у.т./с |
|
|
6,42410 |
6,42410 |
т у.т./ч |
|||
|
Полный расход условного топлива на КПГУ |
BКПГУУ |
4,00182 |
4,03401 |
кг у.т./с |
|
|
14,40655 |
14,52244 |
т у.т./ч |
Таблица 3.5 - Удельные параметры КПГУ
|
Наименование параметра |
Обозначение |
Формула |
Результат |
Размерность |
|
|
КУ |
ПК |
||||
|
Количество утилизированной теплоты после ГТУ |
QУТИЛ |
17,9327 |
17,9327 |
МВт |
|
|
Удельный расход топлива в ГТУ |
СеУТИЛГТУ |
GТ ОСН / (NГТУ+QУТИЛ) |
101,4654 |
101,4654 |
г/(кВт*ч) |
|
Удельный расход условного топлива в газотурбинной установке |
bГТУУ |
173,1493 |
173,1493 |
г у.т./(кВт*ч) |
|
|
Расход условного топлива в газотурбинном контуре на выработку электроэнергии |
0,9220 |
0,9220 |
кг у.т./с |
||
|
Расход условного топлива в паротурбинном контуре на выработку электроэнергии |
0,9085 |
0,9085 |
кг у.т./с |
||
|
Удельный расход условного топлива в КПГУ на выработку электроэнергии |
bЭУ.КПГУ |
168,241 |
168,241 |
г у.т./(кВт*ч) |
|
|
Расход условного топлива на отпуск теплоты на КПГУ |
ВТУ |
2,4948 |
2,5148 |
кг у.т./с |
|
|
Удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии КПГУ |
bТУ |
ВТУ /QТП |
47,3507 |
47,7303 |
г у.т./МДж |
|
Расход теплоты топлива на ГТУ |
QГТУ |
27,013 |
27,013 |
МВт |
|
|
Электрический (эффективный) КПД КПГУ |
0,7303 |
0,7303 |
- |
Продолжение таблицы 3.5
|
КПД КПГУ |
0,7834 |
0,7772 |
- |
||
|
Удельный расход условного топлива на КПГУ |
bКПГУУ |
156,838 |
158,099 |
г у.т./(кВт*ч) |
В результате расчета энергетических параметров комбинированных установок получаем, что сброс продуктов сгорания в топку котла-утилизатора выгоден, но незначительно, по сравнению со сбросом в топку существующего парового котла. Это подтверждается значениями полного расхода условного топлива на КПГУ, удельного расхода условного топлива, а также КПД КПГУ. Однако, снос парового котла и установка котла-утилизатора требует гораздо больше капитальных вложений, чем реконструкция существующего котла.
Основным недостатком рассмотренных выше двух схем является высокое значение температуры уходящих газов, что связано с высокой температурой питательной воды. Для понижения температуры уходящих газов можно предложить следующие схемы утилизации тепла:
Предлагаемые схемы требуют предварительной разработки, что выходит за рамки данной работы.
Таким образом, совместная работа ГТУ АЛ-31СТЭ и ПТУ ПТ-30-90/10 возможна по схеме КПГУ с дожиганием топлива как в котле-утилизаторе, так и паровом котле Е-230-100ГМ. При этом теплопроизводительность парогенератора достаточна для необходимой генерации пара.
4 Анализ вариантов тепловых схем КПГУ по показателям тепловой эффективности
Сравнение эффективности автономно работающих газотурбинной установки АЛ-31СТЭ и паротурбинной установки ПТ-30-90/10 с эффективностью комбинированной установки, схема которой приведена на рисунке 1.5.
Сравнение проводится для КПГУ, работающей как с котлом-утилизатором с дожиганием топлива, так и с паровым котлом.
Рассчитаем некоторые энергетические показатели для раздельно работающих ГТУ и ПТУ:
а) электрическая мощность комбинированной установки
, (4.1)
;
б) расход условного топлива в комбинированной установке
, (4.2)
– см. таблицу 1.3.
Тогда расход условного топлива на комбинированную установку определяется по формуле:
;
в) удельный расход условного топлива на комбинированную установку определяется по формуле:
, (4.3)
;
г) КПД ПТУ по производству электроэнергии
;
д) эффективный КПД ГТУ
.
Результаты расчета энергетических показателей комбинированной установки приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Сравнение показателей тепловой экономичности
|
Показатель |
Обозначение |
ГТУ+ ПТУ |
КПГУ с КУ |
КПГУ с ПК |
|
Электрическая мощность |
, МВт |
39,1688 |
39,1688 |
39,1688 |
|
Расход условного топлива на установку |
186,217 |
156,838 |
158,099 |
|
|
Удельный расход условного топлива |
4,75147 |
4,00182 |
4,03401 |
|
|
КПД по производству электрической энергии |
0,3666/0,6852 |
0,7303 |
0,7303 |
Сравнение результатов, приведенных в таблице 4.1 показывает, что комбинированная энергоустановка как с КУ, так и с ПК эффективнее раздельно работающих ГТУ и ПТУ: при одинаковом полезном эффекте (вырабатываемой электрической мощности и отпускаемому теплу) как полный , так и удельный расходы условного топлива меньше в КПГУ, чем при раздельном варианте работы установок, составляющих комбинированную установку. КПГУ также имеет более высокий КПД по выработке электроэнергии.
Сравнение ГТУ с ГТУ-ТЭЦ (ГТУ с ПСВ).
КПД брутто ГТУ с ПСВ:
, (4.4)
где – количество теплоты, подведенное в камере сгорания ГТУ:
.
.
Удельный расход топлива
, (4.5)
где - теплота, отданная газами (см. таблицу 2.1),
.
Для удобства сравнения показатели тепловой экономичности установок даны в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Сравнение показателей тепловой экономичности
|
Показатель |
Обозначение |
ГТУ |
ГТУ с ПСВ |
|
Электрическая мощность |
19,1688 |
19,1688 |
|
|
Удельный расход топлива |
, |
318,674 |
92,123 |
|
КПД брутто |
0,3666 |
0,8936 |
Сравнение параметров, приведенных в таблице 4.2, показывает преимущество схемы ГТУ с ПСВ перед простой ГТУ с точки зрения тепловой экономичности. Утилизация выхлопных газов от ГТУ в ПСВ дает выигрыш в удельном расходе топлива, равный:
.
Значение КПД увеличивается по сравнению с базовой ГТУ только в результате утилизации теплоты сбросных продуктов сгорания после турбины ГТУ в подогревателе сетевой воды.
Заключение
В результате проведения аналитического расчета вариантов схем КПГУ, исследованы 2 тепловых схемы комбинированных энергоустановок: КПГУ со сбросом продуктов в топку котла-утилизатора с дожиганием топлива и со сбросом в топку существующего парового котла Е-230-100ГМ. Обе схемы обеспечивают потребную теплопроизводительность (), которая выдает необходимые параметры пара перед турбиной ПТ-30-90/10. Необходимо подчеркнуть, что сбрасывать продукты сгорания в топку парового котла неэкономично с термодинамической точки зрения по сравнению со сбросом в топку котла-утилизатора, т.к. имеет место разница в температурах дожигания топлива 90С (следовательно, и в расходах топлива 0,01889 кг/с). Эта разница связана, прежде всего, с присосами холодного воздуха из котельного цеха в газовоздушный тракт котла.
Основным недостатком рассмотренных двух схем является высокое значение температуры уходящих газов, что связано с высокой температурой питательной воды. Для понижения температуры уходящих газов можно предложить следующие схемы утилизации тепла:
Предлагаемые схемы требуют предварительной разработки, что выходит за рамки данной работы.
При сравнении энергетических показателей раздельно работающих ГТУ и ПТУ с КПГУ можно выделить следующие основные положения:
В качестве одного из вариантов использования теплоты уходящих из ГТУ выхлопных газов была рассмотрена схема ГТУ с ПСВ. Результаты расчета данной схемы показали, что при одинаковой электрической мощности схем ГТУ и ГТУ с ПСВ происходит снижение удельного расхода топлива, обусловленное утилизацией теплоты выхлопных газов ГТУ в подогревателе сетевой воды.
Таким образом, результаты расчета показали, что реализация любой схемы комбинированной установки, в которой осуществляют утилизацию теплоты выхлопных газов, приводит к улучшению показателей тепловой эффективности энергетической установки.
Список использованных источников
2. Арьков Ю.Г. , Шайхутдинов З.Г. Конвертирование АД для использования в наземных энергетических установках.- Уфа: изд УАИ, 1986- 82 с.
3. А.М.Ахметзянов «Термогазодинамические расчеты авиационных ГТД» - Уфа: УАИ, 1982.
6. Каталог газотурбинного оборудования. Газотурбинные технологии. Газпром, 2006.
7. Моделирование работы элементов авиационных ГТД в системе DVIGw: Практикум по курсу «Теория, расчет и проектирование АД и ЭУ»/ Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т; Сост.: Х.С. Гумеров, О.Н. Иванова. – Уфа, 2005. – 74 с.
8. Наземная газотурбинная энергетическая установка с силовой турбиной. Прототип АЛ-31СТЭ. Курсовой проект по дисциплине «Теория и расчет ГТУ» студ. К. Н. Брезгин. Руковод. И. М. Горюнов.– Уфа: УГАТУ, 2007.–63 с.
10. Полещук И. З. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: учебное электронное издание: учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции». – Уфа: УГАТУ, 2005.
11. Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-30-90/10. Курсовой проект по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции» студ. К.Н. Брезгин. Руковод. И. М. Горюнов.– Уфа: УГАТУ, 2007.–49 с.
12. Руководство по эксплуатации двигателя АЛ-31СТН. ОАО «НПО Сатурн» НТЦ им. А. Люльки. – Рыбинск, 2005.
13. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 447с
14. Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок: Учебник/ В.И. Бакулев, В.А. Голубев, Б.А. Крылов и др.; Под редакцией В.А. Сосунова, В.М. Чепкина – М.: Изд-во МАИ, 2003 – 688 с.
15. Тепловой расчет (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное и дополненное. – СПб.: Издательство НПО ЦКТИ, 1998. – 256 с.
16.Теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/под ред.
А. В. Клименко, В. М. Зорина. 3-е изд., перераб. и доп. – М.: МЭИ.- (ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА. Справочная серия в 4-х книгах)– Т.3: Тепловые и атомные электростанции, 2003.– 648с.
17. Цанев, С. В. Газотурбинные и парогазовые установки электростанций: учебное пособие – М.: МЭИ, 2002. – 580 с.
18. Щегляев А.В. Паровые турбины: Учеб. для вузов. – 3-е изд., перераб. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1955. – 320 с.
19. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1960. – 367 с.
20. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. для техникумов. – Л.: Энергоатомиздат. Ленинг. отд-ние, 1989. – 280 с.