PM09/PM10 - instrukcja - IMiUE
Transkrypt
PM09/PM10 - instrukcja - IMiUE
POLITECHNIKA ŚLĄSKA W GLIWICACH WYDZIAŁ INŻYNIERII ŚRODOWISKA i ENERGETYKI INSTYTUT MASZYN i URZĄDZEŃ ENERGETYCZNYCH Kocioł parowy I Kocioł parowy II Laboratorium pomiarów maszyn cieplnych PM – 9 PM – 10 Opracował: dr inż. Katarzyna Janusz-Szymańska Sprawdził: dr inż. Grzegorz Wiciak 1. Opis instalacji technicznej Badana siłownia cieplna znajduje się w Hali Maszyn Cieplnych Wydziału Inżynierii Środowiska i Energetyki w Gliwicach. Zbudowana jest według schematu klasycznej siłowni kondensacyjnej - składa się z kotła, turbiny, generatora oraz chłodni kominowej. Zamontowanym kotłem jest kocioł typu Velox, analizowaną turbiną jest turbina parowa typu VGT - 15/12, natomiast generator jest produkcji firmy Mather & Platt Ltd. typ S14. Schemat instalacji przedstawiono na rys. 1. Rys. 1 Schemat instalacji siłowni cieplnej w budynku Hali Maszyn Cieplnych Politechniki Śląskiej 2. Cel i zakres badania kotła parowego "VELOX" Badania dydaktyczne kotła, turbiny, generatora prowadzone w laboratorium Hali Maszyn Cieplnych umożliwiają studentom praktyczne poznanie podstawowych maszyn i urządzeń elektrowni cieplnej przez uczestniczenie w rozruchu i prowadzeniu ruchu tych maszyn, wykonanie pomiarów i sporządzenie bilansów energii. 3. Dane techniczne badanego kotła Kocioł parowy typu VELOX Producent BROWN BROWERI Ciśnienie robocze 42kG/cm2 (42 at = 41,19 bar = 4,119 MPa) Ilość pary 15 t/h Rok produkcji - 1938 Temperatura znamionowa pary 300°C Paliwo - gaz CH4 o ciśnieniu 0,28 MPa 4.Budowa i działanie kotła "VELOX" Badany kocioł jest kotłem parowym produkującym parę przegrzaną o wydajności nominalnej 15 Mg/h. Początkowo kocioł ten był opalany olejem opałowym, następnie gazem miejskim, koksowniczym, jednak ostatecznie został on zaadaptowany do opalania gazem ziemnym. Na rys. 2 przedstawiona została sylwetka kotła. Rys. 2 Kocioł typu Velox Kocioł typu "Velox" obok podstawowego zadania jakim jest generacja pary realizuje obieg turbiny gazowej. W ciągu spalinowym kotła realizowany jest obieg turbiny gazowej, która napędza sprężarkę powietrza. Schemat zespołu kotłowego obrazuje rys. 3. Komora paleniskowa kotła stanowi jednocześnie komorę spalania dla obiegu gazowego, dlatego panuje w niej odpowiednio wysokie ciśnienie - około 2,5 bar. W stropie komory paleniskowej umieszczony jest palnik gazowy (3). Komora paleniskowa ma kształt cylindra utworzonego przez opłomki ustawione na jej obwodzie, jedna przy drugiej. Opłomki mają średnicę 146 mm i wewnątrz umieszczone koncentrycznie płomieniówki o średnicy 110 mm, do których spaliny wpływają od dołu. Górą spaliny opuszczają płomieniówki i kierowane są do turbiny zespołu ładującego. Na turbinie (10) ulegają ekspansji i wykonują pracę, następnie wpływają do podgrzewacza wody (6). Po opuszczeniu podgrzewacza spaliny płyną do komina. Rys. 3 Schemat zespołu kotłowego 1- Oddzielacz wody i pary; 2- Pompa przewałowa (obiegowa); 3- Palnik gazowy; 4- Kocioł z paleniskiem; 5- Sito przed turbiną gazową; 6- Podgrzewacz kondensatu; 7- Odgazowywacz; 8- Pompa zasilająca kocioł; 9- Zbiornik kondensatu; 10- Zespół ładujący; 11- Zbiornik i pompa olejowa; 12- Chłodnica olejowa; 13- Zawory bezpieczeństwa; 14- Pierścień zbiorczy pary przegrzanej; 15- Pierścień zbiorczy pary nasyconej. Kocioł opalany jest gazem ziemnym z sieci miejskiej. Powietrze do spalania dostarczane jest przez sprężarkę wchodzącą w skład zespołu ładującego (10). Jest ona napędzana przez turbinę gazową. Cała moc turbiny gazowej jest zużywana do napędu sprężarki zespołu ładującego. Nadmiar mocy turbiny gazowej nad moc napędową sprężarki stanowi efekt pracy obiegu gazowego i jest zamieniany na energię elektryczną w generatorze napędzanym od wspólnego wału turbiny i sprężarki. Wyżej wspomniany generator może pracować zarówno jako prądnica i jako silnik. Jako silnik pracuje w fazie rozruchowej kotła. Gaz zasilający palnik kotła pobierany jest z zewnętrznej sieci. Zanim jednak trafi do palnika, musi przejść przez zawór ręczny, zawór regulacji przepływu gazu i zawór doprowadzający gaz do palnika. Palnik zastosowany w kotle jest dwu-płomieniowy – rozpałkowego i zasadniczego płomienia. Kocioł "Velox" jest kotłem z wymuszonym obiegiem o parowniku za pomocą pompy przewałowej (2). Pompa ta zasysa wodę z separatora i tłoczy od dołu do opłomek. Mieszanka parowo-wodna powraca do separatora. Z uwagi na pionowe ustawienie separatora i wynikająca stąd małą powierzchnię rozdziału wody od pary zabudowano urządzenie cyklonowe. Para nasycona z separatora dopływa do kolektora zbiorczego i stąd wypływa do spiralnych rurek przegrzewacza parowego umieszczonych wewnątrz płomieniówek. Kocioł zasilany jest kondensatem powracającym z turbiny parowej. Kondensat wraz z wodą uzupełniającą podawany jest do odgazowywacza (7). Odgazowana woda gromadzona jest w zbiorniku wody zasilającej i tłoczona przez pompy wody zasilającej (8) do kotła. Pompa wody zasilającej (8) podaje czynnik, który przepływa przez podgrzewacz kondensatu (6) skąd trafia do walczaka (1). Pod walczakiem znajduje się pompa przewałowa (2) (pompa wewnętrznego obiegu kotła), która pompuje wodę do kolektorów u góry paleniska. Woda zostaje rozprowadzona do płomienic, a następnie ponownie do walczaka (walczak – pompa – walczak). Para jest podawana do kolektorów parowych i do rurek przegrzewacza pary. W pierwszej kolejności nagrzewa się woda w rurce, potem w płomienicy. Z przegrzewacza para jest kierowana do turbiny, a po rozprężeniu w turbinie i skropleniu czynnik trafia do dolnego zbiornika, a stamtąd za pomocą pompy kierowany jest do zbiornika górnego. Jeśli woda zasilająca osiągnie około 100°C przepuszczana jest przez odgazowywacz. W walczaku regulowany jest poziom wody, jeśli staje się on zbyt niski, zawór regulujący jej poziom otwiera się. Możliwa jest także ręczna regulacja poziomu wody w walczaku. Schemat obiegu wody w rurach płomienicowych obrazuje rys. 4. Rys. 4 Schemat obiegu wody w rurach płomienicowych 1- Pierścień zbiorczy pary przegrzanej; 2- Pierścień zbiorczy pary nasyconej; 3- Przegrzewacz pary. 5. Bilans kotła Obliczanie entalpii gazu Tabela pomiarowa I Lp. Przepływ gazu, m3 1. 6362,40 2. 6364,34 3. 6366,30 4. 6368,22 5. 6372,14 Wartość średnia Wartości obliczane ΔV, m3 1,96 1,92 1,78 2,14 Δτ, s 0 180 180 180 180 Vg, m3/s 0,0109 0,0107 0,099 0,0119 0,0108 Tn = 273,15 K pn = 0,101325 MPa Tg = 293,85 K pg = 0,28 MPa n g Vg n g 0,0108 Tn p g Tg p n 1 22, 41 273,15 0,28 1 293,85 0,101325 22,41 kmol. pal. n g 0,0012 s MJ Entalpia dewaluacji metanu: MWd CH 4 802,3 kmol I ch n g MWd CH 4 I ch 0,0012 802,3 I ch 998,13kW Entalpia fizyczna gazu wynosi 0, gdyż dla gazów w temperaturze poniżej 25 oC (298,15 K) przyjmuje się, entalpię fizyczną równą 0. If 0 Strumień entalpii całkowitej wynosi: I g I ch I f I g 998,13 0 I g 988,13kW Strumień entalpii pary na wylocie z przegrzewacza Obliczenia wykonujemy dla wartości średnich wyznaczonych w tabeli pomiarowej II. Obliczamy strumień masy skroplin wykorzystując pomiar przyrostu poziomu wody w zbiorniku mierniczym o znanych wymiarach oraz pomiar temperatury skroplin. TABELA POMIAROWA II L.p. Poziom wody w zbiorniku Temp skroplin o [cm] [m] t3 [ C] T3 [K] 1. 8,0 0,080 21 294,15 2. 18,0 0,180 22 295,15 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 27,0 37,0 45,0 54,0 64,0 76,0 54,0 0,270 0,370 0,450 0,540 0,640 0,760 0,540 22 22 22 22 22 22 22 295,15 295,15 295,15 295,15 295,15 295,15 295,15 10. 61,0 0,610 22 295,15 11. 67,5 0,675 22 295,15 12. 74,0 0,740 22 295,15 13. 14. 80,0 86,0 0,800 0,860 22 22 295,15 295,15 wartości średnie Odstęp czasu Δτ [s] ΔH [m] 120 0,100 120 0,100 120 0,090 120 0,120 120 0,070 120 0,065 120 0,060 295,03 0,103 odrzucono Wymiary podstawy zbiornika: a = 1,20 [m] b = 0,63 [m] Przyrost objętości wody w zbiorniku pomiarowym ΔVSK : VSK a b H 1,2 0,63 010 0,076m , 1, 2 0,63 0,09 0,068m , 1,2 0,63 0,12 0,091m . VSK 1 1,2 0,63 0,10 0,076 m 3 , VSK 2 V SK 3 V SK 4 3 3 3 Strumień skroplin VSK : VSK VSK m3 0,076 VSK1 0,00063 , 120 s m3 0,076 VSK 2 0,00063 , 120 s m3 0,068 VSK 3 0,00057 , 120 s m3 0,091 VSK 4 0,00076 . 120 s Średni strumień skroplin VSKś : n VSKś VSKi i 1 n m3 0,00063 0,00063 0,00057 0,00076 VSKś 0,00065 4 s Objętość właściwa wody (skroplin) odczytana z tablic dla temperatury średniej Tśr 295,03K wynosi: 3 , kg v w T 295 ,03 0,0010022 m natomiast gęstość: w T 295 ,03 kg 997,80 3 . m Strumień masy skroplin wynosi więc: m SK w VSK m SK 997,80 0,00065 kg m SK 0,644 s Ze względu na dużą niedokładność pomiaru strumienia skroplin wynikającą z przyjętej metody pomiaru przyjmujemy, że strumień skroplin wypływających ze skraplacza będzie równy strumieniowi pary dopływającej do turbiny: m SK m P Stąd (po obliczeniach w następnym punkcie): kg m SK 0,2589 s Obliczanie strumienia masy pary poprzez pomiar spadku ciśnienia na kryzie Ciśnienie pary p1 manometryczne 2 Temp pary t1 o TABELA POMIAROWA III Ciśń. pary p1k przed Temp kryzą manometr. skroplin t3 o Różnica ciśnień Poziom wody na kryzie ΔHk Hg - w zbiorniku H2O [mm] ΔH/Δτ [m/s] [kG/cm ] 19,00 [MPa] [ C] [ C] [kG/cm2] [MPa] 1,86 302 21 18 1,77 53 18,20 1,79 302 22 18 1,77 54 18,00 18,00 17,90 17,90 17,10 19,90 21,00 22,00 1,77 1,77 1,76 1,76 1,68 1,95 2,06 2,16 302 301 301 301 301 300 298 298 22 22 22 22 22 22 22 22 18 18 19 21 21 19 18 17 1,77 1,77 1,86 2,06 2,06 1,86 1,77 1,67 54 54 54 54 54 54 55 54 19,00 1,86 292 22 16 1,57 54 17,50 1,72 289 22 15 1,47 54 16,90 15,90 ŚREDNIA 1,66 1,56 1,84 282 279 298,92 22 22 21,9 18,17 1,78 54,00 Obliczenia wykonano wg polskiej normy PN-93/M-53950/01. Średnica wewnętrzna rurociągu: D = 100 [mm] Średnica kryzy: d = 67,5 [mm] Przewężenie kryzy β: d D 67,5 100 0,675 Ciśnienie absolutne przed kryzą p1k ,abs : p1k , abs p1k ,man p b p1k , abs 1,78 0,101325 (przyjęto pb=pn) p1k , abs 1,88MPa Różnica ciśnień na kryzie p : Do obliczeń przyjęto: kg kg m Hg 13560 3 , H 2O 1000 3 , g 9,81 2 . m m s p H k g Hg H 2O p 0,054 9,81 13560 1000 p 0,00665353[ MPa ] Temperatura pary przed kryzą T1, k = 569,13K (295,98oC). Dla tej wartości odczytano z tablic: Lepkość dynamiczna pary w temperaturze 295,98oC 0,00083 0,00083 0,00075 0,00100 0,00058 0,00054 0,00050 0,00076 1 0,000022[ Pa s] , Objętość właściwa pary (dla ciśnienia p1k , abs 1,88 MPa ) m3 v1 0,14 , kg Gęstość pary kg 1 7,143 3 , m Wykładnik izentropy pary w temperaturze 295,98oC 1 1,3 . Współczynnik przepływu kryzy C: 106 C 0,5959 0,0312 0,1840 0,0029 ReD Liczba Reynoldsa odniesiona do średnicy rurociągu ReD : 4 mp Re D 1 D 2,1 3 0, 75 2,5 Re D 0,0900 L1 4 0,0337L'2 3 4 1 4 0,644 3,14 0,000022 0,1 Re D 330627,57 Ponieważ mamy przytarczowy odbiór ciśnienia, wartości L1 i L2 ' są równe zero. Współczynnik przepływu kryzy w pierwszym przybliżeniu wynosi: C 0,5959 0,0312 C 0,5959 0,0312 0,675 2,1 2 ,1 3 0,1840 0,0029 2 ,5 10 6 Re D 3 0,1840 0,675 0,0029 0,675 2 ,5 0 ,75 10 6 330627,57 C 0, 21 Liczba ekspansji 1 : 1 1 (0,41 0,35 4 ) p 1 p1, k 1 1 0,41 0,35 0,0675 4 0,0066535 1,3 1,78 1 0,9953 Strumień masy pary: m p C 1 4 1 2 d 2 p 1 4 3,14 0,0675 2 m p 0,9953 2 0,0066535 10 6 7,143 4 4 1 0,675 0,21 kg m p 0, 2589 s 0 , 75 Wyznaczenie entalpii pary świeżej (korzystamy z wykresu i - s dla pary ) Dla ciśnienia p1k , abs 1,88 MPa i temperatury T1, k = 569,13 K (295,98oC) odczytano entalpię właściwą pary: kJ i p 3070 kg Strumień entalpii pary świeżej I ; p I p m p i p I p 0,2589 3070 I p 794,82[kW ] Stechiometria spalania TABELA POMIAROWA IV L.p. CO [%] CO2 [%] O2 [%] λ [-] 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 0,1520 0,1500 0,1500 0,0940 0,0800 0,0320 0,0300 0,0300 0,0500 0,0260 0,0280 0,0500 2,9000 2,9000 2,9100 4,1500 4,3200 5,2700 5,3400 5,3400 4,7800 5,7700 6,5900 7,7600 16,0100 16,0200 16,0300 13,9400 13,8600 12,1200 12,0900 12,1200 13,1300 11,3200 9,9900 7,9500 4,4400 4,4450 4,4430 3,2000 3,1400 2,5600 2,5450 2,5550 2,8590 2,3400 2,0360 1,6980 ŚREDNIA 0,0336 5,3000 12,1560 2,5718 odrzucono Skład spalin na wylocie z komory paleniskowej: kmol , C nC' CH 4 1 , kmol , g .s. kmol , H 2 nH' 2 2CH 4 2 , kmol , g .s. kmol , O2 nO min nC' 0,5n H' 2 1 0,5 2 2 , kmol , g .s. n kmol , pow 2 na min O min 9,52 , 0, 21 0, 21 kmol , g.s. kmol , pow na' na min 2,5718 9,52 24,49 , kmol , g .s. kmol , pow. n a n g na' 0,0012 24, 49 0,0305 , s Bilans spalin: '' '' '' nsw nCO nCO nO'' 2 nN'' 2 nH'' 2O 2 kmol , O2 nO'' 2 1 nO min 2,5718 1 2 3,1436 , kmol , g.s. kmol, H 2 O n H'' 2O n H' 2 2 , kmol , g . s . kmol , N 2 n N'' 2 0,79na' 0,79 24,49 19,35 , kmol , g .s. '' n sw nO'' 2 O2 kmol, s.w 3,1436 25,86 , 12,1560 kmol, g .s. 100 n"CO n"sw CO 25,84 kmol , CO 0,0336 0,0087 , 100 kmol , g.s. n"CO2 n" sw CO 2 25,84 kmol , CO 2 5,3 1,3706 . 100 kmol , g.s. Cząstkowe strumienie gazów spalinowych: n i n g ni'' kmol , O 2 n O2 n g nO'' 2 0,0012 3,1436 0,0039 , s kmol , N 2 n N 2 n g n N'' 2 0,0012 19,35 0,0241 , s kmol, H 2 O n H 2O n g n H'' 2O 0,0012 2 0,0024 , s kmol , CO '' n CO n g nCO 0,0012 0,0087 0,0000108 , s kmol , CO2 '' n CO2 n g nCO 0,0012 1,3706 0,0017 . 2 s Entalpie cząstkowe gazów spalinowych TABELA POMIAROWA V L.p. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Temp. spalin Temp. Temp. spalin Temp. spalin Temp. powietrza Temp. spalin za za powietrza za przed turbiną za turbiną przed dmuchawą podgrzewaczem paleniskiem dmuchawą gazową [oC] gazową [oC] [oC] [oC] [oC] [oC] 267 263 283 288 291 299 305 238 236 248 254 257 263 297 8. 309 ŚREDNIA 288,125 32 32 32 32 33 33 33 95 96 96 95 92 92 90 Temp. pary za kotłem [oC] 243 242 252 260 262 267 271 21 21 21 21 21 21 21 282 273 300 309 306 313 320 271 274 21 33 90 328 258 258,9 21 32,5 93,25 303,875 Entalpie cząstkowe wyznacza się z tablic dla poszczególnych składników gazów spalinowych, przy czym entalpia całkowita dla CO jest sumą entalpii fizycznej i chemicznej. Dla pozostałych składników entalpię całkowitą stanowi entalpia fizyczna. Cząstkowe entalpie fizyczne wyznaczamy dla średniej temperatury spalin przed turbiną gazową Tsp2 . Tsp 2 531,15[ K ] T Mi O 2 MiN 0 T 2 0 2 kJ 7566 , kmol, N 2 kJ 10626 , kmol, CO2 T Mi CO kJ 7802 , kmol , O 2 0 Mi CO T0 kJ 7598 , kmol, CO kJ , 282984 kmol, CO MWd CO T MiH O 0 2 kJ 8881 . kmol, H 2 O Jednostkowy strumień entalpii spalin przed turbiną gazową : Isp'' 2 nO'' 2 MiO2 T 0 n N'' 2 MiN 2 T 0 '' nCO MiCO2 2 T 0 '' nCO MiCO T 0 MWd CO n H'' 2O MiH 2O T 0 I " sp2 0,0039 7802 0,0241 7566 0,0017 10626 0,0000108 7598 282984 0,0024 8881 kJ Isp" 2 205777 kmol , g.s Strumień entalpii spalin przed turbiną gazową : Isp2 n g Isp'' 2 Isp2 0,0012 205777 Isp2 256[kW ] Strumień entalpii powietrza przy temperaturze T pow 305,15K : Mi pow. 945 kJ kmol, pow. I pow. n a Mi pow. I pow 0,0305 945 I pow 28,81[kW ] Bilans zespołu ładującego Strumień entalpii spalin na wylocie z turbiny gazowej dla temperatury Tsp3 = 532,05 K: Mi O 2 T 0 kJ 7831 , kmol , O2 Mi N Mi CO kJ 7593 , kmol, N 2 T 2 0 kJ 10667 , kmol, CO2 T 2 0 kJ , 7625 kmol , CO Mi CO T0 kJ , kmol, CO MWd CO 282984 kJ 8913 . kmol , H 2 O T Mi H O 0 2 Jednostkowy strumień entalpii spalin za turbiną gazową : Isp'' 3 nO'' 2 MiO2 T 0 n N'' 2 MiN 2 T '' nCO MiCO2 2 0 T 0 '' nCO MiCO T 0 MWd CO n H'' 2O MiH 2O I " sp 3 0,0039 7831 0,0241 7593 0,0017 10667 0,0000108 7625 282984 0,0024 8913 kJ Isp" 3 206511 kmol, g.s Isp3 n g Isp'' 3 Isp3 0,0012 206511 Isp 3 257[kW ] Strumień entalpii powietrza na wlocie do dmuchawy: Średnia temperatura na wlocie do dmuchawy wynosi: TD 294,15K I n Mi D Mi 1 X a 1 X a T a T Mi pow | 0pow X a Mi H 2O | 0pow Mi 1 X X a 0 więc: Mi pow |T0 Mi 1 X a pow T a Mi pow | 0pow kJ 610 kmol, pow. kJ 610 kmol , pow. ID n a Mi 1 X a ID 0,0305 610 ID 18,59[kW ] Bilans podgrzewacza wody Średnia temperatura spalin na wylocie z podgrzewacza wody Tsp4 = 366,4 K. Mi O T MiN T 2 2 0 0 kJ 2761 , kmol, O2 kJ 2719 , kmol, N 2 T 0 MiCO kJ 3586 , kmol, CO2 T 2 0 kJ , 2723 kmol , CO Mi CO T0 kJ , 282984 kmol, CO MWd CO kJ 3152 . kmol, H 2 O T Mi H O 0 2 Jednostkowy strumień entalpii spalin za podgrzewaczem wody : Isp'' 4 nO'' 2 MiO2 T 0 n N'' 2 Mi N 2 T 0 T '' nCO MiCO2 2 0 '' nCO MiCO T 0 MWd CO n H'' 2O MiH 2O T 0 I " sp4 0,0039 2761 0,0241 2719 0,0017 3586 0,0000108 2723 282984 0,0024 3152 kJ Isp" 4 74992 kmol , g.s I n I '' sp4 g sp4 Isp4 0,0012 74992 Isp4 93[kW ] Strumień entalpii wody zasilającej na wlocie do podgrzewacza wody : Średnia temperatura spalin na wylocie z podgrzewacza wody Tw = 365K. kJ i w 384,73 kg I i m w w sk Iw 384,73 0, 2589 I 99,6[ kW ] w Sprawność kotła brutto K I p Iw I I g K pow 794,82 99,6 998,13 28,81 K 0,68 6. Opracowanie wyników pomiarów Wypełnić tabele pomiarowe. Sporządzić bilans energii. Wyznaczyć sprawność kotła 7. Sprawozdanie Sprawozdanie powinno zawierać: Stronę tytułową (nazwę ćwiczenia, numer sekcji, nazwiska i imiona ćwiczących oraz datę wykonania ćwiczenia). Dane znamionowe badanego układu. Schemat układu pomiarowego. Tabele wyników pomiarowych i obliczenia. Uwagi i wnioski.