Главная Коллекция "Revolution" Физика и энергетика Тепловой расчет газотурбинных и парогазовых энергетических установок

Тепловой расчет газотурбинных и парогазовых энергетических установок

Методика теплового расчета газотурбинной энергетической установки простого цикла. Расчет тепловой схемы парогазовой установки с одноконтурным котлом-тилизатором. Выбор опорных точек схемы. Конструкторский расчет одноконтурного котла-утилизатора.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 11.02.2017
Размер файла 4,2 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

37

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • Введение
  • 1. Тепловой расчет ГТУ простого цикла
  • 1.1 Исходные данные
  • 1.2 Порядок теплового расчета ГТУ
  • 2. Расчет тепловой схемы ПГУ с одноконтурным котлом-тилизатором
  • 2.1 Выбор опорных точек схемы
  • 2.2 Методика теплового расчета одноконтурной схемы КУ
  • 3. Конструкторский расчет одноконтурного котла-утилизатора
  • 3.1 Исходные данные
  • 3.2 Методика расчета поверхностей нагрева КУ
  • Список использованных источников

Введение

В настоящее время основу отечественной энергетики составляют паротурбинные установки (ПТУ) тепловых электростанций. Одним из наиболее перспективных направлений в развитии энергетики является внедрение газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) энергетическими установок. Широкое распространение ГТУ объясняется в первую очередь их высокой экономической и производственной эффективностью. В последние годы с появлением новых жаропрочных материалов и совершенствованием методов охлаждения высокотемпературных деталей газовых турбин удалось значительно повысить начальную температуру газов, что привело к увеличению электрического КПД ГТУ до 38-40%. Это практически равно КПД паротурбинных установок при значительно меньших капиталовложениях. Разработка и внедрение перспективных высокотемпературных энергетических газовых турбин мощность 25 - 180 - 250 МВт создадут техническую и производственную базу для коренной структурной перестройки электроэнергетики России. Главным недостатком ГТУ остается большая потеря тепла с выхлопными газами, температура которых составляет 550-650°С. Поэтому повышение эффективности ГТУ связано с использованием этого тепла. Наиболее целесообразно это реализуется при передаче этого тепла для нагрева теплофикационной воды или получения пара, который далее используется или в технологических процессах, или в паровых турбинах для дополнительной выработки электроэнергии. Объединение газотурбинных установок с котлами-утилизаторами и с паротурбинными установками приводит к созданию парогазовых установок (ПГУ). В обозримой перспективе традиционные ПТУ будут вытесняться парогазовыми установками (ПГУ), имеющими значительно лучшие энергетические, экономические и экологические характеристики.

газотурбинная парогазовая установка энергетическая

Простейшим вариантом парогазовой установки является газотурбинная теплоэлектроцентраль (ГТУ-ТЭЦ), в которой теплота выходных газов ГТУ используется в котле-утилизаторе (КУ) для нагрева сетевой воды, используемой только для теплофикации. Комбинированные ГТУ-ТЭЦ предназначены для одновременной выработки электроэнергии и теплоты для покрытия теплофикационных и производственных нагрузок. В котлах-утилизаторах (КУ) комбинированных ГТУ-ТЭЦ генерируется технологический пар и подогревается сетевая вода. Для покрытия пиковых теплофикационных нагрузок устанавливаются пиковые водогрейные котлы (ПВК). Достоинством ГТУ ТЭЦ являются очень короткие сроки ввода в эксплуатацию (1-3 года). Например, срок ввода в эксплуатацию паротурбинных ТЭС составляет 6-8 лет, а АЭС - 7-10 лет. Удельные затраты на оборудование ГТУ ТЭЦ в три раза ниже, чем на паротурбинных ТЭС или АЭС [1]. При сжигании 1т условного твёрдого топлива выбрасывается 780кг углекислого газа, при сжигании мазута - более 520кг, природного газа - примерно 370 кг. Эффективное использование природного газа в парогазовых установках позволит радикально снизить выбросы углекислого газа в атмосферу. Сокращению выбросов способствует и повышение эффективности технологических процессов производства электрической и тепловой энергии. В парогазовых установках теплота подводится к рабочему телу (газу) при высокой температуре продуктов сгорания органического топлива, а отвод теплоты происходит в области низких температур конденсации водяного пара. Термический КПД такого цикла зависит от температуры рабочего тела при подводе теплоты к газовой части ПГУ Т1и отвода теплоты от ее паровой части Т2:

При температуре окружающей среды t2=15°С (Т2 = 288 К) и начальной температуре газов t1=1400°С (1673 К) теоретическое значение термического КПД ПГУ составляет 82,8 %. Реальные циклы ПГУ отличаются от идеальных потерями энергии в компрессоре, в турбине, в котле и др., поэтому реально достигнутые значения КПД составляют 55-60%. При этом лучшие паросиловые блоки с суперкритическими параметрами пара и двойным промежуточным перегревом обеспечивают в конденсационном режиме КПД нетто 44-46 %. Основные преимущества ПГУ над паротурбинными блоками:

высокий КПД, достигающий в современных установках 58ч60 %;

снижение удельных капитальных затрат;

сокращение сроков монтажа оборудования ПГУ;

сокращение продолжительности пусков оборудования ПГУ;

уменьшение вредных выбросов в окружающую среду;

сокращение численности эксплуатационного персонала.

В настоящее время реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности.

1. Тепловой расчет ГТУ простого цикла

1.1 Исходные данные

Для расчета тепловой схемы ГТУ задаются или принимаются по оценке следующие исходные величины: электрическая мощность Nэ, =65МВт; температура газов перед турбиной tc,= 1200°C; температура воздуха перед компрессором ta,=15°C; отношение давлений компрессора е 19; КПД электрогенератора ; изоэнтропийный КПД турбины ; изоэнтропийный КПД компрессора ; коэффициент утечек ; коэффициент потерь давления ; коэффициент использования теплоты топлива в камере сгорания ; механический КПД турбины ; число ступеней газовой турбины ; наибольшая допустимая температура металла лопаток турбины tw=850оС. с=0,741, теплота сгорание при нормальных условияхкДж/кг3 Qрн=35130

1.2 Порядок теплового расчета ГТУ

Определение параметров процесса сжатия воздуха в компрессоре.

1. Температура воздуха перед компрессором (точкаа), К:

Та=145+273=288

2. Теплоемкость воздуха при температуреtaперед компрессором, кДж/м3:

Сзв (tа) = (1,2866+0,0001201·15) =1,2884015

3. Теплоемкость воздуха при температуре 25 оС, кДж/м3:

Срв (25) = (1,2866+0,0001201·25) =1,2896025

4. Объемная энтальпия воздуха перед компрессором, кДж/м3:

(2)

hґa (ta) = (1,2866+0,0001201·15) ·15=19,3440375

hв (25) = (1,2866+0,0001201·25) ·25=32,2400625

ha=19,3440375-32,2400625= - 12,896025

5. В первом приближении принимаем значение показателя степени в процессе сжатия для воздухаmв=0,28. Тогда температура воздуха за компрессором в первом приближении (точка b, рисунок 3.2), оС:

tb=716.85554-273=443,8554

6. Объемная теплоемкость воздуха при температуре tb за компрессором, кДж/м3:

) = (1,28866+0,0001201·443,8554) =1,3403065

7. Объемная энтальпия воздухbа за компрессором в реальном процессе (точка b), кДж/м3:

8. Средняяобъемная теплоемкbость воздуха в процессе сжатия в компрессоре, кДж/ (м3·град):

.

9. Средняя массовая теплоемкость воздуха в процессе сжатия в компрессоре, кДж/ (кг·град):

,

где св =1,293 кг/м3 - плотность воздуха при нормальных условиях.

10. Уточнение показателя степени mв:

где Rв=0,287 кДж/ (кг·град) - газовая постоянная для воздуха.

11. Уточнение температуры и энтальпии воздуха за компрессором при новом значении mв (второе приближение). Расчет повторяется от п.5.

tb=709,034856-273=436,034855

) = (1,28866+0,0001201·436,0344855) =1,33936

Определение параметров газа после камеры сгорания.

Энтальпия чистых продуктов сгорания (для коэффициента избытка воздухаб=1), кДж/м3, при температуреtcпосле камеры сгорания (точка с) определяется по методике [4, 7]:

12. Теоретический объем воздуха, необходимый для полного сжигания 1м3 газа (для б=1), м3/м3 (м3 воздуха на1 м3 сжигаемого газа):

Vo=9,32

Здесь CO, H2, CmHn, H2S - содержание компонентов топлива, %; коэффициенты mиnпринимаются равными значениям индексов тех газов, перед которыми стоят эти коэффициенты.

13. Объем трехатомных газов в чистых продуктах сгорания, м3/м3:

VRO2=0,98

14. Теоретический объем водяных паров в чистых продуктах сгорания, м3/м3:

15. Теоретический объем азота, м3/м3:

VN2=7.39

16. Теплоемкости компонентов после камеры сгоранияпри температуре tc, кДж/ (м3·град), [4]:

CRO2= (1,6990+0,004798·1200) =2,27476

СH2O= (1,4733+0,002498·1200) =1,77306

CN2= (1,799+0,001107·1200) =1,41274

СV0=1,43072

17. Аналогично определяются теплоемкости компонентов при температуре 25oC, (cRO2 (25),cH2O2 (25),cN2 (25),cVo (25)).

СRO2 (t25) = (1,6990+0,0004798·25) =1,710995

CH2O (t25) = (1,4733+0,002498·25) =1,479545

CN2 (t25) = (1,2799+0,0001107·25) =1,2826675

СV0 (t25) = (1,2866+0,0001201·25) =1,2896025

18. Суммарный объем чистых продуктов сгоранияии водяных паров после камеры сгорания при б = 1:

Vґг=0,98+2,1+7,39=10,47

19. Объемные доли компонентов в чистых продуктах сгорания:

20. Энтальпия чистых продуктов сгорания при температуреtcпосле камеры сгорания определяется, как энтальпия смеси компонентов, кДж/м3:

,

21. Объемная энтальпия воздуха при температуре tcпосле камеры сгорания, кДж/м3:

(1,2866+0,0001201·1200) ·1200- (1,2866+0,0001201·25) ·25=1684,6239375

22. Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания:

. б=2,99453145769

Здесь энтальпию топлива, поступающего в камеру сгорания, можно принятьhТп= 0.

23. Суммарный объем водяных паров после камеры сгорания при б>1:

24. Суммарный объем газов после камеры сгорания при б> 1 (смесь избыточного воздуха, чистых продуктов сгорания и водяных паров):

25. Объемные доли компонентов в суммарном объеме газов:

26. Энтальпия газов при температуреtcпосле камеры сгорания определяется, как энтальпия смеси компонентов, кДж/м3:

27. Аналогично определяется энтальпия газов hГ (25о) при температуре 25oC. В итоге искомая объемная энтальпия газов после камеры сгорания, кДж/м3:

28. Объемная теплоемкость газов перед турбиной, кДж/ (м3•град):

29. Молекулярная масса газов перед турбиной, кг/моль:

Объем 1 моля для всех газов при нормальных условиях (давлении 1 бар, температуре 0 оС) равен 22,41 м3/моль.

30. Плотность газов перед турбиной при нормальных условиях, кг/м3:

31. Массовая теплоемкость газов перед турбиной, кДж/ (кг•град):

32. Газовая постоянная, кДж/ (кг·град):

33. Показатель степени для газов перед турбиной:

Определение параметров процесса расширения газа в турбине.

34. Для определения температуры газов за турбиной (точка dв реальном процессе) в первом приближении используетсянайденное в п.33значение показателя степени для газов mГ:

где д= е·л - действительное отношение давлений в турбине; л=0,95 - коэффициент потерь давления во входном и выходном патрубках.

35. Объемные теплоемкостикомпонентов газа за турбиной притемпературе, кДж/ (м3•град):

36. Энтальпия газов при температуре иd определяется, как энтальпия смеси компонентов, кДж/м3:

37. Аналогично определяются теплоемкости компонентов и энтальпия газовhГ (25о) при температуре 25 оС, кДж/ (м3•град).

38. В итоге, объемная энтальпия газов за турбиной, кДж/м3:

39. Массовая энтальпия газов за турбиной, кДж/кг:

где сГ - плотность газов при нормальных условиях, п.30.

40. Объемная теплоемкость газов за турбиной (перед котлом-утилизатором), кДж/ (м3•град):

41. Массовая теплоемкость газов за турбиной (перед котлом-утилизатором), кДж/ (кг•град):

42. Средняя объемная теплоемкость процесса расширения турбины, кДж/ (м3•град):

43. Средняя массовая теплоемкость процесса расширения турбины, кДж/ (кг•град):

44. Средний показатель степени процесса расширения турбины:

где RГ - см. п.32.

45. По среднему показателю степени mГср выполняется второе и третье приближение. Расчет повторяется от п.34.

Уточняются температура, теплоемкость и энтальпия газов за турбинойTd,иd,иId.

46. Работа расширения газа в турбине (полезно использованный теплоперепад), кДж/кг:

47. Располагаемый теплоперепад турбины, кДж/кг:

48. Работа, затраченная на сжатие воздуха в компрессоре, кДж/м3:

49. Коэффициент, учитывающий утечки воздуха:

b=0.970236

где б - коэффициент избытка воздуха, бу - коэффициент утечек.

50. Полезная работа ГТУ на валу агрегата, кДж/м3:

Hе=795,725645·0,99-0,97024·564,6637=449,4472

51. Объемный расход газовна турбину, м3/с:

52. Массовый расход газов на турбину, кг/с:

53. Объемный расход воздуха, подаваемого компрессором, с учетом утечек, м3/с:

54. Расход топлива на ГТУ без охлаждения, м3/с:

,

55. Мощность, развиваемая газовой турбиной, кВт:

,

56. Мощность, потребляемая компрессором, кВт:

57. Коэффициент полезной работы ГТУ:

58. Коэффициент полезного действия ГТУ (электрический КПД ГТУ) без охлаждения:

Учет охлаждения турбины ГТУ

59. Относительный расход воздуха, отбираемый от компрессора на охлаждение турбины, м3/м3:

где tw - наибольшая допустимая температура металла лопаток, определяемая по условиям прочности,tw= 800-850°С.

60. Ориентировочная температура газов после первой ступени, К, (если принять число ступеней газовой турбиныz=4 и считать теплоперепады всех ступеней одинаковыми):

61. Коэффициент снижения работы охлаждаемой турбины:

где

гк - коэффициент снижения работы турбины за счет затрат на сжатие дополнительного воздуха, подаваемого на охлаждение; гТ - коэффициент снижения работы турбины вследствие снижения эффективности охлаждаемых ступеней по сравнению с неохлаждаемыми; гВ - коэффициент увеличения работы турбины за счет дополнительной работы охлаждающего воздуха, сбрасываемого в проточную часть.

, =0,45612

62. Располагаемая работа ГТУ без охлаждения, кДж/м3:

63. Внутренняя работа ГТУ с охлаждением, кДж/м3:

,

64. Механический КПД ГТУ:

,

65. Объемный расход газов на турбину с охлаждением, м3/с:

,

66. Массовый расход газов на турбину с охлаждением, кг/с:

67. Расход топлива на ГТУ с охлаждением, м3/с:

68. Расход воздуха в камеру сгорания с учетом расхода на охлаждение, м3/с:

69. Необходимая производительность компрессора с учетом расхода воздуха на охлаждение, м3/с:

70. Объемный расход газов на выходе из турбины с учетом воздуха, сбрасываемого в проточную часть из системы охлаждения (расход газов в котел-утилизатор), м3/с:

71. Массовый расход газов на выходе из турбины с учетом воздуха, сбрасываемого в проточную часть из системы охлаждения (расход газов в котел-утилизатор), кг/с:

,

72. Электрический КПД ГТУ с охлаждением:

2. Расчет тепловой схемы ПГУ с одноконтурным котлом-тилизатором

Исходные данные

GГ=230,26897,Иd=553,42582, Id=581,57613, NГТУэ=67675,04185, зГТУэ=0,34358

2.1 Выбор опорных точек схемы

Перед расчетом одноконтурной схемы ПГУ (рис.4.1) необходимо выбрать некоторые опорные точки, определяемые либо надежностью, либо термодинамическими условиями.

Первой опорной точкой является начальная температура пара t0=350°С, дt1=иd-t0 дt1=203,42582. Второй опорной точкой является температура питательной воды tпв на входе в КУ. Для исключения коррозии выходных поверхностей КУ температура tпв должнасоствлять не менее 60°С. Ее повышение приводит к увеличению температуры уходящих газов КУ иух и снижению КПД КУ, а следовательно, всей ПГУ. tпв=60°С. Третьей опорной точкой является давление в деаэраторе и способ его питания. Чаще всего для деаэратора используется пар, генерируемый КУ, с понижением давления в регулирующем клапане. Возможна и бездеаэраторная схема.

2.2 Методика теплового расчета одноконтурной схемы КУ

1. Уравнение теплового баланса для совместных поверхностей пароперегревателя и испарителя:

(4.1)

где h0-энтальпия парана выходе из котла, кДж/кг; IЭК-массовая энтальпия газов перед экономайзером по ходу газов, кДж/кг; G0 - расход свежего пара на турбину, кг/с; GГ - расход газов, кг/с; 1d-массовая энтальпия газов на входе в КУ, кДж/кг; hэк - энтальпия воды после экономайзера, кДж/кг, равная энтальпии воды в состоянии насыщения tsпри давлениипарар0.

Для решения этого уравнения необходимо определить температуру и энтальпию газов перед экономайзером, где ts - температура насыщения питательной водой при давлении р0, ts=233,858, hs=1008,0961, дtэк=11

Температура газов перед экономайзером, оС:

иэк=ts+дtэк, (4.2)

иЭК=244,858

Массовая энтальпия газов перед экономайзером, кДж/кг:

, (4.3)

где сРэк - массовая теплоемкость газов ГТУ, кДж/ (кг·град), при температуре иэк перед экономайзером, определяется по методике, изложенной в тепловом расчете ГТУ (п.35,36):

(4.4)

Отсюда массовый расход генерируемого в КУ пара, кг/с:

(4.5)

, , ,

2. Уравнение теплового баланса для точки смешения перед ГПК котла-утилизатора:

(4.6)

Здесь hк - энтальпия насыщения конденсата при давлении рк; hПВ=4, 19·60, кДж/кг - энтальпия питательной воды с температурой 60оС после точки смешения.

Отсюда расход рециркуляции:

, (3.6)

(4.7),

3. Уравнение теплового баланса для экономайзера:

, (4.8)

где Iух - массовая энтальпия уходящих газов, кДж/кг; hПВ - энтальпия питательной воды после точки смешения, кДж/кг.

Отсюда массовая энтальпия уходящих газов КУ, кДж/кг:

(4.9),

4. Температура уходящих газов, оС:

(4.10)

где теплоемкость сРух определяется по методике, изложенной в тепловом расчете ГТУ (п. 30,31). Здесь для определения теплоемкостей компонентов газа не хватает температурыиух. Задача решается методом итераций (последовательных приближений). Задаются температурой иух=100оС, определяют теплоемкость сРух и по формуле (4.10) находят температуру уходящих газов иух в первом приближении. После этого выполняют второе приближение по найденной температуре.

Если температура уходящих газов слишком высока (иух>120 оС), необходимо увеличить расход пара G0 (питательной воды). Для этого следует снизить температуру и давление свежего пара на выходе из котла t0, р0 и повторить расчет от п.1. Однако, температура уходящих газов не должна быть ниже 80 оС.

, , ,

5. КПД КУ (коэффициент утилизации):

(4.11)

где Ia-массовая энтальпия газов при температуре окружающей среды иa, кДж/кг. Если принять, что теплоемкости газов на входе и выходе из КУ примерно одинаковы, то можно воспользоваться более простым выражением:

, ,

(4.12),

6. Суммарное количество тепла, переданное газами в КУ, кВт:

(4.13),

7. Количество тепла, переданное газами в пароперегревателе, кВт:

(4.14),

где hS - энтальпия насыщенного пара при давлении р0, кДж/кг; h0 - энтальпия перегретого пара.

Иначе:

(4.15)

8. Отсюда определяется массовая энтальпия газов после ПП, кДж/кг:

(4.16)

9. Температура газов после ПП, оС:

, иЭК=244,858

(4.17

)

Здесь для определения теплоемкостей компонентов газа не хватает температуры и1. Задача решается методом итераций (последовательных приближений). Задаются средней температуройи1= (иd+иЭК) /2, оС, определяют теплоемкость сРППи находят температуру газов и1после ПП в первом приближении. После этого производят второе приближение.

,

, ,

,

Второе приближение

, , ,

10. Количество тепла, переданное газами в испарителе, кВт:

, ,

(4.18),

11. Количество тепла, переданное газами в экономайзере, кВт:

(4.19)

3. Конструкторский расчет одноконтурного котла-утилизатора

3.1 Исходные данные

Для выполнения конструкторского расчета котла-утилизатора (КУ) необходимо первоначально произвести конструктивную проработку стандартной секции КУ, то есть выбрать все конструктивные характеристики секции, а также тип и характеристики оребрениятруб. Крупнейшим производителем КУ и оребренных труб для их поверхностей нагрева является АО "Подольский машиностроительный завод". Завод изготавливает типовые секциидля горизонтальных КУ. Поверхности нагрева имеют шахматное расположение труб единого сортамента (сталь 20, кроме пароперегревателя ВД, для которого использована сталь 12Х1МФ). Параметры оребренных труб типовой секции завода:

диаметр труб dнар=0,032 м, диаметр труб dвнр=0,024 м

шаг ребра bреб=0,005м; высота ребра hреб=0,009м;

толщина ребра дреб=0,001м;

поперечный шаг труб (поперек котла) S1=0,072м;

продольный шаг труб по ходу газов S2=0,085м;

длина оребренной части трубы Iтр=12м

ширина типовой секции по осям крайних труб bсек=2,5м;

высота труб типовой секции по осям коллекторов Icек=1тр

число секций mсек=3шт

bкотла=bсек·mсек

для газа щг= 15 м/с;

для пара м/с;

для воды м/с;

Температуры теплоносителей и тепловые нагрузки поверхностей нагрева QПП, QИСП, QЭКпринимаются из теплового расчета КУ.

3.2 Методика расчета поверхностей нагрева КУ

Определение габаритных размеров КУ

1. Задавшись в первом приближении скоростью газов на входе в газоход КУ (перед пароперегревателем) в диапазоне щ0 =8 м/c, можно оценить площадь поперечного сечения газохода:

(5.1), ѓ=68,8268, Здесь Vг=1/сг,=0,7898978 м3/кг;

G=230,2689693 массовый расход газов, кг/с,

Иd=553,42581 - температура газов передКУ, оС.

2. Поскольку площадь газоходаf-это произведение высоты труб на ширину КУ, т.е. f = lтр·bкотла, задаваясь числом секций в ряду mсек=3-4 и шириной каждой секции bсек=1,5-2,5 м, можно определить ширину котла, а затем его высоту:

bкотла= 7,5, (5.3) ,

3. Число труб в одном ряду каждой секции:

(5.4),

4. Полное число труб в каждой секции:

mтр=2·m1тр. (5.5)

5. Площадь проходного сечения котла для газов в зоне ПП определяется, как разность площади поперечного сечения газохода и суммарной площади в свету труб первого ряда ПП:

Fпр = f - m1тр·mсек· (dнар·lтр+ 2··hреб·дреб) (5.6),

6. Скорость газов в межтрубном пространстве ПП:

(5.7), Где иd=553,42581

,

Оптимальная скорость газов в котле составляет щг=12-18 м/с. Если значение щгсущественно отличаетсяот оптимального, следует перезадаться скоростью в газоходе перед ППщ0и повторить расчет от п.1.

7. Скорость пара в трубках ПП:

P0=3=291,929

,

Определение поверхности теплообмена одной секции.

8. Площадь поверхности гладкой трубы, м2:

, (5.9)

9. Площадь боковых поверхностей ребра, м2:

(5.11),

10. Площадь внутренней торцевой поверхности ребра, м2:

(5.12)

11. Площадь наружной торцевой поверхности ребра, м2:

(5.13)

12. Площадь поверхности теплообмена одной оребренной трубы, м2:

(5.14)

13. Площадь поверхности теплообмена одной секции (двух рядов труб), м2:

(5.15)

Определение поверхности теплообмена пароперегревателя (ПП)

14. Среднелогарифмический температурный напор ПП, ?С:

, (5.16)

где ? - меньшая разность температурмежду теплоносителями; ? - большая разность температур. Для пароперегревателя,

(рис.5.1).

15. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке трубы при поперечном обтекании и шахматном расположении труб, Вт/ (м2·К):

. (5.17)

Где: щг - скорость газов в ПП, п.6; - теплопроводность газов, Вт/ (м·К); нг - кинематическая вязкость, м2/с; Prг - число Прандтля для газов. Значения параметров лг, нг, Prг принимаются по табл.5.1 при средней температуре газов в ПП иППср= (иd+и1) /2; Сs - поправка на компоновку пучка труб, определяется в зависимости от относительных шагов (поперечного и продольного ) и параметра цб:

,

(5.18)

при 0,1 <цу ?1,7 ; (5.19), Сs=0,=3147317

- поправка на число рядов труб по ходу газов:

при и ; (5.20)

Здесь z2 - число рядов труб по ходу газов (в первом приближении задается z2= 4)

б1=83,8462324

16. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от стенки к пару, Вт/ (м2·К):

. (5.21)

Здесь щп - скорость пара в трубах, п.7; - теплопроводность пара в ПП, Вт/ (м·К); - кинематическая вязкость пара, м2/с; -число Прандтля для пара. Значения параметров лп, нп, Prп принимаются по табл.5.1 при средней температуре пара в пароперегревателе tППср= (t0+tS) /2, где ts - температура насыщения в барабане. , , ,

17. Коэффициент теплопередачи ПП, Вт/ (м2·К):

, (5.22),

18. Площадь поверхности теплообмена ПП, м2:

(5.23)

где QПП - тепловая нагрузка ПП, определена в тепловом расчете. FПП=11335,03846

19. Общее число труб ПП:

zПП = FПП/Fтр (5.24)

ZПП=2146

20. Число рядов секций ПП по ходу газов, шт.:

(5.25)

где mсек - число секций в одном ряду ПП. Число рядов секций округляется до ближайшего целого.

21. Число рядов труб ПП по ходу газов, шт.:

(5.26) Z2=10

Определение поверхности теплообмена испарительной части

22. Среднелогарифмический температурный напор испарителя, ?С, определяется по формуле (16), в которой ? и ? (рис.4.1), , ,

23. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке испарительного контура, б1, Вт/ (м2·К), определяется по формуле (5.17). Значения параметров лг, нг, Prг принимаются по табл.5.1 при средней температуре газов в испарительном контуре иИСПср= (и1+иэк) /2; скорость газов также определяется при средней температуре, п.6. , , ,

. б1=114,25363

24. Коэффициентом теплоотдачи конвекцией от стенки к пароводяному рабочему телу б2 можно пренебречь, т.к. в испарителе происходит процесс кипения воды, при котором коэффициент теплоотдачи б2 очень велик и значение термического сопротивления стремится к нулю.

25. Коэффициент теплопередачи испарителя, Вт/ (м2·К):

, (5.27)

где дтр - толщина стенки трубы, м; - коэффициент теплопроводности стенки, Вт/ (м·К). Для стали 20:

(5.28)

Здесь средняя температура стенки, ?С:

(5.29)

,

Площадь поверхности теплообмена испарителя, м2, число рядов труб и число рядов секций по ходу газов определяются, соответственно, по формулам (5.18) - (5.21).

Площадь поверхности теплообмена испорителя, м2:

где Qпп - тепловая нагрузка испорителя, определена в тепловом расчете. Fисп=7393,60733

19. Общее число труб исппарителя:

Zисп = Fисп/Fтр (5.24) ZПП=1399

20. Число рядов секций испарителя по ходу газов, шт.:

,

где mсек - число секций в одном ряду испарителя. Число рядов секций округляется до ближайшего целого.

Число рядов труб испарителя по ходу газов, шт.:

(5.26) Z2=14

Определение поверхности теплообмена экономайзера

26. Среднелогарифмический температурный напор экономайзера, ?С, определяется по формуле (5.16), в которой ?tm= и?. tпв=60, ,

27. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке для экономайзера б1, Вт/ (м2·К), определяется по формуле (5.17). Значения параметров лг, нг, Prг принимаются по табл.5.1 при средней температуре газов в экономайзере иэкср= (иэк+иух) /2; скорость газов также определяется по средней температуре, п.6. икнм=203,04983, лп=0,04, нп=32,8·10-6, Рrп=0,67

, б1=96,1683

28. Коэффициент теплопередачи экономайзера, Вт/ (м2·К):

, (5.30)

29. Площадь поверхности теплообмена экономайзера, м2, и количество рядов труб по ходу газов определяется, соответственно, по формулам (5.23) - (5.26).

tпв=60, , ,

Площадь поверхности теплообмена экономайзера, м2:

где Qпп - тепловая нагрузка испорителя, определена в тепловом расчете. Fэк=15902,2789

19. Общее число труб экономайзера

Zэк = Fэк/Fтр (5.24), Zэк=4012

20. Число рядов секций испарителя по ходу газов, шт.:

где mсек - число секций в одном ряду экономайзера. Число рядов секций округляется до ближайшего целого.

Число рядов труб экономайзера по ходу газов, шт.:

(5.26)

Z4=30

Результаты конструкторского расчета одноконтурного котла-утилизатора сводятся в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 - Результаты конструкторского расчета одноконтурного КУ

Наименование величины

Обозначение

Значение

Температурный напор ПП, ?С

122,8323

Коэффициент теплоотдачи ПП, Вт/ (м2·К)

б1

83,8462

Коэффициент теплоотдачи ПП, Вт/ (м2·К)

б2

100,34627

Коэффициент теплопередачи ПП, Вт/ (м2·К)

45,6786

Площадь теплообмена ПП, м2

11335,03846

Число рядов труб по ходу газов ПП, штук

21

Число рядов секций по ходу газов ПП, штук

11

Скорость газов в ПП, м/с

щгпп

13,038

Скорость пара в ПП, м/с

щппп

35,2879

Высота труб, м

lтр

12

Ширина секции, м

bсекц

2,5

Ширина котла, м

bкотла

7,5

Температурный напор ИСП, ?С

93,659

Коэффициент теплоотдачи ИСП, Вт/ (м2·К)

б1ИСП

114,2536

Коэффициент теплопередачи ИСП, Вт/ (м2·К)

113,1432

Площадь теплообмена ИСП, м2

7392,6073

Число рядов труб по ходу газов ИСП, штук

14

Число рядов секций по ходу газов ИСП, штук

7

Скорость газов в ИСП, м/с

щгисп

Температурный напор экономайзера, ?С

40,6564

Коэффициент теплоотдачи экономайзера, Вт/ (м2·К)

б1

96,1683

Коэффициент теплопередачи экономайзера, Вт/ (м2·К)

57,761

Площадь теплообмена экономайзера, м2

15902,2789

Число рядов труб по ходу газов экономайзера, штук

30

Число рядов секций по ходу газов экономайзера, штук

15

Список использованных источников

1. Цанев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учеб. пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с.

2. Турбины тепловых и атомных электростанций. / Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: Изд-во МЭИ, 2001. - 488 с.

3. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов. - М.: Высш. школа, 1979. - 254 с.

4. Степанов И.Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение и перспективы. Апатиты. - 2000. - 166 с.

5. Расчёт показателей тепловой схемы и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций: Учебное пособие / С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев и др.; Под ред.В. В. Чижова. - М.: Издательство МЭИ, 2000. - 72 с.

6. Трухний А.Д. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа / А.Д. Трухний, С.В. Петрунин. - МЭИ. - 2001. - 24 с.

7. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод), С. - П.: ВТИ, НПО ЦКТИ, 1998 г. - 256 с.

8. Подборский, Л.Н. Турбины ТЭС и АЭС. Методическое пособие к курсовому проектированию. / Л.Н. Подборский. - Красноярск: СФУ, 2011. - 112 с.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

  • Энергогенерирующая установка и ее технико-экономические показатели

    Общая характеристика парогазовых установок (ПГУ). Выбор схемы ПГУ и ее описание. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки. Расчет цикла ПГУ. Расход натурального топлива и пара. Тепловой баланс котла-утилизатора. Процесс перегрева пара.

    курсовая работа [852,9 K], добавлен 24.03.2013

  • Определение технико-экономических показателей парогазовых установок

    Характеристика парогазовых установок. Выбор схемы и описание. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки. Технико-экономические показатели паротурбинной установки. Анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок.

    курсовая работа [2,2 M], добавлен 27.04.2015

  • Расчет газотурбинной установки

    Схема и принцип действия газотурбинной установки. Выбор оптимальной степени повышения давления в компрессоре теплового двигателя из условия обеспечения максимального КПД. Расчет тепловой схемы ГТУ с регенерацией. Расчёт параметров турбины и компрессора.

    курсовая работа [478,8 K], добавлен 14.02.2013

  • Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок

    Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.

    курсовая работа [192,9 K], добавлен 25.12.2012

  • Тепловой баланс паротурбинной установки

    Выбор котла и турбины. Описание тепловой схемы паротурбинной установки. Методика и этапы определения параметров основных точек термодинамического цикла. Тепловой баланс паротурбинной установки, принципы расчета главных показателей и коэффициентов.

    курсовая работа [895,5 K], добавлен 03.06.2014

  • Моделирование тепловой схемы ПГУ

    Краткое описание, принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки. Моделирование котла-утилизатора и паровой конденсационной турбины К-55-90. Расчет тепловой схемы комбинированной энергетической установки.

    курсовая работа [900,4 K], добавлен 10.10.2013

  • Разработка схемы теплового контроля водяного котла утилизатора КУВ-35/150

    Особенности разработки схемы теплового контроля водяного котла утилизатора КУВ-35/150, способы организации процесса регулирования питания. Этапы расчета узла измерения расхода сетевой воды за котлом. Анализ функциональной схемы теплового контроля.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 15.01.2013

  • Расчёт тепловой схемы бинарной газотурбинной установки ГТН-10

    Расчет тепловой схемы, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей газотурбинной установки. Определение зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при разных значениях начальных температур воздуха и газа.

    курсовая работа [776,2 K], добавлен 11.06.2014

  • Расчет судовой энергетической установки

    Расчет буксировочного сопротивления судна "Михаил Стрекаловский". Комплектация тепловой схемы главного пропульсивного комплекса. Выбор утилизационного парового котла. Оценка эксплуатационной эффективности судовых энергетических установок и их элементов.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 09.09.2014

  • Расчет тепловой схемы газотурбинной установки ГТН–16

    Расчет тепловой схемы, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей ГТН–16. Определение расчётных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа.

    контрольная работа [1,5 M], добавлен 07.02.2016

  • Расчет трубчатого теплового аппарата

    Разработка и определение основных технологических параметров котла-утилизатора для параметров газотурбинной установки ГТУ – 8 РМ. Тепловой конструктивный, гидравлический, прочностной расчет проектируемого аппарата, обоснование полученных результатов.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 20.03.2017

  • Расчет котельной установки

    Выбор типа котла. Энтальпия продуктов сгорания и воздуха. Тепловой баланс котла. Тепловой расчет топки и радиационных поверхностей нагрева котла. Расчет конвективных поверхностей нагрева котла. Расчет тягодутьевой установки. Расчет дутьевого вентилятора.

    курсовая работа [542,4 K], добавлен 07.11.2014

  • Тепловой расчет парогенератора ГМ-50-1

    Составление расчётно-технологической схемы трактов парового котла. Определение расчётного расхода топлива. Выбор схемы его сжигания. Конструкторский расчет пароперегревателя, экономайзера, воздухоподогревателя и сведение теплового баланса парогенератора.

    курсовая работа [316,3 K], добавлен 12.01.2011

  • Расчет проточной части газотурбинной установки

    Особенности применения газотурбинных установок (ГТУ) в качестве источников энергии в стационарной энергетике на тепловых электрических станциях. Выбор оптимальной степени повышения давления в компрессоре ГТУ. Расчёт тепловой схемы ГТУ с регенерацией.

    курсовая работа [735,3 K], добавлен 27.05.2015

  • Тепловой расчет парового котла марки Е-75-40-ФБ

    Расчетно-технологическая схема трактов парового котла. Выбор коэффициентов избытка воздуха. Топливо и продукты горения. Тепловой баланс парового котла. Определение расчетного расхода топлива. Выбор схемы топливосжигания. Проверочно-конструкторский расчет.

    курсовая работа [436,4 K], добавлен 23.05.2013

  • Расчет тепловой схемы и тепловой расчет проточной части газотурбинной установки

    Состав продуктов сгорания топливного газа. Расчет осевого компрессора и газовой турбины, цикла, мощности и количества рабочего тела. Определение диаметров рабочих лопаток, числа ступеней. Технические характеристики агрегатов ГТНР-16 и ГПА "Надежда".

    курсовая работа [3,1 M], добавлен 16.04.2014

  • Расчет парогазовой установки

    Тепловой и конструктивный расчет парогенератора высокого давления. Принцип действия бинарной парогазовой установки. Методология определения состояния пара. Характеристика уравнения теплового баланса для газового подогревателя. Электрический КПД ПГУ.

    курсовая работа [310,5 K], добавлен 24.04.2015

  • Тепловой расчет теплового котла

    Выбор температуры уходящих газов и коэффициента избытка воздуха. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания, а также энтальпии воздуха. Тепловой баланс теплового котла. Расчет теплообменов в топке, в газоходе парового котла. Тепловой расчет экономайзера.

    курсовая работа [242,4 K], добавлен 21.10.2014

  • Расчет водогрейного котла

    Описание конструкции котлоагрегата, его поверочный тепловой и аэродинамический расчет. Определение объемов, энтальпий воздуха и продуктов сгорания. Расчет теплового баланса и расхода топлива. Расчет топочной камеры, разработка тепловой схемы котельной.

    курсовая работа [1,5 M], добавлен 07.01.2016

  • Выбор основного тепломеханического оборудования и расчет тепловой схемы электростанции

    Параметры газовой турбины ALSTOM GT-13E2, котла-утилизатора и паротурбинной установки. Выбор основного электрооборудования и варианта выдачи мощности электростанцией. Расчет токов короткого замыкания, выключателей и разъединителей. Монтаж гибкой ошиновки.

    дипломная работа [4,3 M], добавлен 15.03.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены