Парогазовые установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Московский государственный открытый университет

Курсовая работа

по предмету: Общая энергетика

Выполнил:

Савичев С.В.

Москва

2008 г.

Содержание

парогазовый адиабатический сгорание компрессор

1. Исходные данные

2. Схема совмещенного процесса газовой и паровой ступеней в Т-S диаграмме

3. Описание процесса

4. Достоинства и недостатки ПГУ

5. Расчет и построение h-S диаграммы

6. Расчет тепловой схемы паровой части ТЭС

7. Расчет газовой части

Список используемой литературы

1. Исходные данные

Рассчитать упрощенную тепловую схему парогазовой установки с высоконапорным парогенератором. В установке сжигается ставропольский газ.

Расход пара после парозапорной задвижки ВПГ	Dne=180 Дж кг/с
Расход воздуха через компрессор	Gв= 210 кг/с
Степень повышения давления в компрессоре	р =6.8
Адиабатический КПД компрессора	зак=0.865
Внутренний КПД газовой турбины	звт=0.888
Температура наружного воздуха	tнв=18 єС
Температура газов перед турбиной	tгт=800 єС
Расход тепла из отбора на сетевой подогреватель (СП)	Qт=150 МВт
Давление пара после парозапорной задвижки ВПГ	Pne=11.5 МПа
Давление отбора пара	P1=0.17 Мпа
Давление отбора пара	P2=0.8 Мпа
Давление отбора пара	P3= 3 Мпа
Давление в конденсаторе паровой турбины	Pк=0.0054 Мпа
Температура пара после парозапорной задвижки ВПГ	tne=545 єС
Внутренний относительный КПД части высокого давления паровой турбины	зoiчвд=0.8
Внутренний относительный КПД части низкого давления паровой турбины	зoiчнд=0.75

2. Схема совмещенного процесса газовой и паровой ступеней в Т-S диаграмме

3. Описание процесса

Парогазовая установка состоит из двух частей: газотурбинной и паротурбинной.

Газовая ступень.

1-2 Адиабатическое расширение продуктов сгорания в газовой турбине ГТ.

2-3 Передача части теплоты продуктов сгорания питательной воде.

2-4 Изобарный процесс охлаждения рабочего тела.

3-4 Сброс в атмосферу отработанных газов.

4-5 Адиабатный процесс сжатия атмосферного воздуха.

5-1 Изобарный процесс нагрева продуктов сгорания (горение) топлива в ВПГ.

Паровая ступень.

6-11 Адиабатное расширение пара в ЧВД паровой турбины.

6-7 до первого отбора.

8-9 от первого до второго отбора.

10-11 от второго до третьего отбора.

11-12 Адиабатное дросселирование при переходе из ЧВД в ЧНД. При дросселировании реальных газов происходит снижение температуры из-за того, что у них внутренняя энергия зависит и от объема. У реальных газов при дросселировании изменяется температура вследствии изменения теплоемкости.

12-13 Адиабатное расширение пара в ЧНД паровой турбины.

13-14 Изобарный отвод тепла от отрабатываемого пара в конденсаторе К.

14-15 Адиабатный процесс увеличения давления питательной воды в питательном насосе.

15-16 Изобарный подогрев питательной воды, отработавшей в газовой турбине ГТ.

16-18 Изобарный процесс нагрева в ВПГ рабочего тела.

16-17 до насыщения.

17-18 парообразование.

18-6 Изобара перегрева сухого насыщенного пара.

4. Достоинства и недостатки ПГУ

Достоинства ПГУ.

Более высокий КПД цикла т.к. работают два рабочих тела, у одного начальная t_н = 800 єС, конечная t_к = 382 єС у другого t_н = 545 єС, t_к = 32 єС.

При организации современного цикла отработавшее первое рабочее тело (продукты сгорания) отдают часть своей теплоты для нагрева второго рабочего тела (питательной воды). Таким образом, КПД ПГУ доходит до 50 %. Снижение расхода металла, строительных площадей, стоимости оборудования с монтажом и т.д. позволяет снизить себестоимость вырабатываемой электроэнергии по сравнению с ГТУ отдельно от ПТУ.

Недостатки ПГУ.

Поскольку в ГТУ используется дефицитное жидкое или газообразное топливо, то такое соединение ГТУ с ПТУ целесообразно применять во время пиковых нагрузок, а при отключении ГТУ происходит снижение КПД установки ниже КПД ПТУ. Это связано с особенностями ВПГ - его эффективность (организация процесса горения) резко падает, а так же всего технологического процесса (необходимо больше пара на подогрев питательной воды, из-за уменьшения пара в проточной части турбины и КПД падает).

5. Расчет и построение h-S диаграммы

Строим процесс расширения пара в паровой турбине по h-S диаграмме. На пересечении изобары и изотермы при начальных значениях P_ne = 11.5 МПа и t_ne = 545 єС находим точку 0 - начала расширения пара в турбине, и энтальпию в этой точке: h_ne = 3472кДж/кг.

Проводим вертикаль от 0 до пересечения с изобарой P₁=0.17 МПа. Точка пересечения имеет энтальпию h_а1 = 2508 кДж/кг. Найдем располагаемый теплоперепад от P_ne до P₁:

H_1а = h_ne- h_а1= 3472-2508 = 964 кДж/кг

Находим действительный теплоперепад:

H_1д = зoiчвд·H_1а = 0.8·964 = 771 кДж/кг

Действительная энтальпия пара в отборе при давлении P₁:

h_1д = h_ne -H_1д = 3472 - 771 = 2701 кДж/кг, t₁ =115 єС

Строим точку 1 пересечения изобары P₁=0.17 МПа с горизонталью h_1д= 2701 кДж/кг.

Соединяем точки 0 и 1. На пересечении прямой 01 с изобарами P₃= 3 МПа, P₂ = 0.8 МПа

Строим точки 3 и 2. Находим значения энтальпии h_2д, h_3д в этих точках: h_2д = 2944 кДж/кг, t₂ = 245 єС; h_3д= 3188 кДж/кг, t₃ =380 єС.

Находим давление P₁^ґ, которое меньше P₁ на 20 %, что соответствует потере давления в регулировочных клапанах теплофикационного отбора: P₁ = 0.8·0.17 = 0.14 МПа. Строим точку 1^ґ на пересечении изобары P₁ = 0.14 МПа и горизонтали h_1д. t₁ ^ґ= 112 єС. От точки пересечения изобары P₁^ґ и энтальпии h_1д, опускаем перпендикуляр на изобару P_к = 0.0054 МПа и находим энтальпию h_ка = 2228 кДж/кг

Находим располагаемый теплоперепад:

H_ка = h_1д- h_ка = 2701-2228 = 473 кДж/кг

Находим действительный теплоперепад:

H_кд= зoiчнд·H_ка = 0.75·473 = 354.7 кДж/кг

Действительная энтальпия пара:

h_кд = h_1д -H_кд = 2701 - 354.7 = 2346.3 кДж/кг

Построим точку 4 на пересечении горизонтали h_кд и изобары P_к . Составим сводную таблицу параметров пара в основных точках процесса расширения пара в паровой турбине.

Точки по h-S диаграмме	Р, МПа	t, єС	h, кДж/кг	S, кДж/кг·К
hne 0	11.5	545	3472	6.62
h3д 3	3	380	3188	6.97
h2д 2	0.8	245	2944	7.22
h1д 1	0.17	116	2701	7.7
1ґ	0.14	112	2701	7.85
hкд 4	0.0054	32	2346.3	8.22

6. Расчет тепловой схемы паровой части ТЭС

Составим уравнения теплового баланса для каждого подогревателя.

Уравнения тепловых балансов составляются с подстановкой расхода пара и воды в долях относительно D_ne.

Доля воды после конденсатора:

=

Доля пара отборов:

=; =; =

Доля питательной воды после деаэратора:

==1

Доля пара на сетевой подогреватель:

=

При составлении уравнения теплового баланса для П1 и П3 принять недогрев питательной воды регенеративного подогревателя равным 3-5 єС.

Подогреватель П1

По справочным таблицам Ривкина найдем - энтальпию насыщения пара первого отбора. = 483,2 кДж/кг; отсюда

t_н1==483.2/4.19=115.3 °С

= t_н1- 5 єС = 115.3-5 = 110.3 єС.

=Ч4.19=110.3Ч4.19 = 462.16 кДж/кг

Составим уравнение теплового баланса для П1

=

(1)

Деаэратор П2

P₃ = 3 МПа; t_н3 = 380 єС; = 1008,4 кДж/кг - из справочника Ривкина

P₂ = 0.8 МПа; h_2д = 2944 кДж/кг; = 721 кДж/кг

Т.к. подогрев воды в ГП-2 принимаем равным 30 єС , то температура воды на выходе из ГП2:

= t_н1 + 30 єС= 115.3 + 30 єС= 145.3 єС; = 612.3 кДж/кг

Составим уравнение теплового баланса:

1Ч =·+

721= 462.16·+ 612.3· 483.2·+ 2944· + 1008.4· (2)

Кроме того, для деаэратора необходимо составить уравнение материального баланса:

=1 (3)

Подогреватель П3

P₃= 3 МПа; t_н3=380 єС; h_3д= 3188 кДж/кг; = 1008,4 кДж/кг.

= 721 кДж/кг.

Составим уравнение теплового баланса для П3 учитывая, что вода на входе в П3 находится в состоянии насыщения под давлением P_ne, создаваемым питательным насосом после деаэратора. Недогрев питательной воды принимаем равным 5 єС.

t_пв3= t_н3- 5= 380-5 = 375 єС

= -(5·4.19)= 1008.4 - 20.95 = 987.5 кДж/кг

Уравнение теплового баланса будет иметь вид:

h_3д+ 1· + 1·

2179.6·б₃ = 266.5

(4)



Подогреватель сетевой воды СП

P₁ = 0.17 МПа; h_1д = 2701 кДж/кг; = 483,2 кДж/кг

С учетом заданного расхода тепла из отбора на сетевой подогреватель Q_т определим абсолютное значение расхода пара на сетевой подогреватель.

Q_т

Составим систему уравнений из двух уравнений теплового баланса (для П1 и П2), и уравнения теплового баланса для П2.



Теперь определяем абсолютные значения всех отборов.

Определяем электрическую мощность генератора, приводимого во вращение паровой турбиной:

Принимаем произведение

7. Расчет газовой части

Определяем давление и температуру воздуха за компрессором.

,

где - повышение давления в компрессоре

,

где - температура наружного воздуха в градусах Кельвина

, К - показатель адиабаты находим по кривой для Ставропольского газа; - адиабатический КПД компрессора, дано в задании.

Определяем внутреннюю мощность компрессора:

где - расход воздуха через компрессор 210

- теплоемкость воздуха;

Принимаем аэродинамическое сопротивление ГП-1 и ГП-2 ,

потери давления по газовому тракту от компрессора до газовой турбины

Определяем степень расширения газов в турбине:

Задаемся расходом газообразного топлива

Определяем расход воздуха через газовую турбину:

Определяем коэффициент избытка воздуха:

Принимаем теоретически необходимый объем воздуха для сжатия 1кг топлива: ; удельная масса воздуха

Принимаем предварительно температуру газов за турбиной:

По исходным данным температура газов перед турбиной:

Средняя температура газов в турбине:

По средней температуре газов в турбине определяем показатель адиабаты расширения газов в газовой турбине (по кривым в методичке) : к=1.325 и истинную теплоемкость

продуктов сгорания Ставропольского газа: =1.23

Уточняем температуру газов после турбины:

= 725К

Разность с предварительно заданным значением составляет 725-723 = 2К, что меньше допустимых 5К, следовательно можно принять полученное значение для дальнейших расчетов.

Определяем мощность на валу газовой турбины:

где - механический КПД газовой турбины

Определяем электрическую мощность газовой турбины:

Определяем расход тепла на выработку электроэнергии газовой турбины:

Теплосодержание теоретически необходимого воздуха:

кДж/с

Теплосодержание газов перед газовым подогревателем ГП-1:

кДж/с

Теплосодержание воды перед ГП-1:

кДж/с

Теплосодержание газов после ГП-1. Определим температуру газов после ГП-1, учитывая, что по условию дано: они охлаждаются в ГП-1 на 40

, =1.15

кДж/с

Температура и теплосодержание уходящих газов

, =1.15

кДж/с

Потери тепла с уходящими газами:

где - теплота сгорания топлива- 41900 кДж/кг

Принимаем потери от химического недожега , потери с механическим недожегом , потери от наружного охлаждения котла через обмуровку . Определим КПД высоконапорного парогенератора ВПГ:

Расход топлива:

Сравним полученное значение с раннее выбранным в расчете

12.21-12=0.21

Х= Таким образом расхождение с раннее принятым значением расхода топлива В=12 составляет 1.75% , что ниже предельно допустимого расхождения в 3%. Определяем КПД установки брутто:

Список используемой литературы

1. Г.В. Арсеньев, В.П.Белоусов «Тепловое оборудование и тепловые сети» М. 1988 г.

2. С.Л. Ривкин, А.А. Александров «Термодинамические свойства воды и водяного пара» Справочник 1984 г.

Размещено на Allbest.ru

...