Расчет газотурбинной установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

«Самарский национальный исследовательский университет

имени академика С.П. Королёва»

Институт двигателей и энергетических установок

Кафедра теплотехники и тепловых двигателей

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе по дисциплине:

«Теплоэнергетические системы»

Выполнил: студент группы 2403-130303D

Глущенко Э.М.

Проверил: доцент кафедры ТиТД

Белозерцев В.Н.

Реферат

ГАЗОТУРБИННЫЙ ДВИГАТЕЛЬ, ТУРБИНА, ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ФУНКЦИИ, ТУРБОКОМПРЕССОР, КАМЕРА СГОРАНИЯ, ТЕПЛОПЕРЕПАД, ЭНТАЛЬПИЯ, ЭФФЕКТИВНЫЙ КПД.

В данной работе проведен расчет параметров цикла в узловых точках с помощью р - i - t функций, выполнен термодинамический расчет ГТУ и проведен анализ эффективности преобразования энергии в цикле ГТУ, построена T - S диаграмма.

Содержание

Введение

1. Принцип работы ГТУ

2. Преимущества и недостатки ГТУ

3. Область применения ГТУ

4. Термодинамический расчет

Заключение

Список использованных источников

Введение

На компрессорных станциях магистральных газопроводов газотурбинные установки (ГТУ) являются основными двигателями для привода газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Количество ГПА с газотурбинным приводом по суммарной мощности достигло 80% от общей установленной мощности приводов на газокомпрессорных станциях.

Перспективность использования ГТУ на компрессорных станциях связана с их высокой энергомкостью, автономностью, не требующей подвода дополнительной энергии и большим моторесурсом. Компактность ГТУ позволяет производить их в блочно-модульном исполнении, что облегчает условия монтажа и технического обслуживания. Анализ существующего положения трубопроводного транспорта газа и оценка перспектив его дальнейшего развития свидетельствуют о том, что газотурбинный вид привода центробежных ГПА и на ближайшую перспективу останется основным видом привода компрессорных станций.

Использование ГТУ в качестве топлива транспортируемый газ исключает зависимость от внешних поставщиков энергии и не требует больших капитальных вложений на строительство линий электропередач. Оснащение ГТУ котлами-утилизаторами, регенераторами и совмещение их с паротурбинными установками и электрогенераторами дает возможность выработки тепловой и электрической энергии для бытовых нужд как самих компрессорных станций, так и прилегающих поселков.

Основная особенность ГТУ заключается в существенной зависимость эксплуатационных характеристик от параметров термодинамического процесса горения топлива, которые в свою очередь зависят от качественного состава топлива, условий его подготовки и сгорания. Данная особенность выгодно отличает ГТУ от других двигателей с точки зрения возможности регулирования в широком диапазоне эксплуатационных параметров.

Газотурбинные установки обычно надежны и просты в эксплуатации при условии строгого соблюдения установленных правил и режимов работы, отступление от которых может вызвать разрушение турбин, поломку компрессоров, взрывы в камерах сгорания и др.

1. Принцип работы ГТУ

На рисунке 1 представлен принцип работы ГТУ. В компрессор (1) газотурбинного силового агрегата подается чистый воздух. Под высоким давлением воздух из компрессора направляется в камеру сгорания (2), куда подается и основное топливо -- газ. Смесь воспламеняется. При сгорании газовоздушной смеси образуется энергия в виде потока раскаленных газов. Этот поток с высокой скоростью устремляется на рабочее колесо турбины (3) и вращает его. Вращательная кинетическая энергия через вал турбины приводит в действие компрессор и электрический генератор (4). С клемм электрогенератора произведенное электричество, обычно через трансформатор, направляется в электросеть, к потребителям энергии.

Рисунок 1 - Схема ГТУ с одновальным ГТД простого цикла

Газовые турбины описываются термодинамическим циклом Брайтона Цикл Брайтона/Джоуля -- термодинамический цикл (рисунок 2), описывающий рабочие процессы газотурбинного, турбореактивного и прямоточного воздушно-реактивного двигателей внутреннего сгорания, а также газотурбинных двигателей внешнего сгорания с замкнутым контуром газообразного (однофазного) рабочего тела.

Цикл назван в честь американского инженера Джорджа Брайтона, который изобрёл поршневой двигатель внутреннего сгорания, работавший по этому циклу.



Рисунок 2 - P-V диаграмма цикла Брайтона

Идеальный цикл Брайтона состоит из процессов:

1--2 Изоэнтропическое сжаие.

2--3 Изобарический подвод теплоты.

3--4 Изоэнтропическое расширение.

4--1 Изобарический отвод теплоты.

С учётом отличий реальных адиабатических процессов расширения и сжатия от изоэнтропических, строится реальный цикл Брайтона (1--2p--3--4p--1 на T-S диаграмме) (рисунок 3)

Идеальный цикл (1--2--3--4--1)

Реальный цикл (1--2p--3--4p--1)

Рисунок 3 - T-S диаграмма цикла Брайтона

Регенеративные ГТУ

Теплообменные аппараты служат в ГТУ для подогрева и охлаждения воздуха и масла. По способу передачи теплоты от одного теплоносителя к другому теплообменные аппараты делятся на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных теплообменных аппаратах теплоносители постоянно разделены твердой стенкой, а в регенеративных одни и те же поверхности поочередно омываются горячим и холодным теплоносителем.

Регенераторами ГТУ являются теплообменные аппараты, предназначенные для подогрева воздуха после компрессора теплотой газов, уходящих из турбины. Регенераторы ГТУ могут быть рекуперативного и регенеративного типов. В настоящее время наиболее часто используют трубчатые и пластинчатые регенераторы рекуперативного типа и вращающиеся регенеративного.

В трубчатом противоточном теплообменнике рекуперативного типа (рисунок 4) к цилиндрическому корпусу 1 крепятся трубные доски 3, в которых закреплены трубки 6, образующие трубный пучок.

Рисунок 4 - Трубчатый регенератор рекуперативного типа: 1 - корпус, 2, 8 - входной и выходной патрубки, 3 - трубные доски, 4 - крышки, 5- компенсатор, 6 - трубки, 7 - разделитель.

Трубные доски закрыты крышками 4. Воздух после компрессора проходит внутри трубок. Навстречу ему снаружи трубки омывает газ, подаваемый после турбины в регенератор через патрубок 8. Охлажденный газ выбрасывается в атмосферу через патрубок 2.

Тепловая схема ГТУ приведена на рисунке 5. Воздух из атмосферы поступает в осевой компрессор 1 через воздухозаборное устройство. В компрессоре воздух сжимается, подается в регенератор 6, где подогревается уходящими газами. Подогретый воздух поступает в камеру сгорания 5, туда же подается природный газ (топливо), часть воздуха участвует в процессе горения, остальной смешивается с продуктами сгорания, образуя рабочее тело. Рабочее тело из камеры сгорания поступает в турбину высокого давления (ТВД) 2. Тепловая энергия рабочего тела преобразуется в механическую энергию вращения, которая расходуется на привод осевого компрессора.

Продукты сгорания после ТВД 2 поступают в свободную силовую турбину (СТ) 3. ТВД 2 и СТ 3 механически не связаны. СТ 3 приводит в движение нагрузку 4. Продукты сгорания после СТ 3 поступают в регенератор 6, отдают свое тепло воздуху и выбрасываются в атмосферу.

Рисунок 5 - Тепловая схема ГТУ с регенератором

2. Преимущества и недостатки ГТУ

Преимущества. Главным преимуществом ГТУ является ее компактность. Действительно, прежде всего в ГТУ отсутствует паровой котел, -- сооружение, достигающее большой высоты и требующее для установки отдельного помещения. Связано это обстоятельство прежде всего с высоким давлением в камере сгорания (1,2--2 МПа); в котле горение происходит при атмосферном давлении, и соответственно объем образующихся горячих газов оказывается в 12--20 раз больше. Далее в ГТУ процесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей всего из 3--5 ступеней, в то время как паровая турбина, имеющая такую же мощность, состоит из 3--4 цилиндров, заключающих 25--30 ступеней. Даже с учетом и камеры сгорания, и воздушного компрессора ГТУ мощностью 150 МВт имеет длину 8--12 м, а длина паровой турбины такой же мощности при трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза больше. При этом для паровой турбины кроме котла необходимо предусмотреть установку конденсатора с циркуляционными и конденсатными насосами, систему регенерации из 7--9 подогревателей, питательные турбонасосы (от одного до трех), деаэратор. Как следствие, ГТУ может быть установлена на бетонное основание на нулевой отметке машинного зала, а для паровой турбины требуются рамный фундамент высотой 9--16 м с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспомогательное оборудование в конденсационном помещении.

Компактность ГТУ позволяет осуществить ее сборку на турбинном заводе, доставить в машинный зал железнодорожным или автодорожным транспортом для установки на простом фундаменте. Так, в частности, транспортируется ГТУ с встроенными камерами сгорания. При транспортировке ГТУ с выносными камерами последние транспортируются отдельно, но легко и быстро присоединяются с помощью фланцев к модулю компрессор -- газовая турбина. Паровая турбина поставляется многочисленными узлами и деталями, монтаж как ее самой, так и многочисленного вспомогательного оборудования и связей между ними занимает в несколько раз больше времени, чем ГТУ.

Для газотурбинной установки не требуется охлаждающей воды. Как следствие, в ГТУ отсутствуют конденсатор и система технического водоснабжения с насосной установкой и градирней (при оборотном водоснабжении). В результате все это приводит к тому, что стоимость 1 кВт установленной мощности газотурбинной электростанции значительно меньше.

Важным преимуществом ГТУ является также ее высокая маневренность, определяемая малым уровнем давления (по сравнению с давлением в паровой турбине) и, следовательно, легким прогревом и охлаждением без возникновения опасных температурных напряжений и деформаций.

Недостатки. Однако ГТУ имеют и существенные недостатки, из которых прежде всего необходимо отметить меньшую экономичность, чем у паросиловой установки. Средний КПД достаточно хороших ГТУ составляет 37--38 %, а паротурбинных энергоблоков -- 42--43 %. Потолком для мощных энергетических ГТУ, как он видится в настоящее время, является КПД на уровне 41 -- 42 %, (и выше с учетом больших резервов повышения начальной температуры). Меньшая экономичность ГТУ связана с высокой температурой уходящих газов.

Другим недостатком ГТУ является невозможность использования в них низкосортных топлив, по крайней мере, в настоящее время. Она может хорошо работать только на газе или на хорошем жидком топливе, например дизельном. Паросиловые энергоблоки могут работать на любом топливе, включая самое некачественное.

Низкая начальная стоимость ТЭС с ГТУ и одновременно сравнительно низкая экономичность и высокие стоимость используемого топлива и маневренность определяют основную область индивидуального использования ГТУ: в энергосистемах их следует применять как пиковые или резервные источники мощности, работающие несколько часов в сутки.

Вместе с тем ситуация кардинально изменяется при использовании теплоты уходящих газов ГТУ в теплофикационных установках или в комбинированном (парогазовом) цикле.

3. Область применения ГТУ

По назначению ГТУ разделяются на энергетические Ї для привода электрогенератора, приводные Ї для привода компрессоров газоперекачивающих станций, металлургических и химических производств, насосов пожаротушения и перекачки нефти и т.д., транспортные Ї в качестве двигателей в авиации, водном, железнодорожном и автомобильном транспорте. Нас интересуют только энергетические ГТУ, которые в зависимости от продолжительности работы под нагрузкой в течение года разделяются на базовые, полупиковые, пиковые и ГТУ аварийного резерва. Важной особенностью энергетических ГТУ является зависимость их показателей от параметров наружного воздуха, и в первую очередь от его температуры. Под её влиянием изменяется расход воздуха через компрессор, соотношение внутренних мощностей компрессора и газовой турбины, и в итоге - электрическая мощность ГТУ и её КПД.

Изменение электрического КПД ГТУ в сторону его уменьшения особенно значительно при температуре наружного воздуха выше +5ч10⁰С. С повышением температуры наружного воздуха до +15ч40⁰С этот КПД уменьшается на 13ч27% в зависимости от температуры газов перед газовой турбиной и вида сжигаемого топлива.

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называется парогазовой электростанцией. Смысл объединения этих установок в единое целое заключается в снижении потерь отработавшего тепла газовых турбин или тепла уходящих газов парогенераторов и, следовательно, в повышении КПД парогазовой электростанции по сравнению с отдельно взятыми паротурбинной или газотурбинной электростанциями.

Практическое применение нашли ПГУ:

1. С низконапорной паропроизводящей установкой (ННППУ).

2. С высоконапорной паропроизводящей установкой (ВНППУ).

3. С подогревом питательной воды паропроизводящей установке теплотой уходящих газов ГТУ.

4. С котлами-утилизаторами без промежуточного перегрева в паросиловой части цикла.



В основном применение в России получили парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами и ПГУ со сбросом отработавших газов в топочную камеру парогенераторов.

Высоконапорный парогенератор работает на газовом или очищенном жидком топливе с давлением в топочной камере и газоходах 0,45ч0,55 МПа. Дымовые газы, выходящие из парогенератора с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину. На одном валу с газовой турбиной находится воздушный компрессор, нагнетающий воздух в топочную камеру парогенератора

Особенностью такой парогазовой установки заключается в том, что не требуется дымосос для удаления уходящих газов высоконапорного парогенератора. Уходящие газы являются рабочим телом газовой турбины, которая используется для привода электрогенератора, и, кроме того, воздушного компрессора, замещающего дутьевой вентилятор.

Пар из высоконапорного парогенератора направляется к конденсационной паровой турбине, имеющей обычную тепловую схему, то есть с регенеративным подогревом, деаэрацией и т.д.

Благодаря использованию уходящих газов парогенератора в турбине и дополнительному использованию отработавшего тепла газовой турбины в экономайзерах для подогрева питательной воды парогенератора, КПД такой парогазовой электростанции с высоконапорным парогенератором выше, чем КПД паротурбинной, а тем более газотурбинной электростанции, и может достичь 42ч43%.

Применение схемы со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру парогенератора основано на том, что в камере сгорания топливо в газообразном состоянии сжигают с большим избытком воздуха. По этой причине содержание кислорода в отработавших газах турбины достаточное (16ч18%) для сжигания основной массы топлива в парогенераторе.

Парогазовые электростанции со сбросом отработавших газов в топочную камеру парогенератора имеют те преимущества, что при этом используется парогенератор обычной конструкции и возможно использование в нём любого вида топлива (твёрдого, жидкого, газового).В камере сгорания газотурбинной установки сжигают при этом в относительно меньшем количестве газ или жидкое топливо.

Парогазовая установка может состоять из паротурбинного и газотурбинного энергоблоков обычного типа.

Такое объединение двух установок в общий парогазовый энергоблок имеет целью быстрое увеличение мощности паротурбинным блоком на 40ч45 МВт при отключении регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД) в периоды пиковых нагрузок и быстрого их роста. Чтобы сохранить нормальный режим работы парогенератора, питательную воду подогревают отработавшими газами газотурбинной установки, например, в двух последовательно включённых дополнительных экономайзерах. При этом температура отработавших газов ГТУ снижается примерно до 190⁰С, КПД комбинированного парогазового энергоблока достигает примерно 40% при значении КПД паротурбинного энергоблока около 39%.

К парогазовым относятся также установки с парогазовыми турбинами, работающими на парогазовой смеси. В такой установке в камеру сгорания для снижения температуры продуктов сгорания топлива до требуемого значения впрыскивают воду. Испаряясь, вода с газами в виде парогазовой смеси направляется в турбину. Использование воды в камере сгорания позволяет снизить избыток воздуха для горения по сравнению с обычной газотурбинной установкой и, следовательно, несколько повысить КПД установки. Отработавшая парогазовая смесь удаляется в атмосферу непосредственно или через регенератор, в котором подогревается вода перед камерой сгорания.

Все схемы парогазовой установки предполагают частичное или полное использование высококачественного органического топлива (природного газа или жидкого газотурбинного топлива), что тормозит их широкое внедрение. В качестве примера: ПГУ мощностью 250 МВт установлена на Молдавской ГРЭС. За рубежом парогазовые установки получили широкое распространение: США, Англия, Япония, Германия, Франция. Лучшие зарубежные ПГУ работают с КПД нетто 46ч49%, они полностью автоматизированы.

Большое разнообразие существующих схем парогазовых установок и сложные связи между основным оборудованием ПГУ Ї газовой турбиной, паровым котлом, паровой турбиной Ї вызывают определённые трудности при расчёте энергетических показателей ПГУ. Эти трудности возрастают при комбинированной выработке в ПГУ электрической и тепловой энергии.

Парогазовые установки характеризуются сложным распределением теплоты топлива между видами отпускаемой энергии, что необходимо учитывать при определении энергетических показателей.

Парогазовые установки со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла характеризуются тем, что уходящие газы газовой турбины являются высокоподогретыми (до 450ч550⁰С) окислителем с содержанием кислорода 14ч16%. По этой причине их целесообразно использовать для сжигания основной массы топлива в паровом котле.

Парогазовые установки с котлами-утилизаторами почти нигде не применяется из-за небольшой мощности установки и низкого КПД, так как пар в таком котле можно нагреть лишь до начальных параметров пара: давление Ї4,0ч4,4 МПа и температура 400ч460⁰С.

газотурбинная установка термодинамический расчет

4. Термодинамический расчет ГТУ

Термодинамический расчет ГТУ проводится с целью определения оптимальной степени повышения давления при сжатии р, а также для определения параметров и характеристик рабочего процесса, основных показателей ГТУ, соответствующих оптимальной величине р.

Рисунок 6 - Т, i­S - диаграмма цикла ГТУ со свободной турбиной

Исходные данные:

- степень повышения давления: ;

- температура газов перед турбиной: ;

- расход воздуха:

- барометрические параметры: ;

- начальная температура: ;

-коэффициент потерь давления во входном устройстве: ;

-адиабатный КПД компрессора: ;

- коэффициент потерь давления в КС: ;

- коэффициент полноты сгорания в КС: ;

- адиабатный КПД турбины турбокомпессора: ;

- адиабатный КПД свободной турбины: ;

- коэффициент потерь давления в выхлопном устройстве: .

Расчет параметров цикла производим с использованием термодинамических таблиц р - i - t -функций и при необходимости газодинамических функций. При пользовании р - i - t-функциями для процессов с воздухом следует пользоваться массивом для воздуха, а при расчете процессов после камеры сгорания учитывать величину коэффициента избытка воздуха.

Производим расчет по

Составляем пропорции:

; ; .

Тогда получаем:

40 - 40,16

15 -

Тогда значение энтальпии в первом промежутке будет выражаться следующим уравнением:



Снова составляем пропорцию:

40 - 0,6119

15 -

По р- i - t -функциям и известным барометрическим параметрам из ИД находим по массиву для воздуха i*_н и р*_н, причем Тн*= t_н +273, К. Здесь и в дальнейшем верхний значок * относится к параметрам адиабатно заторможенного потока.

Давление на входе в компрессор:

Давление на выходе из компрессора:

Адиабатные параметры сжатия в компрессоре:

По функции находим:

Адиабатный теплоперепад в компрессоре:

Действительный теплоперепад в компрессоре:

Параметры за компрессором:

По функции находим:

Значение коэффициента избытка воздуха по заданному и рассчитанному уровням температур определится по зависимости:

С помощью р- i - t -функций находим:

Увеличение энтальпии в камере сгорания находим по максимальной температуре цикла Т*_газа, или Т*₃ по формуле:

Давление газа на входе в турбину:

Из равенства действительных работ компрессора и турбины турбокомпрессора находим , а адиабатный теплоперепад в турбине турбокомпрессора:

Адиабатные параметры за турбиной турбокомпрессора:

По функциям:

Давление за турбиной турбокомпрессора :

По функциям:

Действительный теплоперепад в свободной турбине:

По заданной ИД мощности двигателя определяем потребный расход воздуха через двигатель:

КПД двигателя определяется:

Масса топлива:

Для составления графика изменения параметров (рисунок 7) необходимо определить значения энтропии (S):

Рисунок 7 - T-S диаграмма работы ГТУ

Заключение

В данной курсовой работе был произведен расчет газотурбинной установки с силовой турбиной, расход воздуха которой , и температура . В результате проведенного расчета были рассчитаны параметры цикла в узловых точках с помощью р - i - t функций. Определена работа за цикл и мощность газотурбинной установки, ее величина составила .

Найдены параметры продуктов сгорания , температура продуктов сгорания и энтальпия . Эффективность преобразования энергии в цикле ГТУ .

Была построена T-S диаграмма идеального цикла и цикла с реальными процессами в компрессоре и турбине.

Выходные параметры из ГТУ являются исходными данными для расчета парогазовой установки.

Список использованных источников

1 Кудинов, А.А. Парогазовые установки тепловых электрических станций [Текст]: учебное пособие/А.А. Кудинов.- Самара: СГТУ, 2009.-116 с.

2 Манушин Э. А. Газовые турбины: проблемы и перспективы, М.: Энергоатомиздат, 1986.-168 с.: ил. - (Б - ка теплотехника)

3 СТО СГАУ 02068410-004-2018. Общие требования к учебным текстовым документам [Текст]. - Введ. 09.10.2007. - Самара: СГАУ, 2018. - 36 с.

4 Лаврентьев, Л.В. Стационарные газотурбинные установки [Текст]: учебник/Л.В. Лаврентьев.- Л.: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1989. - 543с.

5 Бахвалов Н.С. Термодинамика[текст]: учебное пособие для физ.мат. специальностей вузов/Н.С.Бахвалов, Н.П. Жидков, Г.М. Кобельков; под общ. ред. Н.И. Тихонова. 2-е изд. - М: Физ. - мат. лит 2012.-630с

6 https://lektsii.org/12-86983.html

7 https://www.dp.ru/a/2018/11/07/Importozameshhajushhie_agregati

Размещено на Allbest.ru

...