Расчет тепловой схемы парогазовой установки утилизационного типа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное Агентство по Образованию

Государственное Образовательное Учреждение

Высшего Профессионального Образования

Самарский Государственный Технический Университет

Теплоэнергетический факультет

Кафедра «Тепловые электрические станции»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Газотурбинные установки»

«Расчет тепловой схемы парогазовой установки утилизационного типа»

Выполнил: студент 6-ЗФ-2

Шамриков А.

Принял: канд.техн.наук., доц.

Белозерцев В.Н.

Самара 2014

СОДЕРЖАНИЕ

Реферат

Введение

1 Исходные данные. Постановка задачи

1.1 Исходные данные

1.2 Описание работы установки ГТУ

1.3 Описание работы и схемы ПГУ

2 Определение теплофизических характеристик уходящих газов

3 Расчет котла-утилизатора

4 Приближенный расчет паровой турбины

5 Определение экономических показателей ПГУ

Заключение

Библиографический список

РЕФЕРАТ

газотурбинный компрессор котел

ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА, ГАЗОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА, КОТЕЛ-УТИЛИЗАТОР, ДЕАЭРАТОР, ПАРОВАЯ ТУРБИНА, КОМПРЕССОР, ПЕРЕГРЕТЫЙ ПАР, ПРОДУКТЫ СГОРАНИЯ, КОНТУР ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ, КОНТУР НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ, ПИНЧ-ТОЧКА, ТЕПЛОВАЯ ДИАГРАММА, i-s ДИАГРАММА, КПД.

В курсовой работе изучена тепловая схема одноконтурной ПГУ утилизационного типа с ГТУ. Произведен расчет состава рабочего тела цикла (воздуха и продуктов сгорания). Определены теплофизические характеристики уходящих газов. Рассчитано оптимальное значение степени повышения давления в компрессоре ГТУ. Произведен расчет котла-утилизатора, построены тепловые диаграммы для котла-утилизатора ПГУ, произведен расчет паровой турбины, построен процесс расширения пара в турбине на i-s диаграмме, определены экономические показатели парогазовой установки.

Введение

Паротурбинные установки (ПТУ) составляют основу современной энергетики. Они применяются как на обычных тепловых, так и на атомных электростанциях. Работа их базируется на осуществлении прямого термодинамического цикла преобразования теплоты, в механическую работу вращения ротора турбины и привода электрогенератора с использованием в качестве рабочего тела воды и ее пара.

Современные ПГУ характеризуются низким уровнем вредных выбросов в атмосферу. Выработка значительной доли мощности газотурбинной установкой обеспечивает меньшие потребности ПГУ в охлаждающей воде и меньшее тепловое загрязнение окружающей среды по сравнению с паротурбинными энергоблоками равной мощности.

В настоящее время наиболее перспективной с точки зрения экономичности и возможности практической реализации является парогазовая установка (ПГУ), работающая по комбинированному циклу Брайтона (ГТУ) - Ренкина (ПТУ). На долю ПГУ приходится примерно 35% общего объема новых мощностей, вводимых в настоящее время на тепловых электростанциях. Мощные ПГУ работают главным образом на природном газе, который резервируется жидким топливом. Наряду с этим разрабатываются проекты и существуют опытные ПГУ на базе различных технологий газификации угля.

Существенным достоинством ПГУ являются меньшие удельные капитальные затраты и высокая маневренность. Так, удельные капиталовложения для ПГУ мощностью 350 МВт составляют примерно 300 долл. США на 1 кВт. Для ПГУ малой мощности (от 3 до 100 МВт) эта цифра возрастает до 600...1200 долл./кВт. Прогнозируется, что рост энергетических мощностей в развитых странах (США, Японии, Германии и России) в ближайшие десятилетия будет достигаться в основном за счет ввода ПГУ. Первым этапом будет являться строительство на ПГ ТЭС ГТУ, которые быстро устанавливаются и служат для покрытия пиков нагрузки. В дальнейшем они достраиваются паровой частью для преобразования в ПГУ.

1. Исходные данные. Постановка задачи

1.1 Исходные данные

1. Тепловая схема (рис. 1) включает в себя одну ГТУ с КУ, деаэратор и паровую турбину с конденсацией отработавшего пара. Деаэратор питается паром из коллектора, к которому присоединены трубопроводы контуров НД КУ.

Поток перегретого пара, выходящий из контура ВД КУ, подается к паровой турбине. Потоки пара, вышедшие из контура НД, перемешиваются друг с другом и подаются в камеру смешения, расположенную в ЦВД.

2. Химический состав природного газа: % ; % ; % ; % ; % ; ост. его плотность .

3. ГТУ имеет следующие характеристики:

- Siemens, V94.2A

- электрическая мощность 130,0 МВт;

- расход воздуха на входе в компрессор 624 кг/с;

- температура газов на выходе 585

- электрический КПД ГТУ 35,2 %

4. Температура наружного воздуха , Па.

5. Давление в конденсаторе кПа.

6. Давление перед стопорно-регулирующими клапанами (СРК) ЦВД: МПа; перед СРК ЦНД МПа.

7. Давление в деаэраторе 0,61 МПа.

8. КПД генератора , механический .

Необходимыми температурными напорами будем задаваться в процессе расчета.

При проведении расчетов будем пренебрегать зависимостью энтальпии от давления.

1.2 Описание работы и схемы ГТУ

Рис. 1. Схема простейшей открытой газотурбинной установки (ГТУ) непрерывного горения

Газотурбинной установкой (ГТУ) считают установку, имеющую три основных элемента (рис. 1.): воздушный компрессор К, камеру сгорания КС и газовую турбину Т. Принцип действия ГТУ сводится к следующему: В компрессор газотурбинного силового агрегата подается чистый воздух. Под высоким давлением воздух из компрессора направляется в камеру сгорания, 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 и вращает его. Вращательная кинетическая энергия через вал турбины приводит в действие компрессор и электрический генератор (ЭГ). С клемм электрогенератора произведенное электричество, обычно через трансформатор, направляется в электросеть, к потребителям энергии.

В настоящее время газотурбинные установки начали широко применяться в малой энергетике. ГТУ предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях как основной или резервный источник электроэнергии и тепла для объектов производственного или бытового назначения. Области применения газотурбинных установок практически не ограничены: нефтегазодобывающая промышленность, промышленные предприятия, муниципальные образования.

1.3 Описание работы и схемы ПГУ

Рис. 2. Принципиальная тепловая схема двухконтурной ПГУ утилизационного типа

На рис. 2. показан пример принципиальной тепловой схемы двухконтурной ПГУ утилизационного типа.

ГТУ вырабатывает электрическую мощность , а ее уходящие газы направляются в котел-утилизатор (КУ), имеющий два контура генерации пара. Контур ВД генерирует пар ВД в количествеи направляет его в паровую турбину. Расширившись в части высокого давления (ЧВД) турбины, этот пар смешивается с паром, генерируемым контуром НД. Суммарный поток пара расширяется в части низкого давления (ЧНД) и поступает в конденсатор. В результате паровая турбина вырабатывает мощность.

Из конденсатора конденсат отработавшего в турбине пара конденсатным электронасосом (КЭН) направляется в газовый подогреватель конденсата (ГПК). Перед входом в КУ к конденсату подмешивается часть конденсата, нагретого в ГПК (рециркуляция ), и на входе в КУ обеспечивается температура конденсата , исключающая коррозию выходных поверхностей нагрева КУ. Расход конденсата , где - расход пара НД, - расход греющего пара в деаэратор, направляется из ГПК в деаэратор для термической деаэрации, осуществляемой нагревом конденсата паром из контура НД.

Из аккумуляторного бака деаэратора питательная вода разводится на контуры ВД и НД. Питательными электронасосами НД (ПЭННД) питательная вода подается в барабан НД. Образующийся насыщенный пар поступает в пароперегреватель НД (ППНД), перегревается и направляется в количестве в деаэратор для нагрева конденсата; остальной пар

НД направляется в камеру смешения паровой турбины.

Питательные электронасосы ВД (ПЭНВД) подают питательную воду в количестве из деаэратора в экономайзер ВД (ЭВД), из которого она поступает в барабан ВД, а из него уже в виде насыщенного пара - в пароперегреватель ВД (ППВД). Из ППВД перегретый пар поступает в паровую турбину.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК УХОДЯЩИХ ГАЗОВ

Низшую теплоту сгорания природного газа определяем из соотношения

;

;

Расход топливного газа в камеру сгорания ГТУ рассчитываем по формуле:

Массовый расход уходящих газов ГТУ равен:

.

Стехиометрический (теоретически необходимый) расход воздуха определяем по формуле:

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах ГТУ:



где - фактический и теоретический объемы (расходы) воздуха, ; плотность воздуха при нормальных условиях, .

Теоретические объемы компонентов продуктов сгорания природного газа в (нм3 п.с)/ определяем из соотношений:

азота:

трехатомных газов:

водяных паров:

.

Действительный объем водяных паров:

Полный объем продуктов сгорания:



Теплоемкость в составляющих уходящих газов ГТУ при температуре определяем из следующих соотношений:

Энтальпию в чистых продуктов сгорания

и энтальпию воздуха в уходящих газах ГТУ при температуре рассчитываем по формулам:

Энтальпию уходящих газов, отнесенную к 1 сожженного топливного газа, определяем по формуле:

Для коэффициента избытка воздуха получаем:

Рассчитываем удельную весовую энтальпию уходящих газов ГТУ для температуры :

3. РАСЧЕТ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА

1. Выбрав температурный напор на выходе из ППВД (см. рис. 3) , из (4.1) определяем температуру пара перед СРК:

585-25=560

Энтальпия пара перед СРК ВД 3560 кДж/кг.

2. Давление пара в барабане ВД определяем по (4.5) :

МПа.

Температура насыщения в нем .

Энтальпия насыщенного пара кДж/кг.

3. Выбираем значение недогрева питательной воды, поступающей в барабан ВД, . Тогда согласно (4.8) энтальпия недогретой воды:

кДж/кг.

4. Температуру газов за ИВД (см. рис. 3) определяем по соотношению (4.2) :

,

где - принятый температурный напор в пинч-точке ВД.

5. По 585 и находим энтальпии газов соответственно на входе в КУ и выходе из ИВД (см. рис. 2):

651,28 кДж/кг,

кДж/кг.

6. Из уравнения (4.9) определяем расход пара ВД, генерируемого одним КУ:

кг/с.

7. Параметры питательной воды в деаэраторе, из которого она поступает в контур ВД, соответствует давлению 0,61 МПа:

температура насыщения 159,5

энтальпия насыщенной воды 673,3 кДж/кг.

По соотношению (4.11) найдем энтальпию газов за контуром ВД (см. рис. 2):

Дж/кг,

которой соответствует температура .

8. Энтальпию газов за ППВД рассчитываем по соотношению (4.12) :

кДж/кг,

а температура .

9. Определяем тепловые мощности поверхностей нагрева контура ВД. Тепловые мощности ППВД, ИВД и ЭВД (см. рис. 2):

кВт;

кВт;

кВт.

Переходим к расчету контура НД КУ.

10. Выбрав температурный напор на выходе из ППВД (см. рис. 3) , находим температуру пара перед СРК НД:

.

Так как давление пара перед СРК НД МПа, то энтальпия кДж/кг.

11. Давление в барабане НД находим из соотношения (4.6) :

МПа.

Тогда температура насыщения в нем , энтальпия насыщенной воды кДж/кг, а энтальпия насыщенного пара кДж/кг.

12. Энтальпия недогретой воды, поступающей в барабан НД из деаэратора,

кДж/кг.

13. Приняв температурный напор в пинч-точке НД , находим в ней температуру газов (см.рис. 3):

14. Паропроизводительность контура НД:

кг/с.

15. Принимаем температуру питательной воды на входе в ГПК . Тогда ей соответствует энтальпия: кДж/кг.

16. Примем недогрев конденсата за ГПК до температуры насыщения в деаэраторе (см. рис. 3) . Тогда температура и энтальпия недогретого конденсата, поступающего в деаэратор (см. рис. 2), соответственно равны:

159,5-7,5=152

636,88кДж/кг.

17. Из уравнения теплового баланса для деаэратора найдем расход пара на деаэратор:

кг/с.

18. По заданному давлению в конденсаторе кПа определяем температуру конденсата , энтальпию конденсата, поступающего к точке смешения с рециркуляцией (см. рис. 2), кДж/кг, энтальпию конденсирующегося пара кДж/кг и удельный объем пара .

19. По аналогии с (4.14) , используя (рис. 2), определяем расход рециркуляции (для одного КУ):

кг/с.

20. Расход конденсата через ГПК:

кг/с.

21. Энтальпия уходящих газов КУ определяется по аналогии с (4.15) :

кДж/кг,

а их температура .

22. При температуре наружного воздуха энтальпия уходящих газов кДж/кг, и тогда КПД КУ по соотношению (4.16) :

.

23. Энтальпия газов за ППНД:

кДж/кг,

а температура газов за ППНД (см. рис. 3) .

24. Тепловые мощности ППНД, ИНД и ГПК (см. рис. 3):

кВт;

кВт;

кВт.

25. Тепловая мощность, отданная газами ГТУ в паротурбинный цикл:

кВт.

26. Тепловая мощность, полученная паром КУ:

Рис. 3. Тепловая диаграмма =f(Q) и t=f(Q) для котла-утилизатора ПГУ.

4. ПРИБЛИЖЁННЫЙ РАСЧЁТ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

1. Суммарный объёмный расход, проходящий через последние ступени паровой турбины:

, м3/с,

где м3/кг - удельный объём пара за последней ступенью;

м3/с.

Пользуясь рисунком из прил. 3 [1], выбираем двухпоточный ЦНД с рабочей лопаткой последней ступени длиной м и корневым диаметром мм. При объёмном расходе пара через один поток 594,6 м3 «сухой» КПД последней ступени составляет 0,825, а потеря с выходной скоростью кДж/кг.

Таким образом, паровая турбина для рассматриваемой ПГУ должна быть двухцилиндровой с ЦВД и двухпоточным ЦНД. Поступив во внутренний корпус ЦВД, пар проходит 1-й отсек и поступает в поворотную камеру с давлением . В ней он разворачивается на 180є, проходит между внутренним и внешним корпусом ЦВД и поступает во 2-й отсек, за которым расположена камера смешения и поддерживается давление . После камеры смешения пар расширяется в 3-м (последнем в ЦВД) отсеке и поступает на вход двухпоточного ЦНД с давлением .

Исходя из количества ступеней в 1-м и 2-м отсеках и давлений перед (СРК) ЦВД (и ЧНД), принимаем давление МПа. Давление перед ЦНД оценим в МПа. (рис. 5.6), определяем энтальпию =3102,2 кДж/кг и удельный объем =0,1502 м3/кг в конце процесса расширения.

2. Принимаем потерю давления в СРК НД и по соотношению находим давление в камере смешения:

, МПа;

МПа.

3.

4. Аналогично давление пара перед проточной частью ЦВД:

, МПа,

где, как и в предыдущем случае, потеря давления в СРК ВД ;

МПа.

По этому давлению и энтальпии перед СРК ВД 3619 кДж/кг (точка О) определим все параметры перед проточной частью ЦВД: температура 560, удельный объём 0,06098м3/кг, энтропия 10,27кДж/(кг·К).

5. Строим изоэнтропический адиабатный процесс расширения пара в 1-м отсеке (рис. 4), определяем энтальпию 3102,2кДж/кг и удельный объём м3/кг в конце процесса расширения.

6. Рассчитываем изоэнтропический теплоперепад 1-го отсека:

, кДж/кг;

кДж/кг.

7. Относительный внутренний КПД 1-го отсека оцениваем по приближённой эмпирической формуле для группы ступеней малой верности при работе в сухом паре:

,

где м3/кг - средний для отсека удельный объём, а коэффициент, учитывающий влажность пара, ;

.

8. Рассчитываем использованный теплоперепад 1-го отсека:

, кДж/кг;

кДж/кг.

9. Внутренняя мощность 1-го отсека:

, кВт;

кВт.

10. Определяем энтальпию пара в поворотной камере:

, кДж/кг;

кДж/кг.

Энтальпия и давление МПа определяют все параметры пара в поворотной камере: 335,3єС, м3/кг, 10,19кДж/(кг·К). Они используются для расчёта 2-го отсека (от поворотной камеры до камеры смешения).

11. Строя изоэнтропический процесс расширения пара во 2-м отсеке до давления в камере смешения МПа, вычисляем энтальпию кДж/кг и удельный объём м3/кг в конце процесса расширения.

12. Изоэнтропический теплоперепад 2-го отсека:

, кДж/кг;

кДж/кг.

13. Относительный внутренний КПД 2-го отсека:

,

где м3/кг - средний для отсека удельный объём, а коэффициент, учитывающий влажность пара, ;

.

14. Рассчитываем использованный теплоперепад 2-го отсека:

, кДж/кг;

кДж/кг.

15. Внутренняя мощность 2-го отсека:

, кВт;

кВт.

16. Определяем энтальпию пара, поступающего в камеру смешения из 2-го отсека:

, кДж/кг;

кДж/кг.

17. Энтальпия пара в камере смешения (перед ЧНД точка О1) рассчитывается по условию смешения соотношением:

, кДж/кг;

кДж/кг.

Эта энтальпия и давление МПа определяют все параметры пара в камере смешения 197,9єС, 3748м3/кг, 10,21кДж/(кг·К). Они используются для расчёта 3-го отсека (ЧНД).

18. Строя изоэнтропический процесс расширения пара в 3-м отсеке до давления , определяем энтальпию , удельный объем и сухость в конце процесса расширения (перед ЦНД). Изоэнтропический теплоперепад отсека . Линия процесса расширения пересекает пограничную кривую в точке с энтальпией , и тогда «влажная» часть процесса расширения .

19. Расход пара через 3-й отсек

Средний для отсека удельный объем

20. Коэффициент, учитывающий влажность пара, определяем по соотношению

Здесь учтено отсутствие системы влагоудаления (, влажность перед отсеком , а влажность в конце действительного процесса расширения для первого приближения принята равной .

21. Относительный внутренний КПД 3-го отсека

22. Использованный теплоперепад 3-го отсека

.

23. Внутренняя мощность 3-го отсека

.

24. Энтальпия пара на выходе из ЦВД (точка А)

.

25. Параметры и дают значение сухости за ЦВД , т.е. влажность . Так как ее отличие от принятого невелико, то уточнение расчетов по пп. 1921 не требуется.

26. Строя изоэнтропический процесс расширения пара в 4-м отсеке (рис. 4) по давлению , определяем энтальпию . Изоэнтропический теплоперепад отсека . Весь процесс расширения протекает в области влажного пара.

28. Коэффициент, учитывающий влажность пара, определяем по соотношению

где учтено протекание всего процесса расширения в области влажного пара, использование внутриканальной сепарации влаги (), а влажность в конце действительного процесса расширения в качестве 1-го приближения принята равной (в дальнейшем при необходимости это значение можно будет уточнить).

29. Потерю с выходной скоростью определяем по характеристике выбранной последней ступени (прил. 3) из [1]: и в соответствии с эмпирической зависимостью (6.48) из [4]. Относительный внутренний КПД 4-го отсека

30. Использованный теплоперепад 4-го отсека

31. Энтальпия пара на выходе из ЦНД

32. Параметры и дают значение сухости за ЦВД , т.е. влажность . Значение энтропии

33. Внутренняя мощность ЦНД

34. Внутренняя мощность ЦВД

35. Внутренняя мощность паровой турбины

36. В соответствии с (п.23) электрическая мощность паровой турбины

Размещено на http://www.allbest.ru/

5. Определение экономических показателей ПГУ

1. Абсолютный электрический КПД ПТУ

2. Абсолютный электрический КПД ПТУ находим по (п.26):

3. Электрическая мощность ПГУ определяется по (п.24):

.

4. Теплота подведенная в камеру сгорания одной ГТУ:

5. Абсолютный электрический КПД брутто ПГУ

Заключение

В результате расчета тепловой схемы были получены:

- параметры пара и воды по всему тракту (давления, температуры, влажность, энтальпии и расходы); 3560 кДж/кг; 560

МПа; ;кДж/кг; кг/с; ;МПа ; кг/с;кДж/кг; МПа ; ;

кДж/кг; кДж/кг; кг/с; кг/с.

- количество теплоты, передаваемое от греющих газов к рабочему телу (пару или воде) каждым элементом КУ; кВт; кВт;

кВт; кВт; кВт; кВт;

- процесс расширения пара в турбине, КПД и внутренние мощности отсеков паровой турбины; ;;;

кВт; кВт;;

- электрическая мощность на зажимах генератора паровой турбины (ПТ)

- электрическая мощность парогазовой установки

- КПД котла-утилизатора 84%

- КПД паросиловой установки (ПСУ) 26,3%

- абсолютный электрический КПД паротурбинной установки 22,1%

- КПД парогазовой установки 60%

Список используемой литературы

1. Кудинов А.А. Парогазовые установки тепловых электрических станций: учеб. Пособие/ А.А. Кудинов. - Самара: Самар. Гос. Техн. Ун-т, 2009. - 116 с.

2. Костюк А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций/ А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний. - М.: Изд-во МЭИ, 2001. - 448с.

3. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара/ А.А. Александров, Б.А. Григорьев. - М.: Издательство МЭИ. 1999. - 168с.

Размещено на Allbest.ru