Расчёт тепловой схемы бинарной газотурбинной установки ГТН-10

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Брянский государственный технический университет

Кафедра «Тепловые двигатели»

Расчёт тепловой схемы бинарной газотурбинной установки ГТН-10

РАСЧЕТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА

по дисциплине «Газотурбинные установки»

Студент группы 12-ЭМ1

Соболь В.И.

Руководитель: ассистент

Светляева Е. И.

Брянск 2014



Задание

Произвести расчет тепловой схемы, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей газотурбинной установки по следующим исходным данным:

Эффективная мощность ГТУ Ne=10 МВт;

Начальная температура воздуха T3=288 K;

Начальная температура газа T1=1223K;

Частота вращения роторов n=6850/6500мин-1.

Тип исполнения и назначение: двухвальный газотурбинный газоперекачивающий агрегат (ГГПА).

Вариант тепловой схемы - бинарная.



Аннотация

В данной расчетно-графической работе произведен расчет тепловой схемы бинарной парогазовой установки (ПГУ) типа ГТН-10, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей установки, эти данные в дальнейшем будут использованы в курсовом проекте по газотурбинным двигателям.

Содержание

Введение

1. Схема и цикл ГТУ

2. Определение расчётных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа

3. Выбор расчётных значений начальных температур воздуха и газа

4. Выбор расчётного значения степени повышения давления цикла

5. Расчёт компрессора

6. Расчёт камеры сгорания

7. Расчёт газовой турбины

8. Определение технико-экономических показателей ГТУ

Вывод

Список использованных источников



Введение

газотурбинная установка тепловая давление

На современном этапе развития тепловых двигателей газотурбинные установки (ГТУ) прочно завоевали первое место и нашли широкое применение практически во всех основных сферах жизнедеятельности человеческого общества: энергетике, газо- и нефтеснабжении, металлургической и нефтехимической промышленности, воздушном, водном, железнодорожном, автомобильном транспорте и пр.

В Российской Федерации ГТУ получили наибольшее применение в газовой промышленности, где они используются в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) являются преобладающим типом ГПА на магистральных газопроводах. Их доля в настоящее время превысила 80% и продолжает возрастать, а ГТУ постоянно совершенствуются. Поэтому основное внимание в данном курсовом проекте уделено теории расчёта и проектированию газотурбинных ГПА (ГГПА) с учётом последних достижений в области аэродинамики проточной части турбомашин, организации потока в ступени и турбине в целом. Существенное внимание уделяется вопросам обоснования и определения основных технико-экономических показателей проектируемой ГТУ.

Крупнейшими производителями отечественных ГГПА являются: ПО «Невский машиностроительный завод» (ПО НЗЛ), г. С.- Петербург, ПО «Турбомоторный завод» (ПО ТМЗ), г. Екатеринбург.

Темой данной курсовой работы по дисциплине «Паро- и газотурбинные установки» является расчёт тепловой схемы для двухвальнойгаховой турбины ГТН-12 бинарного типа (ПГУ).



1. Схема и цикл ГТУ

Рис. 1 Принципиальная тепловая схема и цикл ПГУ

Принцип действия ПГУ: Всасываемый в компрессор (К) воздух с температурой Т3 и давлением Р3 сжимается в нём до давления Р4и приобретает температуру Т4. Затем сжатый воздух поступает в камеру сгорания (КС) где смешивается с топливом, впрыскиваемым при помощи форсунок, и паром, получаемым в котле-утилизаторе за счёт отработавших газов. Вода поступает в котёл-утилизатор с помощью питательного насоса (ПН), предварительно пройдя химическую водоочистку (ХВО). Пар в камере сгорания перегревается и после вместе с основным рабочим телом поступает в турбину высокого давления (ТВД) с температурой Т1 и давлением Р1. Вал турбины высокого давления вращает вал компрессора. После расширения в турбине низкого давления (ТНД) всё рабочее тело с температурой Т2 и давлением Р2 поступает в котёл-утилизатор. Вал турбины низкого давления вращает привод (П). Пар, получаемый в котле-утилизаторе, частично может направляться к тепловому потребителю (ТП) (см. рис. 1).



2. Определение расчётных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа

Расчёт тепловой схемы любой ГТУ начинается с построения зависимости внутреннего КПД ГТУ от степени повышения давления в цикле при различных значениях начальной температуры газа перед турбиной и температуры атмосферного воздуха с тем, чтобы сразу же оценить влияние этих параметров на работу ГТУ правильно выбрать их расчётные значения.

Зависимости рассчитываются по формуле:

,

где и - КПД соответственно турбины и компрессора; - коэффициент потерь давления в ГТУ.

Зависимости в=f() при принятых значениях всех коэффициентовТ, К, v, m рассчитывают для пяти значений температурного коэффициента (данные вычисления производились с помощью прикладной программы “MicrosoftExcel” на ЭВМ).

.



Для рассматриваемых циклов ГТУ в расчетах можно принимать Т=0,86…0,90;К=0,85…0,88; v - коэффициент потерь давления в ГТУ.

;

Для предварительных расчетов можно принимать kг=1,33…1,35; kв=1,37…1,39

Для всех вариантов приняты следующие значения величин:

Т=0,86;К=0,85;v=1,07; kг=1,34;mг=0,254; kв=1,38; mв=0,275.

??	в
	при 1	при 2	при 3	при 4	при 5
2	0,0965	0,0926	0,0996	0,0979	0,0950
4	0,1827	0,1736	0,1898	0,1860	0,1793
6	0,2186	0,2047	0,2291	0,2236	0,2134
8	0,2366	0,2179	0,2505	0,2432	0,2297
10	0,2457	0,2221	0,2630	0,2539	0,2370
12	0,2494	0,2206	0,2701	0,2593	0,2388
14	0,2495	0,2151	0,2737	0,2611	0,2370
16	0,2469	0,2066	0,2748	0,2604	0,2323
18	0,2423	0,1957	0,2741	0,2577	0,2255
20	0,2361	0,1825	0,2718	0,2534	0,2169
22	0,2284	0,1673	0,2684	0,2478	0,2067
24	0,2194	0,1502	0,2639	0,2411	0,1950
26	0,2092	0,1312	0,2586	0,2334	0,1819
28	0,1980	0,1103	0,2524	0,2248	0,1675
30	0,1857	0,0873	0,2456	0,2153	0,1518

Таблица 1

Рис. 2 Графики зависимостей в ГТУ от степени повышения давления р при различных значениях степени повышения температуры ф.

3. Выбор расчётных значений начальных температур воздуха и газа

На основании полученных зависимостей в=f() при =var (рис. 2) построим графики изменения максимальных значений внутреннего КПД цикла вmax в зависимости от начальной температуры газа T1 (рис. 3) и начальной температуры воздуха T3 (состояние атмосферы) (рис. 4). Значения КПД при различных температурах T1 и T3 приведены в табл. 2 и 3 соответственно.

Таблица 2

	1123	1223	1323
	0,222	0,250	0,275



Рис. 3 График зависимости КПД ГТУ от начальной температуры T1

Таблица 3

Значения максимального внутреннего КПДвmax от начальной темпертуры воздуха T3

	278	288	298
	0,36	0,34	0,32

Рис. 4 График зависимости КПД ГТУ от температуры атмосферного воздуха T3



4. Выбор расчётного значения степени повышения давления цикла

В данном варианте с котлом-утилизатором и паровой турбиной оптимальное opt ПГУ определяется из выражения

-коэффициент утилизации;

-КПД парового контура (пк=0,28 - 0,32 для подобного типа установок; в данной работе примем пк=0,3);

mг=0,254, при kг=1,34; mв=0,275, при kв=1,38.

Коэффициент утилизации

,

где Т5=393 - 423К - температура отработавших газов за котлом-утилизатором[4, стр. 49];

Т2=670 - 770 К - температура газов на выходе из турбины[4, стр. 17].

Таким образом, в варианте бинарной ПГУ (без дожигания топлива), значение opt получается достаточно близким к прототипу. Поэтому для этого варианта можно принять расч= 11,500.

5. Расчёт компрессора

Давление за компрессором

.

Средняя температура изоэнтропийного сжатия(в первом приближении)

;

где Т4 = 620 - 640 К - температура воздуха, поступающего в камеру сгорания [4, стр. 16]; принимаем Т4=630 К

тогда kв1 =1,391, [4, прил. 1, рис. 2].

Температура изоэнтропийного сжатия за компрессором (в первом приближении)

Средняя температура изоэнтропийного сжатия (во втором приближении)

,

тогда kв2=1,393, ; cp.в(ср)=1,017 кДж/кг.

Температура изоэнтропийного сжатия за компрессором (во втором приближении)

Средняя температура изоэнтропийного сжатия (во втором приближении)



,

тогда kв3=1,393, ; cp.в(ср)=1,017 кДж/кг.

Изоэнтропийный перепад энтальпий в компрессоре

Действительный перепад энтальпий при К=0,87

Температура воздуха за компрессором, равная температуре воздуха, поступающего в камеру сгорания

6. Расчёт камеры сгорания

При отсутствии данных по топливу за его основу принимаем стандартный углеводород (85% С и 15% Н), для которого низшая теплота сгорания и теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива, . Примем КПД камеры сгорания . Физической теплотой топлива, вносимой в камеру сгорания, пренебрегаем.

В первом приближении относительное количество воздуха , содержащегося в продуктах сгорания за камерой сгорания, определяется из уравнения теплового баланса

=

=[44300·0.99+15·350?(15+1)·1350]/(1200?350)=32,36.

Значения теплосодержания воздуха и и продуктов сгорания при при соответствующих температурах принимались по графикам [4, прил. 1, рис.4, рис.5].

Коэффициент избытка воздуха для простейшей схемы

= (Lo+qв)/ Lo = (32,36+8,78)/15 = 3,16.

Удельный расход рабочего тела в КС увеличился на величину

qтоп= 1/(Lo) = 1/(3,1615) = 0,0211.

7. Расчёт газовой турбины

Для схемы ПГУ коэффициент потерь давления =1,07,тогда =11,5/1,07=10,75.

Давление перед турбиной

.

Давление за турбиной

.

Процесс расширения (в первом приближении)

,

откуда ; ; при =3,16.

Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (в первом приближении)

К.

Процесс расширения (во втором приближении)

;

откуда ; ; при =3,16.

Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (во втором приближении)

К.

Процесс расширения (в третьем приближении)



;

откуда ; ; Ср(ср)= 1,182 кДж/кг; при =3,16.

Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (во втором приближении)

К.

Изоэнтропийный перепад энтальпий (теоретическая работа) в турбине рассчитывается по выражению

.

Действительная работа расширения в турбине

Действительная температура газа за турбиной

.

Расход газа для охлаждаемой ГТУ определяется по соотношению

.

Эффективная удельная работа охлаждаемой ГТУ определяется из выражения

где - внутренний КПД турбины с учётом потерь от охлаждения в проточной части; - коэффициент гидравлических потерь;

- коэффициент термодинамических потерь);

. При (т.к. схема установки бинарная, без регенерации)

- по прототипу;

- расход топлива;

;

- механический КПД турбины;

- механический КПД компрессора.

Расход газа .

Расход топлива определяем по выражению

,



где ;

; -теплосодержание воздуха на выходе из компрессора;

- теплосодержание продуктов сгорания перед турбиной.

Относительный расход топлива

.

Таким образом, в данном варианте ПГУ по сравнению с простейшей ГТУ из-за увеличения сопротивления выходного тракта удельная работа ГТУ снизилась, расход газа и воздуха возросли. Относительный же расход топлива составил=0,0159.

8. Определение технико-экономических показателей ГТУ

Для того, чтобы правильно оценивать теплотехнический уровень спроектированной ГТУ, иметь возможность сравнения её с лучшими аналогичными образцами и делать правильные выводы по полученным результатам, мы должны определить основные технико-экономические показатели ГТУ.

Основные технико-экономические показатели, характеризующие тепловую экономичность ГТУ (удельные расходы топлива и теплоты, КПД), рассчитываются на основе энергетических характеристик турбины, компрессора, камеры сгорания, регенератора или утилизаторов тепла и вспомогательного оборудования.

Для варианта ПГУ имеем ранее принятые величины



К=0,85; Tохл=0,84; МТ=МК=0,98; ; =11,5; Т1= 1223 К; Т3= 288 К; Т4= 616,1 К.

Из-за увеличения сопротивления выходного тракта ГТУ (наличие котла-утилизатора) претерпят изменения и станут равными

Неохл=148,78 кДж/кг; Т2=759 К; =67,21 кг/с; =68,93 кг/с; =0,09; =1,151 кг/с;= 0,017;

=67,21+(0,09 - 0,03)·68,93=70,11 кг/с .

Расход теплоты в камеру сгорания

кДж/кг

Температуру газов, покидающих котел-утилизатор примем, Т5= 423 К (150°С);

Коэффициент утилизации

,

Удельная эффективная работа ПГУ

HeПГУ=HеГ.К.+HеП.К.=Неохл+HеП.К.=Неохл+qкс·(1-ГТУ)утпк= =148,78+646,2·(1 - 0,2302)0,6980,3=252,9 кДж/кг,

где гту=еохл= Неохл /q1=148,78/646,2=0,2302 - КПД газового контура.

КПД ПГУ

пк = еохл+(1-еохл)·ут·пк = 0,2302+(1- 0,2302)0,6980,3 = 0,391.

Удельный расход тепла

qПГУ= 3600/0,391 = 9207,16 кг/(кВтч).

Удельный расход условного топлива

9207,16/29308 = 0,314 кг/(кВтч).

Если принять среднестатистический относительный расход пара

= 0,11,

то при = 67,21 кг/с

= d= 0,1167,21 = 7,39 кг/с.

Общая мощность ПГУ

NПГУ=Nеохл+Nпк=148,7867,21+8,59291=13511кВт=10781,3 МВт.

Поскольку удельная эффективная работа ПГУ приведена к расходу газа через ГТУ, то общую мощность ПГУ, то общую мощность ПГУ приближенно можно определять и другим путем

=НеПГУ= 67,21252,9= 16002,6 кВт=16997,4 МВт.

Таким образом, включение в схему ГТУ ПТУ с котлом утилизатором даже без дожигания топлива в нем (чисто утилизационная схема) существенно улучшает экономические показатели установки. Следует однако учитывать, что из всех вариантов утилизации тепла отработавших газов ГТУ, вариант с ПТУ требует наибольших затрат и сооружений

Параметр и его формула	Вариант схемы ГТУ
	Простейшая	ПГУ
КПД установкиеохл.	0,230	0,391
Экономия удельного расхода топлива ?bут=bбаз-bi, кг/(кВт*ч).	0	0,137
Стоимость сэкономленноготоплива Сут=?bут*Nе*К*C, руб.	0
Стоимость установкиСi=Суст, руб.	9·107
Годовой экономический эффект Э=Сут-(Сi-Сбаз)/n, руб.	0



Вывод

Таким образом, расчёты показали, что включение в схему ГТУ ПТУ с котлом-утилизатором даже без дожигания топлива в нём существенно улучшает экономические показатели установки. Следует однако учитывать, что из всех вариантов утилизации тепла отработавших газов ГТУ, вариант с ПТУ требует наибольших затрат и сооружений.



Список использованных источников

Арсеньев, Л.В.Комбинированные установки с газовыми турбинами/ Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин - Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1982. - 247 с.

Арсеньев, Л.В. Газотурбинные установки. Конструкция и расчёт. Справочное пособие/ Под общ. ред. Л.В.Арсеньева, В.Г. Тырышкина - Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1978. - 232 с.

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

Кузьмичёв, Р.В.Расчёт тепловых схем и переменных режимов работы газотурбинных установок: Учеб. пособие/ Р.В.Кузьмичёв - Брянск: БГТУ, 1997. - 80 с.

Размещено на Allbest.ru