Расчет тепловой схемы парогазовой установки утилизационного типа. Курсовая работа по дисциплине Газотурбинные установки Расчет тепловой схемы парогазовой установки утилизационного типа
![]()
|
КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине «Газотурбинные установки» «Расчет тепловой схемы парогазовой установки утилизационного типа» 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 Тепловая схема 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. ГТУ Siemens, V94.2A имеет следующие характеристики: Электрическая мощность Nэ = 130,0 МВт; Расход воздуха на входе в компрессор Gв = 624 кг/с; Температура газов на выходе Tвых = 5850С; Электрический КПД ГТУ ηэ = 35,2 % Температура наружного воздуха tнв =15 0С; Давление в конденсаторе Pк =6,5 кПа; Давление перед стопорно-регулирующими клапанами (СРК) ЦВД: Pвд=6,5 МПа, перед СРК ЦНД Рнд =0,6 МПа; Давление в деаэраторе Pд = 0,61МПа; КПД генератора η =0,98, механический η =0,99. Химический состав природного газа:
2. Описание работы и схемы ГТУ Газотурбинной установкой (ГТУ) считают установку, имеющую три основных элемента (См. рис. 1. Схема простейшей открытой газотурбинной установки (ГТУ) непрерывного горения): воздушный компрессор К камеру сгорания КС 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. 3 Описание работы и схемы ПГУ На рис. 2. показан пример принципиальной тепловой схемы двухконтурной ПГУ утилизационного типа. ГТУ вырабатывает электрическую 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 ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 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 ![]() НД направляется в камеру смешения паровой турбины. Питательные электронасосы ВД (ПЭНВД) подают питательную воду в количестве ![]() 4. 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 ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Энтальпию в ![]() ![]() 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 : ![]() 5. Расчет котла-утилизатора Выбрав температурный напор на выходе из ППВД ![]() ![]() ![]() Энтальпия пара перед СРК ВД ![]() Давление пара в барабане ВД определяем по (4.5): ![]() Температура насыщения в нем ![]() Энтальпия насыщенного пара ![]() Выбираем значение недогрева питательной воды, поступающей в барабан ВД, ![]() ![]() Температуру газов за ИВД определяем по соотношению (4.2): ![]() где ![]() По ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Из уравнения (4.9) определяем расход пара ВД, генерируемого одним КУ: ![]() Параметры питательной воды в деаэраторе, из которого она поступает в контур ВД, соответствует давлению ![]() температура насыщения ![]() энтальпия насыщенной воды ![]() По соотношению (4.11) найдем энтальпию газов за контуром ВД: ![]() ![]() ![]() которой соответствует температура ![]() Энтальпию газов за ППВД рассчитываем по соотношению (4.12): ![]() ![]() ![]() а температура ![]() 9. Определяем тепловые мощности поверхностей нагрева контура ВД. Тепловые мощности ППВД, ИВД и ЭВД : ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Переходим к расчету контура НД КУ. Выбрав температурный напор на выходе из ППВД ![]() ![]() Так как давление пара перед СРК НД ![]() ![]() Давление в барабане НД находим из соотношения (4.6): ![]() Тогда температура насыщения в нем ![]() ![]() ![]() Энтальпия недогретой воды, поступающей в барабан НД из деаэратора, ![]() Приняв температурный напор в точке НД ![]() ![]() Паропроизводительность контура НД: ![]() Принимаем температуру питательной воды на входе в ГПК ![]() ![]() Примем недогрев конденсата за ГПК до температуры насыщения в деаэраторе ![]() ![]() ![]() Из уравнения теплового баланса для деаэратора найдем расход пара на деаэратор: ![]() По заданному давлению в конденсаторе ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() По аналогии с (4.14), используя, определяем расход рециркуляции (для одного КУ): ![]() Расход конденсата через ГПК: ![]() Энтальпия уходящих газов КУ определяется по аналогии с (4.15): ![]() а их температура ![]() 22. При температуре наружного воздуха ![]() ![]() ![]() Энтальпия газов за ППНД: ![]() а температура газов за ППНД ![]() 24. Тепловые мощности ППНД, ИНД и ГПК : ![]() ![]() ![]() 25. Тепловая мощность, отданная газами ГТУ в паротурбинный цикл: ![]() 26. Тепловая мощность, полученная паром КУ: ![]() ![]() (См рис. 3. Тепловая диаграмма =f(Q) и t=f(Q) для котла-утилизатора ПГУ). 6. Приближённый расчёт паровой турбины Суммарный объёмный расход, проходящий через последние ступени паровой турбины: ![]() где ![]() ![]() Пользуясь рисунком из прил. 3 [1], выбираем двухпоточный ЦНД с рабочей лопаткой последней ступени длиной ![]() ![]() ![]() 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 ![]() ![]() ![]() Исходя из количества ступеней в 1-м и 2-м отсеках и давлений перед (СРК) ЦВД (и ЧНД), принимаем давление ![]() ![]() ![]() ![]() Принимаем потерю давления в СРК НД ![]() ![]() ![]() Аналогично давление пара перед проточной частью ЦВД: ![]() где, как и в предыдущем случае, потеря давления в СРК ВД ![]() ![]() По этому давлению и энтальпии перед СРК ВД ![]() ![]() ![]() ![]() Строим изоэнтропический адиабатный процесс расширения пара в 1-м отсеке (рис. 4), определяем энтальпию ![]() ![]() Рассчитываем изоэнтропический теплоперепад 1-го отсека: ![]() ![]() Относительный внутренний КПД 1-го отсека оцениваем по приближённой эмпирической формуле для группы ступеней малой верности при работе в сухом паре: ![]() где ![]() ![]() ![]() Рассчитываем использованный теплоперепад 1-го отсека: ![]() ![]() Внутренняя мощность 1-го отсека: ![]() ![]() Определяем энтальпию пара в поворотной камере: ![]() ![]() Энтальпия ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Строя изоэнтропический процесс расширения пара во 2-м отсеке до давления в камере смешения ![]() ![]() ![]() Изоэнтропический теплоперепад 2-го отсека: ![]() ![]() Относительный внутренний КПД 2-го отсека: ![]() где ![]() ![]() ![]() Рассчитываем использованный теплоперепад 2-го отсека: ![]() ![]() Внутренняя мощность 2-го отсека: ![]() ![]() Определяем энтальпию пара, поступающего в камеру смешения из 2-го отсека: ![]() ![]() Энтальпия пара в камере смешения (перед ЧНД точка О1) рассчитывается по условию смешения соотношением: ![]() ![]() Эта энтальпия и давление ![]() ![]() ![]() ![]() 18. Строя изоэнтропический процесс расширения пара в 3-м отсеке до давления ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 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 ![]() ![]() 26. Строя изоэнтропический процесс расширения пара в 4-м отсеке (рис. 4) по давлению , определяем энтальпию ![]() ![]() ![]() ![]() 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]: ![]() ![]() ![]() ![]() 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 ![]() ![]() ![]() 7. Определение экономических показателей ПГУ Абсолютный электрический КПД ПТУ ![]() Абсолютный электрический КПД ПТУ находим по (п.26): ![]() Электрическая мощность ПГУ определяется по (п.24): ![]() ![]() Теплота подведенная в камеру сгорания одной ГТУ: ![]() 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); ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() - количество теплоты, передаваемое от греющих газов к рабочему телу (пару или воде) каждым элементом КУ; ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() - процесс расширения пара в турбине, КПД и внутренние мощности отсеков паровой турбины; ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() - 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 Кудинов А.А. Парогазовые установки тепловых электрических станций: учеб. Пособие/ А.А. Кудинов. – Самара: Самар. Гос. Техн. Ун-т, 2009. – 116 с. 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. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара/ А.А. Александров, Б.А. Григорьев. – М.: Издательство МЭИ. 1999. – 168с. |