Тепловой расчет цикла ПГУ

СОДЕРЖАНИЕ

 

Исходные данные..........................................................................................3

Задание...........................................................................................................3

Введение.........................................................................................................4

Схема парогазовой установки......................................................................5

1. Тепловой расчет схемы ПГУ.................................................................7
1. Расчет параметров цикла ГТУ...........................................................7
2. Определение расходов рабочих тел ПГУ.........................................9
3. Построение теплового процесса расширения пара 
   в турбине.............................................................................................10
4. Расчет регенеративной системы паровой турбины.........................12
5. Определение мощности, развиваемо паровой турбиной................13
6. Определение расхода охлаждающей воды в конденсаторе 
   паровой турбины................................................................................14
7. Определение показателей эффективности ПГУ..............................14
2. Определение эффективности ПГУ с последовательным 
   отключением деаэратора и подогревателя низкого давления...........15
1. Переменный расход пара в цикле паротурбинной установки........15
2. Постоянный расход пара в цикле паротурбинной установки........17
3. Исследование эффективности ПГУ при трехступенчатом  
   сжатии воздуха в компрессорной установке........................................20

Литература......................................................................................................23

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

– схема парогазовой установки (ПГУ);

– полезная мощность газотурбинной установки ;

– температура перед газовой турбиной ;

– параметры воздуха перед компрессором ; ;

– параметры острого пара ; ;

– давление в отборах турбины и конденсаторе ; ; ;

– давление в промежуточном пароперегревателе ;

– внутренние относительные КПД газовой турбины ; паровой турбины ; компрессора ;

– теплота сгорания топлива .

Рабочее тело в ГТУ обладает свойствами воздуха.

ЗАДАНИЕ:

1. Выполнить тепловой расчет цикла ПГУ;
2. Определить эффективность ПГУ с последовательным отключением деаэратора и подогревателя низкого давления при условии:

а) переменного расхода пара в цикле паротурбинной установки;

б) постоянного расхода пара в цикле паротурбинной установки;

3. Определить эффективность  ПГУ при трехступенчатом сжатии  воздуха в компрессорной установке.

 

ВВЕДЕНИЕ

В газотурбинных установках затраты энергии на собственные нужды составляют значительную долю полезной работы установки. Эта доля зависит от значения удельной энтальпии рабочего вещества перед турбиной и уменьшается с ростом последней. Повышение теплосодержания рабочего тела путем увеличения температуры ограничивается возможностями современной металлургии, устанавливающей предел максимальной температуры в цикле 700-800°С. Другой путь состоит в применении рабочего вещества с большой удельной энтальпией. В газотурбинных установках, работающих по открытому циклу, эта цель достигается использованием в качестве рабочего тела одновременно с газообразными продуктами сгорания второго рабочего вещества, приводящего к увеличению общего теплосодержания рабочего тела. Таким веществом может быть обычная вода, обладающая, как известно, значительной удельной энтальпией.

Газотурбинная установка, в которой рабочим веществом являются газообразные продукты сгорания и водяные пары, называется парогазовой установкой, а ее цикл – парогазовым циклом. В одних парогазовых установках оба рабочих вещества, т. е. газообразные продукты сгорания и водяные пары, смешиваются и затем поступают в турбину, в других – смешивания рабочих веществ не происходит и каждое из них раздельно направляется соответственно в газовую и паровую турбины.

Применение парогазовых циклов позволяет значительно повысить КПД теплосиловой установки и уменьшить капитальные затраты на ее сооружение. Уменьшение капитальных затрат обусловлено прежде всего применением парогенераторов, камеры сгорания которых работают при повышенных давлениях, благодаря чему улучшается процесс сгорания и тем самым экономится топливо, а кроме того, снижается расход металла.

 

СХЕМА ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ

Совместная работа паротурбинной и газотурбинной установок позволяет повысить их термический КПД, а, следовательно, уменьшить удельный расход топлива на выработку единицы электрической энергии. Установка, образованная путем слияния паротурбинной и газотурбинной установок, называется когенерационной. В этой установке работают два рабочих тела: газообразные продукты сгорания топлива и водяной пар. Принципиальная схема такой парогазовой установки (ПГУ) с высоконапорным парогенератором представлена на рис. 1. Она состоит из следующего основного оборудования: высоконапорного парогенератора (ВПГ) с промежуточным перегревом пара, паровой конденсационной турбины, газотурбинного агрегата, включающего газовую турбину (ГТ) и компрессор (К).

Рисунок 1 – Принципиальная схема ПГУ:

Условные обозначения: ВПГ – высоконапорный парогенератор; ГТ – газовая турбина; К – компрессор; ГП – газовый подогреватель; ЧВД, ЧНД – части высокого и низкого давлений паровой турбины; КД – конденсатор; КН – конденсационный насос; ПНД – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор; ПН – питательный насос;

1,2 (2д) – всасывание и  нагнетание воздуха в компрессоре; 3,4 (4д) – вход и выход газа  в газовой турбине; 5 – выброс  газа в атмосферу; 6,7 (7д) – вход  и выход пара в ЧНД; 10 – выход  основного потока конденсата  из конденсатора; 11 – выход подогретого  конденсата из ПНД; 12 – подача  питательной воды в газовый  подогреватель; 13 – подача питательной  воды в ВПГ

Установка работает следующим образом: атмосферный воздух, сжатый в компрессоре, подается в высоконапорный парогенератор, работающий на жидком или газообразном топливе, сжигаемом под давлением. Продукты сгорания топлива с требуемой температурой (700 – 1100°С) поступают в газовую турбину, в которой расширяются до атмосферного давления и затем, охладившись в горячей стороне газового подогревателя до температуры 120 – 160°С, выбрасываются в атмосферу.

Перегретый пар из ВПГ поступает в часть высокого давления (ЧВД) паровой турбины, в которой расширяется до промежуточного давления . Далее пар отводится из турбины в промежуточный пароперегреватель, где нагревается до первоначального значения температуры. Вновь перегретый пар возвращается в часть низкого давления (ЧНД) паровой турбины, в которой расширяется до давления в конденсаторе (КД).

Конденсат из конденсатора, под действием конденсатных насосов, прокачивается через систему регенеративных подогревателей, включающую в себя подогреватель низкого давления (ПНД) и деаэратор (Д). Подогрев воды в них осуществляется паром, отбираемым из отборов турбины.

Подогретая таким образом питательная вода насосом (ПН) подается в холодную сторону газового подогревателя, где нагревается до температуры кипения и затем направляется в высоконапорный парогенератор.

Рисунок 2 – Т,s-диаграмма цикла ПГУ с ВПГ

Термический цикл ПГУ с ВПГ представлен на рис. 2 и включает в себя следующие процессы:

1-2 – процесс изоэнтропного сжатия воздуха в компрессоре;

1-2д – действительный (политропный) процесс сжатия воздуха  в компрессоре;

2-3-m – изобарный процесс  сжигания топлива в ВПГ, связанный  с подводом теплоты к циклам  газотурбинной и паросиловой  установок;

3-4 и 3-4д – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения газа в газовой турбине;

4-5 – изобарный процесс  охлаждения отработавших в газовой  турбине газов в газовом подогревателе;

5-1 – изобарный процесс  охлаждения продуктов сгорания  в атмосфере;

6-7 и 6-7д – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения пара в ЧВД паровой турбины;

7-8 – изобарный процесс  перегрева пара во вторичном  пароперегревателе;

8-9 и 8-9д – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения пара в ЧНД паровой турбины;

9-10 – изобарно-изотермический  процесс конденсации пара, отработавшего  в паровой турбине;

10-11-12 – изобарный процесс  подогрева основного потока конденсата  в ПНД и деаэраторе;

12-13 – изобарный процесс  подогрева питательной воды в  газовом подогревателе за счет  регенерации теплоты в цикле  газотурбинной установки в процессе 4-5.

1. Тепловой расчет схемы ПГУ
1. Расчет параметров цикла ГТУ

Оптимальная степень сжатия в действительном цикле ГТУ

 

,

где – показатель адиабаты воздуха; –степень изменения температуры в цикле ГТУ.

Принимаем .

Температура рабочего тела в конце теоретического сжатия в компрессоре

.

Давление в топке ВПГ составит

.

Параметры газа на выходе из газовой турбины при изоэнтропном процессе расширения будем определять при условии, что , т.е.

;

;

.

Тогда

 

Давление .

Значения действительных температур газа на выходе из компрессора и газовой турбины находим из выражений внутреннего относительного КПД этих машин:

 

.

 

 

2. Определение расходов рабочих тел ПГУ

Массовый расход дымовых газов в цикле ГТУ

,

где – удельная массовая изобарная теплоемкость воздуха, .

Действительная мощность газовой турбины

 

= 80937 кВт.

Действительная мощность, потребляемая компрессором

 

Температура газа на выходе из газового подогревателя принимается равной 120 °С (). При более низкой температуре наблюдается сернистая коррозия поверхностей нагрева.

Энтальпия воды на выходе из смешивающего подогревателя (деаэратора) определяется из условия, что питательная вода нагревается в нем до состояния насыщения при давлении греющего пара.

В тепловой схеме ПГУ применяется деаэратор атмосферного типа с давлением греющего пара 0,12 МПа.

По таблицам насыщенной воды для давления 0,12 МПа, находим и . Как видно из рис. 2, питательная вода в газовом подогревателе нагревается до состояния насыщения при давлении 5,0 МПа (точка 13). По таблицам насыщенной воды находим .

Расход питательной воды, соответствующий расходу острого пара , подаваемого в паровую турбину, находим из уравнения теплового баланса газового подогревателя с учетом действительных параметров газовой ступени:

 

 

3. Построение теплового процесса расширения пара в турбине

В цикле ПГУ применяется турбина конденсационного типа с промежуточным перегревом пара, состоящая из части высокого и низкого давления (рис.1). Для определения параметров пара, необходимых в дальнейших расчетах, построим процесс расширения пара в турбине в i,s-диаграмме (рис.3).

Рисунок 3 – Процесс расширения пара в паровой турбине

По параметрам пара перед турбиной и на i,s-диаграмму наносится точка 6. Из точки 6 проводится линия 6-7 изоэнтропного процесса расширения пара в ЧВД турбины до пересечения ее с изобарой промежуточного перегрева пара .

Располагаемый теплоперепад ЧВД турбины определяется по разности энтальпий точек 6 и 7:

.

Внутренний (использованный) теплоперепад ЧВД турбины с учетом внутреннего относительного КПД составит:

.

Величина откладывается от точки 6 на изоэнтропе 6-7 (отрезок 6А); через точку А проводится прямая, параллельная оси s, до пересечения с изобарой . Точка 7д характеризует действительное состояние пара на выходе из ЧВД турбины. Прямая 6-7д характеризует действительный (политропный) процесс расширения пара в ЧВД турбины. При этом энтальпия пара в конце расширения

.

После ЧВД турбины (точка 7д) пар выводится во вторичный пароперегреватель, где нагревается изобарно до начальной температуры (). На i,s-диаграмме по параметрам пара и наносится точка 8, характеризующая состояние пара перед ЧНД турбины. Дальнейшее построение теоретического и действительного процессов расширения пара в ЧНД аналогично процессу расширения пара в ЧВД турбины.

Располагаемый теплоперепад в ЧНД определится по разности энтальпий точек 8 и 9: