Автор: Пользователь скрыл имя, 15 Апреля 2014 в 23:44, курсовая работа
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.
Исходные данные..........................................................................................3
Задание...........................................................................................................3
Введение.........................................................................................................4
Схема парогазовой установки......................................................................5
Тепловой расчет схемы ПГУ.................................................................7
Расчет параметров цикла ГТУ...........................................................7
Определение расходов рабочих тел ПГУ.........................................9
Построение теплового процесса расширения пара
в турбине.............................................................................................10
Расчет регенеративной системы паровой турбины.........................12
Определение мощности, развиваемо паровой турбиной................13
Определение расхода охлаждающей воды в конденсаторе
паровой турбины................................................................................14
Определение показателей эффективности ПГУ..............................14
Определение эффективности ПГУ с последовательным
отключением деаэратора и подогревателя низкого давления...........15
Переменный расход пара в цикле паротурбинной установки........15
Постоянный расход пара в цикле паротурбинной установки........17
Исследование эффективности ПГУ при трехступенчатом
сжатии воздуха в компрессорной установке........................................20
Литература......................................................................................................23
СОДЕРЖАНИЕ
Исходные данные........................
Задание.......................
Введение......................
Схема парогазовой установки.....................
Литература....................
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:
а) переменного расхода пара в цикле паротурбинной установки;
б) постоянного расхода пара в цикле паротурбинной установки;
3. Определить эффективность
ПГУ при трехступенчатом
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
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
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
12-13 – изобарный процесс подогрева питательной воды в газовом подогревателе за счет регенерации теплоты в цикле газотурбинной установки в процессе 4-5.
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:
.
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:
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: