Цикл ПГУ. расчет в термодинамических диаграммах парового цикла

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 08 Декабря 2013 в 09:33, курсовая работа

Краткое описание

В работе изложены основы теории парогазовых установок и расчета их тепловых схем, сведения о различных типах ПГУ, применяемых в настоящее время, и о возможных объемах их использования в перспективе.
Основу ПГУ составляют газотурбинные установки, достигшие к настоящему времени высокого совершенства. При работе по простейшей схеме ГТУ имеют КПД до 33-37% и используются в энергетике.
Сделав практическую часть курсовой работы автор посчитала КПД, который равен 62% и сравнивала параметры по паровым таблицам и по is диаграмме и с уверенностью могу сказать, что практическая часть была сделана мною правильно, т.к данные по паровым таблицам очень близки к данным по is диаграмме.

Содержание

Введение…………………………………………..…………………………….2
1 Цикл ПГУ с конденсационной паровой турбиной 5
2 Расчет схемы ПГУ 7
2.1 Приближенные формулы для определения КПД ПГУ 8
2.2 КПД цикла с дожиганием 10
3 Мощность всей ПГУ и конденсационной паровой турбины при заданной мощности ГТУ, входящей в ПГУ 12
4 Парогазовые установки с впрыском пара 15
4.1 Параметры оптимальных режимов ПГУ с впрыском пара по простейшей схеме 18
4.2 Сравнение расчетных параметров с параметрами осуществленной установки 19
4.3 Форсировка ПГУ увеличением впрыскиваемого пара 20
4.4 ПГУ с впрыском пара на базе параметров ГТУ АЛ-31СТЭ 21
4.5 Формулы для приближенной оценки определяющих параметров цикла 23
5 Расчет и построение в термодинамических диаграммах парового цикла (вариант 15) 26
Заключение 33
Список использованной литературы 34

Прикрепленные файлы: 1 файл

Курсач.doc

— 2.23 Мб (Скачать документ)

Содержание

 

Введение…………………………………………..…………………………….2

 

 

Введение

 

Идея создания парогазовых  энергетических установок, в которых  в качестве рабочих тел используются продукты сгорания топлива и водяной пар, впервые были высказаны французским ученым С. Карно еще в 1824 г.. Он предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие получения эффективных парогазовых установок: использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур и использования отбросного тепла газов после газового двигателя для получения водяного пара, совершающего работу в паровом двигателе. Практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие опередившего создание и развитие парогазовых установок, оказалось возможным лишь после больших успехов в области развития энергетической науки вообще, теплоэнергетики и создания совершенных паровых и газовых турбин. Уже на начальной стадии работ по созданию газотурбинных установок конструкторы обращались к водяному пару как к средству снижения температуры газа на входе в газовую турбину.

Первую попытку создать комбинированную  установку, в которой в качестве рабочих тел используются продукты сгорания и водяной пар, сделал русский инженер П. Д. Кузьминский в 1892-1900 гг. Его установка работала по газопаровой схеме, предусматривающей непосредственное смешение продуктов сгорания с водяным паром. Тепло, выделявшееся при сгорании керосина, частично отдавалось воде под давлением более 5 МПа, протекавшей через змеевики, охлаждавшие стенки камеры сгорания. То обстоятельство, что к продуктам сгорания добавлялся водяной пар, на подачу которого (подачу воды насосом) требовались ничтожные затраты мощности, значительно увеличивало общую полезную работу. Ограниченные температуры газов и низкие КПД проточной части турбомашин, характерные для конца XIX века, обрекали на неудачу всякие попытки применить в турбоустановке газовый цикл. К тому же подвод тепла к воде осуществлялся не за счет тепла уходящих газов, а от газов перед газовой турбиной.

К 1908-1910 гг. относится создание комбинированной установки Хольцварта-Шюле, работавшей по циклу с прерывистым процессом горения при постоянном объеме. Вода и водяной пар использовались для снижения температуры газа на входе в газовую турбину путем отвода тепла от него в теплообменнике в камере сгорания. Для повышения КПД установки это тепло, а также тепло выхлопных газов турбины использовались для получения водяного пара, энергия которого затем использовалась в паровой турбине. В связи с трудностями осуществления такого парогазового цикла и относительной низкой экономичностью эти установки развития не получили.

В начале 30-х годов швейцарской фирмой «Броун Бовери» была разработана конструкция и начато производство высоконапорных парогенераторов «Велокс», которые нашли практическое применение. В этих парогенераторах применялся наддув камеры горения, который осуществлялся с помощью турбонадувной группы, состоящей из газовой турбины и осевого компрессора. После камеры горения, парогенераторных поверхностей нагрева и пароперенагревателя продукты сгорания жидкого топлива или газа под повышенным давлением при температуре (550÷600) °С поступали в газовую турбину, энергия которой использовалась для привода компрессора. При умеренных температурах газа перед газовой турбиной и сравнительно невысоких КПД турбины и компрессора мощности турбины хватало для привода компрессора только при полной нагрузке парогенератора, а при частичных нагрузках использовалась мощность регулировочного («добавительного») двигателя - паровой турбины или электродвигателя. Эффект применения такого наддува парогенератора состоял в интенсификации процессов горения и теплообмена, в результате чего резко уменьшалась площадь, металлоемкость, габариты и масса поверхностей нагрева и всего парогенератора, а также повышался его КПД. В 1944-1945 гг. в ЦКТИ им. И. И. Ползунова проф. А.Н. Ложкин, исследовавший циклы и рабочие процессы бинарных ртутно-паровых установок и высоконапорные парогенераторы, разработал схему и цикл парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении. В дальнейшем под руководством А.Н.Ложкина в ЦКТИ и в Высшем инженерно-техническом училище ВМФ проводились исследования по разработке цикла, конструкции и применения этих установок. Большой вклад в разработку теории и конструкции парогазовых установок был сделан М.И.Корнеевым Е.Н.Прутковским. Эти работы привели к получению благоприятных энергетических характеристик подобных установок определению Целесообразных тепловых схем и разработок специального оборудования.

В 50-е годы на базе достижений в  области энергетического машиностроения начали интенсивно развиваться парогазовые установи со сбросом газов после газовой турбины в паровой котел, которые получили большое многообразие и растущее применение Фундаментальные исследования в области парогазовых установок был проведены А.И. Андрющенко, В.А. Зысиным, И.И. Кирилловьг Г.Г. Ольховским и др. советскими учеными.

Основная общая особенность  парогазовых установок состоит  том, что все они работают по бинарному или частично бинарному циклу. В них используется два рабочих тела: продукты сгорания, водяной пар. Первое рабочее тело обеспечивает эффективный подвод теплоты при высокой верхней температуре цикла - =(1000÷1600) К, а второе - эффективный отвод теплоты при низкой нижней температуре цикла - порядка 300 К. КПД цикла Карно, являющегося эталоном термодинамического совершенства цикла, работающего в заданном диапазоне температур, для указанных температур и составляет (0,7÷ 0,8). Лучшие осуществленные парогазовые установки достигли электрического КПД брутто (0.55÷0.58). Изложенное показывает высокое термодинамическое совершенство циклов парогазовых установок и является залогом получения ПГУ, отличающихся высокой тепловой эффективностью, значительно превосходящей эффективность входящих в них как газотурбинных, так и паротурбинных установок.

В настоящее время известно очень большое количество различных схем и конструкций парогазовых установок.

Исследования парогазовых установок  проводились и проводятся и за рубежом. Еще в 1955 г. на юбилейной сессии Американского общества инженеров-механиков был прочитан доклад, в котором предлагалась схема парогазовой установки, аналогичная схеме ЦКТИ. Большое внимание парогазовым установкам было уделено пятой Международной энергетической конференцией, состоявшейся в 1956 г. в Вене, где были рассмотрены различные парогазовые схемы. В настоящее время за рубежом накоплен большой опыт создания и эксплуатации парогазовых установок различных типов, который частично будет освещен в настоящей книге. В нашей стране также создано и успешно работает ряд различных парогазовых установок.

За рубежом рассматриваются возможности применения в качестве рабочего тела в паротурбинном контуре не только водяного пара, но и фреонов, бутана, смеси водяного пара и органического вещества - нонана, а также водяного раствора аммиака.

В любой газотурбинной и парогазовой установке основным рабочим телом являются продукты сгорания топлива, которые работают в проточной части газовых турбин при высоких температурах и движутся с большими скоростями. Это предъявляет высокие требования к применяемому топливу: оно не должно содержать золы, серы и других веществ и ингредиентов, вызывающих коррозию и эрозию материалов. Поэтому ПГУ используется преимущественно природный газ и газотурбинное жидкое топливо. В качестве резервного применяется обессеренный мазут и дизельное топливо. Очистка потока продуктов сгорания оказывается дорогой и приводит к увеличению сопротивлений газового тракта, что снижает КПД всей установки. Поэтому основными направлениями для использования твердого топлива в ПГУ оказывается его предварительная или внутрицикловая газификация, сжигание топлива в кипящем слое и др.

 

 

1 Цикл ПГУ  с конденсационной паровой турбиной

 

Тепловая схема конденсационной  ПГУ со сбросом газов в парогенератор  и с паровой турбиной, приводящей электрический генератор, приведена на рисунке 1.1, а на рисунке 1.2 - газотурбинная часть ее цикла в Ts-координатах. Если в установке подвод тепла производится только в камере сгорания ГТУ, то такая ПГУ называется бинарной (рисунок 1.2, а).

Поток отработавших в  газовой турбине газов характеризуется коэффициентом избытка воздуха (2,7÷4,3). Поэтому в нем может сжигаться значительное количество топлива. В этом случае получим ПГУ со сбросом газа в парогенератор с дожиганием в нем котельного топлива (рисунок 1.2, б) или со степенью бинарности , под которой понимается отношение количества теплоты, подведенной в камере сгорания ГТУ, ко всей подвденной теплоте в цикле.

Подвод теплоты в  паротурбинной части цикла для  рассматриваемых ГТУ осуществляется газами, выходящими из газовой турбины  с температурой (450÷550) °С. Следовательно, перегрев может быть осуществлен до (400÷500) °С. В зависимости от принятых параметров пара и схемы паротурбинной установки КПД паротурбинной части цикла может составлять до (0.30÷0.35). Для ПГУ с дожиганием температура пара на выходе из парогенератора может быть более высокой, и КПД паротурбинной части цикла может быть повышен. Увеличивается также общая мощность ПГУ. Однако ее общий КПД, как увидим ниже, при этом снижается [1].

 

 

1 - компрессор; 2 - камера  сгорания; 3,4 - газовые турбины газогенератора и электрогенератора; 5 - электрогенератор; 6 - парогенератор; 7 - паровая турбина; 8 - конденсатор; 9 - конденсационный насос; 10 - питательный насос; В - воздух,

и
- топливо,

УГ - уходящие газы

 

Рисунок 1.1. Принципиальная схема конденсационной ПГУ

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а - бинарный цикл; б - цикл со сжиганием топлива в парогенераторе. 1-2 - процесс в компрессоре; 2-3 - подвод теплоты в камере сгорания; 3-4 - процесс  в газовой турбине; 4-5 - подвод теплоты в парогенераторе за счет сжигания топлива; 4-6 - передача теплоты воде и пару в бинарном цикле; 5-6 - передача теплоты воде и пару в цикле со сжиганием топлива в парогенераторе.

 

Рисунок 1.2. Газотурбинная часть циклов ПГУ со сбросом газов в парогенератор в Ts-координатах

 

 

2 Расчет схемы ПГУ

 

Парогазовая установка создается на базе конкретной ГТУ. ПГУ может исполняться как бинарная, так и с дожиганием топлива в парогенераторе. В соответствии с этим расчет схемы ПГУ может подразделяться на следующие этапы: принимаются исходные данные; расчет схемы ГТУ; расчет схемы бинарной ПГУ; расчет схемы ПГУ с дожиганием топлива в парогенераторе.

Пример такого расчета  схемы ПГУ приведен в таблице 2.1. В качестве базовой газотурбинной установки принята ГТУ AЛ-31 СТЭ.

 

Таблица 2.1

Результаты расчетов схем ПГУ с ГТУ АЛ-31СТЭ

Показатели

Значение

1

2

Исходные  данные

Мощность ГТУ, МВт

20

Температура перед газовой  турбиной, °С

1133

Температура уходящих газов  после парогенератора, °С

120

Степень повышения давления

17

КПД компрессора

0,87

КПД газовой турбины

0,9

Механический КПД ГТУ  и ПТУ

0,97

КПД электрического генератора ГТУ и ПТУ

0,95

Температура воздуха  на входе в компрессор, °С

0

Потери давления на входе  в компрессор, кг с/см2

0,02

Потери давления от компрессора до газовой турбины, кг с/см2

0,54

Потери давления после  выхода из газовой турбины, кг с/см2

0,03

Топливо - природный газ  с  кДж/м3пг

Внутренний КПД паротурбинной  части

0,3

Расчет схемы ГТУ

Давление в точке 1, кг с/см2

1,0133

Давление в точке 2, кг с/см2

17,2261

Температура в точке 2, °С

376,9

Давление в точке 3, кг с/см2

16,686

Коэффициент избытка  воздуха

2,984

Давление в точке 4, кг с/см2

1,0633

Степень расширения в турбине

15,693

Температура после газовой  турбины, °С

521,8

Работа компрессора, кДж/м3 кг

14762,2

Работа газовой турбины, кДж/м3 кг

29281,1

Внутренняя работа ГТУ, кДж/м3 кг

14519,1

Внутренний КПД ГТУ

0,3930

1

2

Электрический КПД ГТУ

0,3622

Расход топлива, м3 кг/с

1,4948

Мощность компрессора, кВт

22066,5

Мощность газовой турбины, кВт

43769,7

Электрическая мощность ГТУ, кВт

20000

Расход воздуха, м3

43,95

Расход газа, м3

46,26

Расчет схемы бинарной ПГУ

Приведенный выше расчет ГТУ

Теплота, переданная паровой  части цикла, кДж/с

26120,7

Электрическая мощность паровой турбины, кВт

7221,1

Электрическая мощность ПГУ, кВт

27220,6

Электрический КПД ПГУ

0,4930

Расчет схемы ПГУ  с дожиганием

Принимаем предельное значение коэффициента избытка воздуха в  топке парогенератора

1,15

Наибольший возможный  относительный расход топлива в  точке парогенератора

1,595

Предельная степень  бинарности

0,3854

Теплота, переданная паровой  части цикла, кДж/с

110507

Внутренняя мощность паровой турбины, кВт

33152

Электрическая мощность ПГУ, кВт

50855,3

Расход топлива ПГУ,

3,879

Электрический КПД ПГУ

0,3528


 

В рассмотренном примере  электрические КПД составили: ГТУ - 36.22%, ПТУ - 0.3 0.97 0.95=27,65%, бинарной ПГУ – 49,3 и ПГУ с максимальным дожиганием топлива в количестве 1,6 от расхода на ГТУ – 35,28%. В последнем случае мощность увеличилась и составила 50,86 МВт (мощность бинарной ПГУ 27,22 МВт). Уменьшение величины подачи топлива в парогенератор приведет к повышению КПД, но к уменьшению мощности ПГУ.

2.1 Приближенные формулы  для определения КПД ПГУ

КПД бинарного цикла  может быть получен на основании  следующих соотношений:

 

(2.1.1)


 

где и - соответственно подведенная в цикле теплота и внутренняя работа ГТУ;

- внутренняя работа паровой турбины (полезно использованная теплота в теплофикационном паротурбинном цикле).

Здесь и далее все  величины относятся к 1 кг рабочего газа (продуктов сгорания).

Для рассматриваемого цикла  имеются место зависимости:

 

(2.1.2)

 

 

(2.1.3)


 

где и - КПД ГТУ и паротурбинной (теплофикационной) части цикла;

- теплота, подведенная к паротурбинной (теплофикационной) части цикла.

Значения величин, входящих в уравнения (2.1.2) и (2.2.3), определяются как:

(2.1.4)

 

(2.1.5)

 

(2.1.6)


 

где , , , - энтальпии газа в соответствующих точках цикла (рисунок 1.2, а).

С учетом указанных величин уравнение (2.1.1) может быть записано в виде:

 

(2.1.7)


 

Отношение при в уравнении (2.1.7) может быть преобразовано следующим образом:

 

 

(2.1.8)


 

С учетом выражения (2.1.8) уравнение (2.1.7) приобретает вид:

 

(2.1.9)


2.2 КПД цикла с дожиганием

КПД цикла с дожиганием может быть определен следующим  образом (рисунок 1.2, б):

 

(2.2.1)


 

где ;

 - общее количество теплоты топлива, дожигаемого в топке парогенератора;

Информация о работе Цикл ПГУ. расчет в термодинамических диаграммах парового цикла