Расчет упрощенной тепловой схемы парогазовой установки с высоконапорным парогенератором
Более высокий КПД цикла так как работают два рабочего тела, у одного начальная температура =800 °С, конечная =350 °С, у другого =540 °С, =25 °С. При организации совмещенного цикла отработавшее первое рабочее тело (продуты сгорания) отдают часть своей теплоты для нагрева второго рабочего тела (питательной воде). Таким образом КПД ПГУ доходит до 50%. Снижение расхода металла, строительных площадей… Читать ещё >
Расчет упрощенной тепловой схемы парогазовой установки с высоконапорным парогенератором (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Задание на курсовую работу
1. Исходные данные
2. Описание процессов происходящих в ГТУ и ПГУ с Т-S диаграммы, построение h-S диаграммы
3. Расчет тепловой схемы паровой части ТЭЦ
4. Расчет газовой части
5. Список литературы
Задание на курсовую работу.
Рассчитать упрощенную тепловую схему парогазовой установки с высоконапорным парогенератором.
1. Исходные данные
=140 кг/с — расход пара после парозапорной задвижки.
=213 кг/с — расход воздуха через компрессор.
=7,5 — степень повышения давления в компрессоре.
=0,88 — турбинный КПД компрессора.
=0,88 — внутренний КПД газовой турбины.
=8 °С — температура наружного воздуха.
=715 °С — температура газов перед турбиной.
=180 МВт — расход тепла из отбора на сетевой подогреватель (СП).
=12,5 МПа — давление пара после парозапорной заслонки.
=0,18 МПа; =0,8 МПа; =8 МПа — давление отборов пара.
=0,004 МПа — давление пара в конденсаторе паровой турбины.
=555 °С — температура пара после парозапорной задвижки.
=0,7 — внутренний относительный КПД ЧВД.
=0,65 — внутренний относительный КПД ЧНД.
Описание процессов происходящих в ГТУ и ПГУ по Т-S диаграмме
Рис. 2. T-S диаграмма
Описание процесса
Газовая ступень
1 — 2 Адиабатическое расширение продуктов сгорания в газовой турбине
2 — 4 Изобарический процесс охлаждения рабочего тела
2 — 3 Передача части теплоты продуктов сгорания питательной воде
3 — 4 Сброс в атмосферу отработавших газов
4 — 5 Адиабатический процесс сжатия атмосферного воздуха
5 — 1 Изобарический процесс нагрева продуктов сгорания (горения) топлива в ВПГ
Паровая ступень
6 — 11 Адиабатическое расширение пара в ЧВД паровой турбины
6 — 7 До первого отбора
8 — 9 От первого до второго
10 — 11 От второго до третьего
11 — 12 Адиабатическое дросселирование при переходе из ЧВД в ЧНД
При дросселировании реальных газов происходит снижение температуры из-за того, что в них внутренняя энергия зависит и от объема. У реальных газов при дросселировании изменяется теплоемкость.
12 — 13 Адиабатическое расширение пара В ЧНД паровой турбины
13 — 14 Изобарический отвод тепла от отрабатываемого пара в конденсаторе
14 — 15 Адиабатический процесс увеличения давления питательной воды в
питательном насосе
15 — 16 Изобарический подогрев питательной воды отработавшей из газовой турбины
16 — 18 Изобарический процесс нагрева в ВПГ рабочего тела
16 — 17 До насыщения
17 — 18 Парообразование.
18 — 6 Изобара нагрева сухого насыщенного пара.
Достоинство ПГУ
Более высокий КПД цикла так как работают два рабочего тела, у одного начальная температура =800 °С, конечная =350 °С, у другого =540 °С, =25 °С. При организации совмещенного цикла отработавшее первое рабочее тело (продуты сгорания) отдают часть своей теплоты для нагрева второго рабочего тела (питательной воде). Таким образом КПД ПГУ доходит до 50%. Снижение расхода металла, строительных площадей, стоимости оборудования с монтажом и т. д. позволяет снизить себестоимость вырабатываемой электроэнергии по сравнению ГТУ отдельно от ПГУ.
Недостатки.
Поскольку в ГТУ используется жидкое или газообразное топливо то такое соединение ГТУ с ПТУ целесообразно принимать во время пиковых нагрузок, а при отключении ГТУ происходит снижение КПД установки ниже КПД ПТУ это связано с особенностями ВПГ — его эффективность (организация процесса горения) резко падает, а также всего технологического процесса (необходимо больше пара на подогрев питательной воды, из-за уменьшения пара в проточной части турбины её КПД падает).
Построение h-S диаграммы.
При =12,5 МПа, =555 °С по таблице для водяного пара находим, для этих параметров.
=3488,2; =6,633 .
— удельная энтальпия;
— удельная энтропия.
Отбор № 3
По таблице для =8 МПа и энтропии =6,633, также как и для точки «0» находим:
=480 °С; =3345,2.
Находим располагаемые теплоперепады от до .
=3488,2−3345,2=143 .
Действительные теплоперепады равны:
=0,7· 143=100,1 .
Действительная энтальпия пара в отборе при давлении равна.
=3488,2−100,1 =3388,1.
по таблице находим =497 °С.
=6,71 288 .
Аналогично находим действительное значение энтальпии пара и .
Отбор № 2
При =0,9 МПа, =6,7128 .
Энтропия берется также как и в предыдущей точке потому, что при переходе в проточной части турбины теоретически рабочему телу не передаётся и не отличается (в процесс адиабатический) теплота. На практике происходит трение о лопасти и т. д. вследствие, что рабочее тело нагревается, получается перепад тепла (теплоперепад). Поэтому диаграмма отклоняется вправо от вертикали:
по таблице находим.
=193,2 °С; =2814.
=3388,1−2814=574,1 .
=0,7· 57 401=401,87 .
=3388,1−401,87=2986,23.
по таблице находим =272 °С при =0,9 МПа.
=7,067 .
Отбор № 1
При =0,18 МПа, =7,067 .
по таблице находим
=117,3°С; =487,26; =2662,4;
где — для воды; - для пара.
По этим данным мы видим, что пар находится в состоянии насыщения следовательно для того чтобы определить его энтальпию необходимо найти степень сухости пара из уравнения:
тогда =2662,4· 0,981+487,26·(1−0,981)=2621,07
=2986,23−2621,07=364,88 ;
=0,7· 364,88=255,42 ;
=2986,23−255,42=2777,71.
По таблице определяем, что пар при =0,18 МПа, =2777,71 находится в состоянии насыщения, следовательно его температура, при данном давлении не меняется, также;; ;.
Найдём сухость пара при этих параметрах:
Тогда
При построении расширения пара в ЧНД учитываем, что потери давления в регулировочных клапанах теплофикационного отбора соответствуют 20%.
МПа
МПа
Потеря давления происходит в процессе дросселирования пара при постоянной энтальпии, поэтому из точки с энтальпией проводим горизонтально до пересечения с изобарой. Из точки пересечения проводим вертикаль до изобары и находим анологично находим энтальпию отборов пара в ЧВД.
По таблице определяем, что пар с параметрами:
МПа; =2777,71
является насыщенным следовательно необходимо определить степень его сухости для его параметров:
=110 °С; =461,11; =2691,3 ;
=1,42; =7,24
Конец ЧНД (К)
При =0,004 МПа; =7,467
по таблице определим, что пар насыщенный, его параметры
=28,981 °С; =121,41; =2554,1 ;
=0,4224; =8,4747
=2554,1· 0,875+121,41·(1−0,875)=2250,01
=2777,71−2250,01=527,7 ;
=0,65· 527,7=343 ;
=2777,71−343=2434,71 ;
По таблице определим, что пар насыщенный, его параметры: =28,981 °С
;
Тогда =8,4747· 0,951+0,4224·(1−0,951)=8,08
Запишем параметры пара в основных точках процесса в таблицу № 1
Точка по h-S параметры | 3a | 2a | 1a | 1чвд | 1чнд | Ka | K | ||||
P, МПа | 12,5 | 0,9 | 0,9 | 0,18 | 0,18 | 0,144 | 0,004 | 0,004 | |||
t, °С | 193,2 | 117,3 | 117,3 | 28,981 | 28,981 | ||||||
h, | 3488,2 | 3345,2 | 3388,1 | 2814,31 | 2986,23 | 2621,07 | 2777,71 | 2777,71 | 2250,01 | 2434,71 | |
h', | ; | ; | ; | ; | ; | 487,26 | 487,26 | 461,11 | 121,41 | 121,41 | |
h", | ; | ; | ; | ; | ; | 2662,4 | 2662,4 | 2691,3 | 2554,1 | 2554,1 | |
S, | 6,633 | 6,6,33 | 6,7128 | 6,7128 | 7,067 | 7,067 | 7,46 | 7,467 | 7,2522 | 8,08 | |
S', | ; | ; | ; | ; | ; | 1,5074 | 1,5074 | 1,42 | 0,4224 | 0,4224 | |
S", | ; | ; | ; | ; | ; | 7,18 746 | 7,1746 | 7,24 | 8,4747 | 8,4747 | |
х, отн. ед | ; | ; | ; | ; | ; | 0,981 | 1,05 | 1,039 | 0,875 | 0,951 | |
Далее построим h-S диаграмму рис. 2
3. Расчет тепловой схемы паровой части ТЭЦ
Составим уравнения теплового баланса для каждого подогревателя.
Уравнения теплового балансов составляется с подстановкой расхода пара и воды в долях относительно Dпе.
Температура конденсата на выходе из поверхностного подогревателя находится как температура насыщения пара при данном давлении отбора.
Подогреватель П1.
б1; Р1ЧВД; h"1; t1
бK; РK; h'ПВ; tПВ бK; РK; h'К; tК
б1; Р1ЧВД; h'Н1; tН1
Р1ЧВД=0,18 МПа. При этом давлении температура насыщения равна (по таблице) tН1=117,3°С. Энтальпия h'=487,26, h"=2662,4.
В поверхностном подогревателе пар охлаждается до жидкого состояния (конденсируется), следовательно его сухость х=0 тогда:
=2662,4· 0+478,26·(1−0)=478,26.
Недогрев питательной воды в регенеративном подогревателе принимаем 5 °C.
=117,3−5=112,3°С.
Определим энтальпию по таблице h'ПВ=461,3, h1 и hК берем из таблицы № 1. Основные параметры.
Составим уравнение теплового баланса.
;
;
;
Подставляем значения:
;
;
.
Деаэратор П2.
б3; Р2; h'Н3; tН3 бК; РК; h'ПВ; tПВ
бСП; Р1ЧВД; h'ПТ-2; tГП-2
б1; Р1ЧВД; h'Н1; tН1
б2; Р2; h"2; t2
бg; Р2; h'П2; tП2
По таблице для давления Р2=0,9 МПа определяем h'П2=739,5.
Составляем уравнение теплового баланса:
Для деаэратора, кроме уравнения теплового баланса, требуется составить уравнение материального баланса.
.
Подогреватель П3.
При давлении Р3=8 МПа; h"3=3398,5 найдем по таблице в соответствии насыщения (конденсат);
h'Н3=1317,5; tН3=294,98°С
Недогрев питательной воды регенеративного подогревателя П3 принимаем 5 °C, °С=294,98−5=289,98°С.
При давлении РПЕ=12,5 МПа и tПВ3=289,98°С по таблице определяем энтальпию h'ПВ3=1341,1.
Учитываем, что вода на входе в П3 находится в состоянии насыщения при давлении РПЕ, создаваемым питательным насосами, по таблице находим
h'ПЕ=1286,4.
Составляем уравнение теплового баланса:
;
.
Подставляем числовые значения и получаем :
т.к. то
;
;
.
Подогреватель СП.
бСП; Р1; h'Н1; tН1 бСП; Р1; h"1; t1
QТ
Составим уравнение теплового баланса для СП, с учетом заданного QТ, определим абсолютное значение расхода пара на СП, а затем по формуле определим .
Уравнение теплового баланса:
;
;
;
.
Подставим числовые значения:
;
.
Газовый подогреватель ГП-2.
бСП; Р1; h'ГП-2; tГП-2
бСП; Р1; h'Н1; tН1
Принимаем подогрев воды в ГП-2 равным 30 °C. Исходя из этого определяем температуру воды на выходе из ГП-2 — tГП-2 и энтальпию h'ГП-2:
tГП-2= tН1+30°С=117,3+30=147,3°С.
По таблице определяем
h'ГП-2=619,2.
Составляем систему уравнений из двух уравнений теплового баланса (для П1 и П2), а также уравнение материального баланса для П2.
Решим систему, получим .
После этого определим абсолютное значение всех отборов.
Выразим из третьего уравнения, подставим в него вместо его значение из второго уравнения, полученное выражение подставим в первое уравнение вместо .
Выразим из первого уравнения:
Подставим числовые значения
Тогда
Определяем абсолютное значение всех отборов:
Определяем мощности турбины:
Принимаем произведение равным 0,99 (рекомендовано в методических указаниях):
Таким образом мощность турбогенератора производимого турбиной (паровой) равна 99,62 МВт.
4. Расчет газовой части.
Определяем давление и температуру воздуха за компрессором.
где — давление наружного воздуха при нормальных условиях
где — температура наружного воздуха по Кельвину.
— показатель адиабаты (принимаем для воздуха как и для идеального газа 1,4)
Внутреннюю мощность компрессора определяем по формуле
где =213 кг/с расход воздуха через компрессор.
.
Принимаем аэродинамическое сопротивление ГП-1 и ГП-2, а потери давления по газовому тракту от компрессора до газовой турбины .
Определяем степень расширения газов в турбине.
Задаемся расходом газообразного топлива.
Определяем расход воздуха через газовую турбину.
где — расход топлива, кг/с (для ставропольского газа) принимаем
.
Коэффициент избытка воздуха находим по формуле
где — теоретически необходимый объем воздуха для сжигания 1 кг топлива м3/кг,
тогда
удельная масса воздуха.
Принимаем, предварительно, температуру газов за турбиной
— температура газов перед газовой турбиной в градусах по Кельвину.
Температура газов за газовой турбиной:
По средней температуре газов в турбине определяем показатель адиабаты расширения газов в газовой турбине (по таблицам данным в методических указаниях К=1,333).
Также определим истинную температуру продуктов сгорания ставропольского газа.
Уточняем температуру газов после турбины
Разница с предварительно заданным значением составляет, что допустимо, следовательно, можно принять полученное значение для дальнейших расчетов.
Определим мощность на валу газовой турбины:
где =0,995 — механический КПД
Электрическая мощность газовой турбины
Определим расход тепла на выработку электроэнергии газовой турбиной:
Теплосодержание теоретически необходимого воздуха:
где — теоретический объем воздуха необходимый для сжигания топлива
Теплосодержание газов перед газовым подогревателем ГП-1
Теплопроводность воды перед ГТ-1
Теплосодержание газов после ГП-1.
Определим температуру газов после ГП-1 учитываем, что в условии дано, что они охлаждаются в ГП-1 на 40 °C.
тогда
.
Температура воды на выходе из ГП-1
Составим уравнение теплового баланса:
По таблице определим, зная РПЕ, °С.
Термосодержание газов после экономайзера второй ступени .
Предварительно найдем температуру уходящих газов. Составим уравнение теплового баланса для ГП-2.
Найдем СР при температуре
Найдем СР при
Потери тепла с уходящими газами равна
где — теплота сгорания топлива
Принимаем потери от химического недожога, потери с механическим недожогом (т.к. сжигается газообразное топливо), потери от наружного охлаждения котла через обмуровку .
Определим КПД высоконапорного парогенератора:
Расход топлива
Сравним полученное значение с ранее принятым в расчете
Таким образом, расхождение с ранее принятым значением 8 кг/с составляет 2,89%, что ниже предельно допустимого 3%.
Определим КПД установки брутто: