Расчёт тепловой схемы бинарной газотурбинной установки ГТН-10

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ Брянский государственный технический университет Кафедра «Тепловые двигатели»

Расчёт тепловой схемы бинарной газотурбинной установки ГТН-10

РАСЧЕТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА по дисциплине «Газотурбинные установки»

Студент группы 12-ЭМ1

Соболь В.И.

Руководитель: ассистент Светляева Е. И.

Брянск 2014

Задание Произвести расчет тепловой схемы, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей газотурбинной установки по следующим исходным данным:

Эффективная мощность ГТУ Ne=10 МВт;

Начальная температура воздуха T3=288 K;

Начальная температура газа T1=1223K;

Частота вращения роторов n=6850/6500мин-1.

Тип исполнения и назначение: двухвальный газотурбинный газоперекачивающий агрегат (ГГПА).

Вариант тепловой схемы — бинарная.

Аннотация В данной расчетно-графической работе произведен расчет тепловой схемы бинарной парогазовой установки (ПГУ) типа ГТН-10, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей установки, эти данные в дальнейшем будут использованы в курсовом проекте по газотурбинным двигателям.

Введение

1. Схема и цикл ГТУ

2. Определение расчётных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа

3. Выбор расчётных значений начальных температур воздуха и газа

4. Выбор расчётного значения степени повышения давления цикла

5. Расчёт компрессора

6. Расчёт камеры сгорания

7. Расчёт газовой турбины

8. Определение технико-экономических показателей ГТУ

Вывод

Список использованных источников

Введение

газотурбинная установка тепловая давление На современном этапе развития тепловых двигателей газотурбинные установки (ГТУ) прочно завоевали первое место и нашли широкое применение практически во всех основных сферах жизнедеятельности человеческого общества: энергетике, газои нефтеснабжении, металлургической и нефтехимической промышленности, воздушном, водном, железнодорожном, автомобильном транспорте и пр.

В Российской Федерации ГТУ получили наибольшее применение в газовой промышленности, где они используются в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) являются преобладающим типом ГПА на магистральных газопроводах. Их доля в настоящее время превысила 80% и продолжает возрастать, а ГТУ постоянно совершенствуются. Поэтому основное внимание в данном курсовом проекте уделено теории расчёта и проектированию газотурбинных ГПА (ГГПА) с учётом последних достижений в области аэродинамики проточной части турбомашин, организации потока в ступени и турбине в целом. Существенное внимание уделяется вопросам обоснования и определения основных технико-экономических показателей проектируемой ГТУ.

Крупнейшими производителями отечественных ГГПА являются: ПО «Невский машиностроительный завод» (ПО НЗЛ), г. С.- Петербург, ПО «Турбомоторный завод» (ПО ТМЗ), г. Екатеринбург.

Темой данной курсовой работы по дисциплине «Парои газотурбинные установки» является расчёт тепловой схемы для двухвальнойгаховой турбины ГТН-12 бинарного типа (ПГУ).

1. Схема и цикл ГТУ Рис. 1 Принципиальная тепловая схема и цикл ПГУ Принцип действия ПГУ: Всасываемый в компрессор (К) воздух с температурой Т3 и давлением Р3 сжимается в нём до давления Р4и приобретает температуру Т4. Затем сжатый воздух поступает в камеру сгорания (КС) где смешивается с топливом, впрыскиваемым при помощи форсунок, и паром, получаемым в котле-утилизаторе за счёт отработавших газов. Вода поступает в котёл-утилизатор с помощью питательного насоса (ПН), предварительно пройдя химическую водоочистку (ХВО). Пар в камере сгорания перегревается и после вместе с основным рабочим телом поступает в турбину высокого давления (ТВД) с температурой Т1 и давлением Р1. Вал турбины высокого давления вращает вал компрессора. После расширения в турбине низкого давления (ТНД) всё рабочее тело с температурой Т2 и давлением Р2 поступает в котёл-утилизатор. Вал турбины низкого давления вращает привод (П). Пар, получаемый в котле-утилизаторе, частично может направляться к тепловому потребителю (ТП) (см. рис. 1).

2. Определение расчётных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа Расчёт тепловой схемы любой ГТУ начинается с построения зависимости внутреннего КПД ГТУ от степени повышения давления в цикле при различных значениях начальной температуры газа перед турбиной и температуры атмосферного воздуха с тем, чтобы сразу же оценить влияние этих параметров на работу ГТУ правильно выбрать их расчётные значения.

Зависимости рассчитываются по формуле:

где и — КПД соответственно турбины и компрессора; - коэффициент потерь давления в ГТУ.

Зависимости в=f () при принятых значениях всех коэффициентовТ, К, v, m рассчитывают для пяти значений температурного коэффициента (данные вычисления производились с помощью прикладной программы «MicrosoftExcel» на ЭВМ).

.

Для рассматриваемых циклов ГТУ в расчетах можно принимать Т=0,86…0,90;К=0,85…0,88; v — коэффициент потерь давления в ГТУ.

;

Для предварительных расчетов можно принимать kг=1,33…1,35; kв=1,37…1,39

Для всех вариантов приняты следующие значения величин:

Т=0,86;К=0,85;v=1,07; kг=1,34;mг=0,254; kв=1,38; mв=0,275.

Таблица 1

Рис. 2 Графики зависимостей в ГТУ от степени повышения давления р при различных значениях степени повышения температуры ф.

3. Выбор расчётных значений начальных температур воздуха и газа На основании полученных зависимостей в=f () при =var (рис. 2) построим графики изменения максимальных значений внутреннего КПД цикла вmax в зависимости от начальной температуры газа T1 (рис. 3) и начальной температуры воздуха T3 (состояние атмосферы) (рис. 4). Значения КПД при различных температурах T1 и T3 приведены в табл. 2 и 3 соответственно.

Таблица 2

Рис. 3 График зависимости КПД ГТУ от начальной температуры T1

Таблица 3

Значения максимального внутреннего КПДвmax от начальной темпертуры воздуха T3

Рис. 4 График зависимости КПД ГТУ от температуры атмосферного воздуха T3

4. Выбор расчётного значения степени повышения давления цикла В данном варианте с котлом-утилизатором и паровой турбиной оптимальное opt ПГУ определяется из выражения

— коэффициент утилизации;

— КПД парового контура (пк=0,28 — 0,32 для подобного типа установок; в данной работе примем пк=0,3);

mг=0,254, при kг=1,34; mв=0,275, при kв=1,38.

Коэффициент утилизации

где Т5=393 — 423К — температура отработавших газов за котлом-утилизатором[4, стр. 49];

Т2=670 — 770 К — температура газов на выходе из турбины[4, стр. 17].

Таким образом, в варианте бинарной ПГУ (без дожигания топлива), значение opt получается достаточно близким к прототипу. Поэтому для этого варианта можно принять расч= 11,500.

5. Расчёт компрессора Давление за компрессором

.

Средняя температура изоэнтропийного сжатия (в первом приближении)

;

где Т4 = 620 — 640 К — температура воздуха, поступающего в камеру сгорания [4, стр. 16]; принимаем Т4=630 К тогда kв1 =1,391, [4, прил. 1, рис. 2].

Температура изоэнтропийного сжатия за компрессором (в первом приближении) Средняя температура изоэнтропийного сжатия (во втором приближении)

тогда kв2=1,393,; cp. в (ср)=1,017 кДж/кг.

Температура изоэнтропийного сжатия за компрессором (во втором приближении)

Средняя температура изоэнтропийного сжатия (во втором приближении)

тогда kв3=1,393,; cp. в (ср)=1,017 кДж/кг.

Изоэнтропийный перепад энтальпий в компрессоре

Действительный перепад энтальпий при К=0,87

Температура воздуха за компрессором, равная температуре воздуха, поступающего в камеру сгорания

6. Расчёт камеры сгорания При отсутствии данных по топливу за его основу принимаем стандартный углеводород (85% С и 15% Н), для которого низшая теплота сгорания и теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива,. Примем КПД камеры сгорания. Физической теплотой топлива, вносимой в камеру сгорания, пренебрегаем.

В первом приближении относительное количество воздуха, содержащегося в продуктах сгорания за камерой сгорания, определяется из уравнения теплового баланса

=

=[44 300· 0.99+15·350?(15+1)·1350]/(1200?350)=32,36.

Значения теплосодержания воздуха и и продуктов сгорания при при соответствующих температурах принимались по графикам [4, прил. 1, рис. 4, рис.5].

Коэффициент избытка воздуха для простейшей схемы

= (Lo+qв)/ Lo = (32,36+8,78)/15 = 3,16.

Удельный расход рабочего тела в КС увеличился на величину

qтоп= 1/(Lo) = 1/(3,1615) = 0,0211.

7. Расчёт газовой турбины Для схемы ПГУ коэффициент потерь давления =1,07,тогда =11,5/1,07=10,75.

Давление перед турбиной

.

Давление за турбиной

.

Процесс расширения (в первом приближении)

откуда;; при =3,16.

Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (в первом приближении) К.

Процесс расширения (во втором приближении)

;

откуда;; при =3,16.

Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (во втором приближении) К.

Процесс расширения (в третьем приближении)

;

откуда;; Ср (ср)= 1,182 кДж/кг; при =3,16.

Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (во втором приближении) К.

Изоэнтропийный перепад энтальпий (теоретическая работа) в турбине рассчитывается по выражению

.

Действительная работа расширения в турбине Действительная температура газа за турбиной

.

Расход газа для охлаждаемой ГТУ определяется по соотношению

.

Эффективная удельная работа охлаждаемой ГТУ определяется из выражения где — внутренний КПД турбины с учётом потерь от охлаждения в проточной части; - коэффициент гидравлических потерь;

— коэффициент термодинамических потерь);

. При (т.к. схема установки бинарная, без регенерации)

— по прототипу;

— расход топлива;

;

— механический КПД турбины;

— механический КПД компрессора.

Расход газа .

Расход топлива определяем по выражению

где ;

; -теплосодержание воздуха на выходе из компрессора;

— теплосодержание продуктов сгорания перед турбиной.

Относительный расход топлива

.

Таким образом, в данном варианте ПГУ по сравнению с простейшей ГТУ из-за увеличения сопротивления выходного тракта удельная работа ГТУ снизилась, расход газа и воздуха возросли. Относительный же расход топлива составил=0,0159.

8. Определение технико-экономических показателей ГТУ Для того, чтобы правильно оценивать теплотехнический уровень спроектированной ГТУ, иметь возможность сравнения её с лучшими аналогичными образцами и делать правильные выводы по полученным результатам, мы должны определить основные технико-экономические показатели ГТУ.

Основные технико-экономические показатели, характеризующие тепловую экономичность ГТУ (удельные расходы топлива и теплоты, КПД), рассчитываются на основе энергетических характеристик турбины, компрессора, камеры сгорания, регенератора или утилизаторов тепла и вспомогательного оборудования.

Для варианта ПГУ имеем ранее принятые величины К=0,85; Tохл=0,84; МТ=МК=0,98;; =11,5; Т1= 1223 К; Т3= 288 К; Т4= 616,1 К.

Из-за увеличения сопротивления выходного тракта ГТУ (наличие котла-утилизатора) претерпят изменения и станут равными Неохл=148,78 кДж/кг; Т2=759 К; =67,21 кг/с; =68,93 кг/с; =0,09; =1,151 кг/с;= 0,017;

=67,21+(0,09 — 0,03)· 68,93=70,11 кг/с .

Расход теплоты в камеру сгорания

кДж/кг Температуру газов, покидающих котел-утилизатор примем, Т5= 423 К (150°С);

Коэффициент утилизации

Удельная эффективная работа ПГУ

HeПГУ=HеГ.К.+HеП.К.=Неохл+HеП.К.=Неохл+qкс· (1-ГТУ)утпк= =148,78+646,2· (1 — 0,2302)0,6980,3=252,9 кДж/кг, где гту=еохл= Неохл /q1=148,78/646,2=0,2302 — КПД газового контура.

КПД ПГУ

пк = еохл+(1-еохл)· ут·пк = 0,2302+(1- 0,2302)0,6980,3 = 0,391.

Удельный расход тепла

qПГУ= 3600/0,391 = 9207,16 кг/(кВтч).

Удельный расход условного топлива

9207,16/29 308 = 0,314 кг/(кВтч).

Если принять среднестатистический относительный расход пара

= 0,11,

то при = 67,21 кг/с

= d= 0,1167,21 = 7,39 кг/с.

Общая мощность ПГУ

NПГУ=Nеохл+Nпк=148,7867,21+8,59 291=13511кВт=10 781,3 МВт.

Поскольку удельная эффективная работа ПГУ приведена к расходу газа через ГТУ, то общую мощность ПГУ, то общую мощность ПГУ приближенно можно определять и другим путем

=НеПГУ= 67,21 252,9= 16 002,6 кВт=16 997,4 МВт.

Таким образом, включение в схему ГТУ ПТУ с котлом утилизатором даже без дожигания топлива в нем (чисто утилизационная схема) существенно улучшает экономические показатели установки. Следует однако учитывать, что из всех вариантов утилизации тепла отработавших газов ГТУ, вариант с ПТУ требует наибольших затрат и сооружений

Вывод Таким образом, расчёты показали, что включение в схему ГТУ ПТУ с котлом-утилизатором даже без дожигания топлива в нём существенно улучшает экономические показатели установки. Следует однако учитывать, что из всех вариантов утилизации тепла отработавших газов ГТУ, вариант с ПТУ требует наибольших затрат и сооружений.

Список использованных источников

Арсеньев, Л. В. Комбинированные установки с газовыми турбинами/ Л. В. Арсеньев, В. Г. Тырышкин — Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1982. — 247 с.

Арсеньев, Л. В. Газотурбинные установки. Конструкция и расчёт. Справочное пособие/ Под общ. ред. Л. В. Арсеньева, В. Г. Тырышкина — Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1978. — 232 с.

Костюк, А. Г. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов/

А. Г. Костюк, А. Н. Шерстюк — М.: Высшая школа, 1979. — 254 с.

Кузьмичёв, Р. В. Расчёт тепловых схем и переменных режимов работы газотурбинных установок: Учеб. пособие/ Р. В. Кузьмичёв — Брянск: БГТУ, 1997. — 80 с.