Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Расчёт тепловой парогазовой установки - файл 1.doc


Расчёт тепловой парогазовой установки
скачать (83 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc83kb.03.12.2011 13:07скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Курсовой проект


По дисциплине: Общая энергетика
Тема: Расчёт тепловой парогазовой установки


Энергетический факультет

Специальность – 140211 (1004)

Студентка 5 курса

Шифр:

Выполнил:

Проверил:


Москва 2007 г

Задание.

Рассчитать упрощённую тепловую схему парогазовой установки (рис.1) с высоконапорным парогенератором. В установке сжигается ставропольский газ.

Исходные данные


Таблица 1

Вариант

Dne

кг/с

Gв

кг/с

π

ηак

ηвт

tнв

ºС

tгт

ºС

Qт

МВт

8

170

185

6,7

0,885

0,875

5

725

180


Таблица 2

Вариант

Рne

МПа

Р1

МПа

Р2

МПа

Р3

МПа

Рк

МПа

tne

ºС

η oi

ЧВД

η oi

ЧНД

5

13,5

0,15

0,6

2

0,0035

510

0,7

0,65


Dne – расход пара после парозапорной задвижки ВПГ

Gв – расход воздуха через компрессор

π – степень повышения давления в компрессоре

ηак – адиабатический КПД компрессора

ηвт – Внутренний КПД газовой турбины

tнв – температура наружного воздуха

tгт –температура газов перед турбиной

Qт – расход топлива из отбора на сетевой подогреватель

Рne – давление пара после парозапорной установки

Р1 – давление отбора пара

Р2 – давление отбора пара

Р3– давление отбора пара

Рк –давление в конденсаторе паровой турбины

tne – температура пара после парозапорной задвижки

η oi – внутренней относительного КПД (части высокого давления паров турбины)

η oi – внутренней относительного КПД (части низкого давления паров турбины)

1. Изобразите совмещённый процесс газовой и паровой ступеней схемы в T*S-диаграмме и кратко опишите его. Рассчитайте и постройте процесс расширения пара в паровой турбине в h-S-диаграмме, пользуясь значениями внутренних относительных КПД частей турбины. Опишите достоинства и недостатки парогазовых установок.

2. Произведите расчёт тепловой схемы паровой части ТЭС и определите мощности на клеммах генератора паровой турбины.

3. Определите мощность, потребляемую компрессором, и температуру воздуха на выходе из компрессора.

4. Определите мощность на клеммах генератора газовой турбины и температуру газов после турбины.

5. Определите температуру подогрева воды в газовом подогревателе ГП-1.

6. Определите температуру уходящих газов (после ГП-2) и потери тепла с уходящими газами q2.

7. Определите расход топлива в топке парогенератора

8. Вычислите КПД установки брутто.

Строим процесс расширения пара в паровой турбине по h-S-диаграмме. На пересечении изобары и изотермы при начальных значениях давлений Рne и

температуре tne находим точку 0 начала расширения пара в турбине и энтальпию в этой точке hne. Проводим вертикаль от найденной точки до пересечения с изобарой Р1. Точка пересечения линий имеет энтальпию hа1.
^ Расчёт процесса расширения пара в паровой турбине в H–S–диаграмме

Пересечение Рne =13,5 МПа и tne =510 ºС имеет энтальпию: h ne = 3460 кДж/кг

Пересечение Р1 = 0,15 МПа перпендикуляра от точки 0 имеет энтальпию:

h а1 = 2790 кДж/кг

^ Находим теплоперепады от Рne до Р:

H1 а= hne– h=3460 – 2770 =690 кДж/кг

Действительный теплоперепад равен:

H1 д = η oi ЧВД× H1 а =690×0,7=483 кДж/кг

^ Действительная энтальпия пара в отборе при давлении Р1=0,15 МПа равна:

h1 д= h ne–H1 д=3460 – 483 = 2977 кДж/кг
Находим теплоперепады от Рne до Р :

H2 а= hne– h=3460 – 3030 =430 кДж/кг

Действительный теплоперепад равен:

H2 д = η oi ЧНД× H2 а =430×0,65=279,5 кДж/кг

^ Действительная энтальпия при расширении пара в ЧНД при давлении Р2=0,6 МПа равна:

h 2 д= h ne–H2 д=3460 – 279,5 = 3180,5 кДж/кг
Находим теплоперепады от Рne до Р :

H3 а= hne– h=3460 – 3260 =200 кДж/кг

Действительный теплоперепад равен:

H3 д = η oi ЧНД× H3 а =200×0,65=130 кДж/кг

^ Действительная энтальпия при расширении пара в ЧНД равна:

h 3 д= h ne–H3 д=3460 – 130 = 3330 кДж/кг
Потери давления в регулировочных клапанах теплофикационного отбора составляют 20%:

ΔР= Р1×0,2

ΔР=0,15×0,2=0,03 МПа

Р1ЧНД= Р1– ΔР

Р1ЧНД=0,015 – 0,03=0,12 МПа

Потеря давления происходит в процессе дросселирования пара при постоянной энтальпии, поэтому из точки Р1 с энтальпией h1 проводим горизоталь до пересечения с изобарой Р1ЧНД. Из точки пересечений проводим вертикаль до изобары Рк и находим hк:

^ Находим теплоперепады от Рne до Р ка:

Hк а= hne– hка=3460 – 2210 =1250 кДж/кг

Действительный теплоперепад равен:

Hк д = η oi ЧВД× Hк а =1250×0,7=875 кДж/кг

Действительная энтальпия при давлении Рк=0,0035 МПа равна:

h к д= h ne–Hк д=3460 – 875 = 2585 кДж/кг
^

Составим сводную таблицу параметров пара в основных точках процесса





Точки по H-S диаграмме

Р, МПа

tºС

h , кДж/кг

h ne

13,5

510

3460

h 3 д

2

415

3330

h 2 д

0,6

300

3180,5

h 2 д

0,15

255

2977

h кд

0,0035

75

2585



^ Переходим к расчёту тепловой схемы паровой части ТЭС.

Составляем уравнения теплового баланса для каждого подогревателя. Предлагается рассмотреть элементы тепловой схемы в следующей последовательности: П1, П2, ГП-2, СП, ГП-1. При составлении уравнения теплового баланса для П1 и П3 принять недогрев питательной воды регенераторного подогревателя равным 3 – 5ºС. Уравнения тепловых балансов составляются с подстановкой пара и воды в долях относительно Dne:

^ Доля воды после конденсатора: αк=Dк/ Dne

Доля пара отборов: α1=b1/ Dne ; α2= D2/ Dne ; α3= D3/ Dne

^ Доля питательной воды после деаэратора: α q= Dq/ Dne=1

Доля пара на сетевой подогреватель: α cn=Dq/ Dne
П–1 – регенеративный подогреватель питательной воды. Принимаем недогрев питательной воды 3ºС.
Р1=0,15 МПа

t1=255ºС

h=2977 кДж/кг
Рк=0,0035 МПа

tнк=111,84 кДж/кг

tк=75ºС
tH1=467,08 кДж/кг

tH1΄=111,35 ºС
Р2=0,6 МПа

h1˝= tH1 – 3ºС×4,19 =467,08 – 3×4,19 =454,51 кДж/кг


^ Составим уравнение теплового баланса:

α1h+ αк tнк к h1˝+ α1tH1

α1(h1д – tH1) = αк (h1˝– tнк)

α1( 2977 – 467,08) = αк (454,51 – 111,84)

α1× 2509,92 = αк×342,67

α1= αк×0,136


^

П – 2 деаэратор



Р2= 0,6 МПа

h=3030 кДж/кг

t2=300ºС

tH2= 670,5 кДж/кг

tH1= 467,08 кДж/кг

tH3=908,6 Дж/кг

tсп=tH1΄+30ºС =111,35+30=141,35ºС
^ Составим уравнение теплового баланса:

1× tH2= αк h1˝+ αспhгп2+ α1 tH1+ α2h2д+ α3 tH3

670,5= αк×454,51 +αсп×596,8+ α1×467,08+ α2×3030 + α3×908,6

Для деаэратора П2 кроме уравнения теплового баланса составляем

уравнение материального баланса:

α к+ α 1 23 сп=1

П-3– регенеративный подогреватель питательной воды. Принимаем недогрев питательной воды 3ºС.
Рne=13,5 МПа

hne=3460 кДж/кг

Р3=2 МПа

tH3=908,6 кДж/кг

t3=415ºС

hд3= h =3260 кДж/кг

tH2=670,5 кДж/кг

Dne=170 кг/с
h3˝= tH3 – 3ºС×4,19 =908,6 – 3×4,19 =896,03 кДж/кг
^ Составим уравнение теплового баланса:

α3hд3+ αд tн2 3 tH3 + αд h3˝

α3(hд3 – tH3) = αд (h3˝– tн2)

α3( 3260 – 908,6) =1×(896,03 – 670,5)

α3= 0,096
Доля пара отбора α3= 0,096:

α3= D3/ Dne
Абсолютное значение отбора D3:

0,096=D3/170

D3= α3×Dne=0,096×170=16,32 кг/с

^

Сетевой подогреватель


Р1=0,15 МПа

h=2977 кДж/кг

hкд=2585 кДж/кг

h1˝=454,51 кДж/кг

tH1=467,08 кДж/кг

Dne=170 кг/с

Qт=180 МВт
Qт= Dсп× (h1д – tH1 )

Dсп= Qт/h1д – tH1=180000/2977 – 467,08 =71,71

^ Доля пара на сетевой подогреватель:

αсп= Dсп/ Dne

αсп= 71,71/170=0,422

Абсолютное значение отбора Dсп:

Dсп= αсп× Dne

Dсп= 0,422×170=71,74 кг/с
Составим систему уравнений из двух уравнений теплового баланса для П1 и П2, а также уравнение материального баланса для П2:

α1= αк×0,136

1× tH2= αк h1˝+ αспhгп2+ α1 tH1+ α2h+ α3 tH3

α к+ α 1 23 сп=1

α3= 0,096

αсп= 0,422

α к+ α к×0,136+α 2+0,096+0,422=1

1,136×α к=0,482–α 21,136×α к

α 2=0,482–1,136×α к
670,5= α к×454,51+0,422×596,8+ α к×0,136×467,08+ α 2×3030+0,096×908,6

331,42=518,03×α к+ α 2×3030

331,42=518,03×α к+ (0,482 – 1,136 × α к ) ×3030

1129,04=2924,05× α к

αк= 0,386
α1=0,386×0,136

α1=0,052
α 2=0,482–1,136×0,386

α 2=0,482–0,438

α 2=0,044
Проверка: 0,386+0,052+0,044+0,096+0,422=1
^ Абсолютное значение отбора D1:

D1= α1× Dne

D1= 0,052×170=8,84 кг/с

Абсолютное значение отбора D2:

D2= α2× Dne

D2= 0,044×170=7,48 кг/с

Абсолютное значение отбора Dк:

Dк= αк× Dne

Dк= 0,386×170=65,62 кг/с
Определяем мощность турбины:

Nэ м×η г×[Dк×(hne–hкд)+Dз×(hne–hзд)+( D1+Dсп)×(hne–h)+D2×(hne–h)], МВт

Принять произведение η м× η г равным 0,99.

Nэ= 0,99×[65,62×(3430–2585)+16,32×(3430–3330)+(8,84+71,74)×(3430–2977)+ +7,48×(3430–3180,5)]=99,54, МВт
^ Переходим к расчёту газовой части.

Определяем давление и температуру воздуха за компрессором:

Рвк=π×Рнв

Рвк =6,7×0,1=0,67 Мпа

Твкнв×πк-1/к×η

Твк =(273+5) ×6,7(1,4-1)/1,4×0,885=511,5 К

где Рнв и Тнв – давление и температура наружного воздуха, а К – показатель адиабаты: К=1,4

^ Внутреннюю мощность компрессора определяем по формуле:

Nвк= Ср×(tвк– tнв) ×Gвак

Nвк =1×(238,5 – 5) ×185/0,885=48,81 МВт

где Gв – расход воздуха через компрессор

Ср – теплоёмкость воздуха, 1к Дж/кгК

Принимаем аэродинамическое сопротивление ГП-1 и ГП-2 ΔРэк равным

0,008 МПа, потери давления по газовому тракту от компрессора до газовой турбины ΔР = 0,03 МПа.

^ Определяем степень расширения газов в турбине по формуле:

U= Рвк – ΔР/ Рнв + ΔРэк

U =0,67 – 0,03/0,1+0,008=5,93

Задаёмся расходом газообразного топлива.

^ Определяем расход воздуха через газовую турбину:

Gгт = Gв + В

Gгт =185+10=195 кг/с

где В – расход топлива, кг/с. Принимаем В=10 кг/с

^ Коэффициент избытка воздуха находим по формуле:

α гт = Gв/ jв×V0×В

α гт =185/1×10×10=1,85

где V0 – теоретический необходимый объём воздуха для сжигания 10 кг топлива, м3/кг;

jв – удельная масса воздуха, 1 кг/м3

Принимаем предварительно температуру газов за турбиной. По средней температуре газов в турбине определяем показатель адиабаты расширения газов в турбине и теплоёмкости, используя графики (рис.2 и 3 методического пособия)

^ Принимаем предварительно температуру газов за турбиной:

Ттг=676 К

Температура газов перед турбиной: Ттг1=725+273=998 К

Средняя температура газов в турбине: Тср=998+676/2=837 К

Определяем показатель адиабаты расширения газов в турбине: К=1,312

^ Определяем теплоёмкость: Ср=1,19 кДж/кг×К

Уточняем температуру газов после турбины:

Тгт2гт1 – Тгт1×(1– 1/ πк-1/к) ηагт

Тгт2=998–998×(1–1/6,7×(1,312 1)/1,312)×0,885=678 К

Разница с предварительно заданным значением составляет 678 – 676=2К, что допустимо, следовательно, можно принять полученное значение для дальнейших расчетов

^ Определяем мощность на валу газовой турбины:

Nвгтр×Gгт×(Тгт1–Тгт2)×ηмгтагт

Nвгт =[1,19×195×(998–676)/0,875]×0.995=84,97Мвт

где ηмгт – механический КПД, равный 0,995

^ Электрическая мощность газовой турбины равна:

Nизб=( Nгт –Nк ) ×ηгт

Nизб =(84,97 – 48,81) × 0,995=35,98 МВт

Определяем расход тепла на выработку электроэнергии ГТ:

Qгт= 860×( Nвгт – Nвк)

Qгт = 860×(84,97 – 48,81)=31,1 МВт

^ Коэффициент избытка воздуха перед экономайзером ГП-1:

α эк= Gв/ jв×V0×В

Теплосодержание теоретически необходимого воздуха:

Jхв= V0×С×Тхв

Jхв =10×10×278=27800 кДж/с

^ Теплосодержание газов перед газовым подогревателем ГП-1:

Jгп1= Ср×Gгт× Ттг2

Jгп1=195×1,19×676=156866 кДж/с
Теплосодержание воды перед ГП-1:

гп1= Dne× h˝3

гп1=170×896,03=152325,1 кДж/с
^ Теплосодержание газов после ГП–1, учитывая что они охлаждаются на 40 ˚С:

Т˝тг1= Ттг2 – 40 ˚= 678 – 40 = 638К

гп1= Ср×Gгт× Т˝тг1=195×1,19×638=148048 кДж/с
^ ГП-1 –газовый подогреватель питательной воды (экономайзер)

Рne=13,5 МПа

гп1=156866 кДж/с

3=896,03 кДж/с

гп1=148048 кДж/кг

Dne=170 кг/с

^ Составим уравнение теплового баланса:

гп1+ Dne× h˝3= J˝гп1+ Dne× h ˝гп1

пв= J΄гп1 – Dne× h˝3 – J˝гп1

пв=156866+170×896,03 –148048=947,9 кДж/кг
^ ГП-2 – газовый подогреватель питательной воды (экономайзер)

гп2=596,8 кДж/с

1=454,51 кДж/с

гп1=148048 кДж/кг

Dсп=71,74 кг/с

Gгт=195 кг/с
^ Составим уравнение теплового баланса:

гп1+ Dсп× h˝1= Gгт× h΄гп2 + Dne× h ˝гп1

пв= J˝гп1+ Dсп× h˝1 – Dсп× h΄гп2 / Gгт

пв=(148048+71,74×454,51 –71,74×596,8)/195=706,87 кДж/кг

Найдем СР при температуре Т˝тг1= 638К

СР=1,127 кДж/кг×К

Тух.г.= h΄ух.г./ СР

Тух.г.= 706,87/1,129=626,1 К

Найдем СР при Тух.г.= 626,1 К

СР=1,127 кДж/кг×К

Jух.г.= Gгт× СР× Тух.г

Jух.г.= 195×1,127×626,1=137594,86 кДж/кг

Принимаем потери от химического недожога q3=0,3%,, потери с механическим недожогом q4 = 0%, (т.к. сжигается газообразное топливо), потери от наружного охлаждения котла через обмуровку q5 = 0,5%.

^ Потери тепла с уходящими газами равны:

q2 = Jух – α гт× Jхв/Qнр

q2 =(137594,86 – 1,85 ×27800)/41900=2,06%

Определяем КПД ВПГ:

η впг= 100 – (q2 + q3 + q5)=100 – (2,06+0,3+0,5)=97,14%

^ Расход топлива:

В=Dne×( h ne– h nв)+Qгт впг×Qнр=170×(3430–896,03)+31100/0,971×41900

В=9,74кг/с

Сравниваем полученное значение с ранее принятым в расчёте.

10 – 9,74=0,26%

Χ=0,26×100/10=2,6%

^ Определим КПД установки брутто:

η брпгу= Nэгт + Nэпт / В×Qнр – Qт

η брпгу =35980+8967/9,74×31100 – 180000

η брп=0,72

Газотурбинные установки

Преимущества:

- высокий КПД

- мало воды

- быстрый пуск (маневренность)

Недостатки:

- топливо (газ и дизельное специальное топливо)

- низкий КПД при сниженной нагрузке


Скачать файл (83 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru