Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)

2. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки

3. Расчет цикла паротурбинной установки

4. Определение технико-экономических показателей ПТУ

5. Расчет цикла ПГУ

6. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели

7. Технико-экономические характеристики ПГУ

8. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок

Список использованной литературы



Введение

Энергетика - базовая отрасль, влияющая на состояние всей экономики. Вместе с тем она является одним из основных потребителей первичных энергетических ресурсов и оказывает заметное влияние на окружающую среду. На сегодняшний день имеются широкие возможности энергетического использования газообразного и жидкого топлива. Исключительная народнохозяйственная ценность этих видов топлива требует изыскания наиболее рациональных схем энергетических установок, причем многообразие потребителей и особенности экономических районов заведомо не позволяет ограничиться разработкой какой либо одной оптимальной схемы.

Постоянный рост в мире производства электроэнергии с доминирующей ролью тепловых электростанций, сжигающих органическое топливо, стоимость которого неуклонно растет, обусловливает необходимость повышения эффективности топливоиспользования на ТЭС, что возможно только на основе более совершенных технологических и технических решений преобразования энергии топлива в электрическую (и тепловую). Определяющими здесь являются степень совершенства и мощностью возможности теплового двигателя (привода электрогенератора), работающего на водяном паре и газообразных продуктах сжигаемого топлива.

Стратегическим направлением развития мировой энергетики является внедрение парогазовых технологий (ПГУ) при выработке электроэнергии и тепла. Это направление дает возможность существенно повысить КПД конденсационных установок с 38%-40% до 55%-60%. ПГУ особенно актуальны для отечественной электроэнергетики, которая почти на 90% зависит от привозного топлива Рост производства электроэнергии нужно рассматривать еще и с точки зрения наращивания экспортного потенциала в качестве важной валютной составляющей совокупного дохода. С этих позиций назрела необходимость внедрения современных ПГУ или надстройки паровой части в установленных ГТУ. Это позволяет значительно снизить удельные расходы топлива на выработку тепла и электроэнергии, сократить эксплуатационные расходы и численность персонала, существенно улучшить экологическую обстановку.

парогазовый установка газотурбинный мощность



1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)

Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. В парогазовых установках на одном валу с газовой турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают водяной пар. Температуры продуктов сгорания достаточно для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для вращения паровой турбины (температура 500 градусов по Цельсию и давление 80 атмосфер). С паровой турбиной механически связан второй генератор.

Существуют различные схемы ПГУ: ПГУ с высоконапорным парогенератором, ПГУ с обычным (низконапорным) парогенератором, ПГУ с котлом-утилизатором.



Рис. 1 «Принципиальная схема ПГУ с парогенератором утилизационного типа»

( 1 - воздух из атмосферы; 2 - топливо; 3 - отработавшие в турбине газы; 4 - уходящие газы; 5 - свежий пар; 6 - питательная вода)

На рис. 1 представлена схема простейшей установки со сбросом еще горячих газов (продуктов сгорания) 3, поступающих из газовой турбины Т в котел-утилизатор КУ.

Как видно из рис. 1, топливо 2 (газотурбинное, жидкое, газ) поступает в камеру сгорания КС, куда также с помощью компрессора К подается воздух. Компрессор размещен на одном валу с газовой турбиной Т и электрическим генератором; компрессор К и генератор приводятся в действие газовой турбиной Т.

В котле-утилизаторе КУ за счет тепла продуктов сгорания 3 вода 6 превращается в пар 5, поступающий в паровую турбину ПТ, на одном валу с которой находится второй электрический генератор. Такого рода парогазовая установка позволяет использовать (утилизировать) тепло отработавших в газовой турбине продуктов сгорания 3. Охладившиеся в котле-утилизаторе продукты сгорания 4 выбрасываются наружу. Отработавший в паровой турбине ПТ пар поступает, как обычно, в конденсатор, в котором отдает тепло охлаждающей воде, превращается в конденсат и затем с помощью питательного насоса 6 снова поступает в котел-утилизатор.

Представим данный цикл в T,S координатах.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2 « Цикл ПГУ в T-S диаграмме»

На рис. 2 наложены циклы ПСУ и ГТУ, где рабочими телами являются соответственно водяной пар и продукты сгорания топлива 1-2-3-4-1 - газовый цикл, а 5-6-7-8-9-10-5 - паровой.

В ПГУ, работающей по данному циклу, повышение КПД достигается только за счет надстройки парового цикла газовым. Передача теплоты отработавших газов ГТУ паровому циклу осуществляется путем подогрева питательной воды, направляемой в парогенератор. Расход уходящих газов у этой ПГУ практически равен суммарному расходу уходящих газов ГТУ и ПТУ до их объединения, но температура уходящих газов ПГУ значительно ниже чем у отдельной ГТУ и примерно равна температуре уходящих газов парогенератора, что и является источником экономии топлива.

Выбор схемы ПГУ

ПГУ- это установка, объединяющая ПТУ и ГТУ. Согласно заданию к курсовой работе, выбираем парогазовую установку с использованием тепла выхлопных газов на нагрев питательной воды парогенераторов, параметры работы соответствующих турбин в ПГУ такие же, как в ПТУ и ГТУ. ПТУ имеет два регенеративных отбора, электрическая мощность паровой турбины = 90 МВт, рабочее тело ГТУ обладает свойствами воздуха.

2. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки

Газотурбинными установками (ГТУ) называются теплоэнергетические устройства, в которых рабочим телом служат газообразные продукты сгорания топлива, а рабочим двигателем является газовая турбина.

Рис. 3 «Принципиальная схема ГТУ»

Компрессор (К) сжимает атмосферный воздух и нагнетает его в камеру сгорания. Топливо в камеру сгорания (КС) подается (в случае газообразного топлива - топливным компрессором; в случае жидкого - топливным насосом через форсунки). Образовавшиеся продукты сгорания являются рабочим телом давлением 12?20 атм. и 1000?1200 , которые подаются в газовую турбину (ГТ) и превращают ее в действие (вращение на валу). Затем выбрасываются наружу. Турбина находится на одном валу с компрессором и одновременно приводит в действие ротор электрогенератора (ЭГ), вырабатывающего электроэнергию.

Цикл ГТУ, работающий по описанной выше схеме, осуществляется с изобарным подводом теплоты.

Рис. 4 «Цикл ГТУ в T,S-координатах»

1-2 - адиабатное сжатие воздуха в компрессоре.

2-3 - изобарный процесс подвода теплоты в камеру сгорания (горение топлива).

3-4 - адиабатное расширение продуктов сгорания в турбине.

4-1 - изобарный процесс смены отработавших газов, атмосферным воздухом, условно замыкающей цикл

Рассчитаем основные характеристики в этих точках.

Точка 1

По условию нам известно:

р₁=0,1МПа

t₁=7С

T₁= t₁+273=7+273=280K

Из уравнения состояния идеального газа для точки 1 следует:

p₁v₁ = RT₁; (2.1)

v₁ = RT₁/p₁

где R-газовая постоянная.

Принимая, что рабочее тело обладает свойствами воздуха:

R = 8314/28, 9 = 287Дж/(кг?К))

Из формулы (2.1) выразим удельный объем и рассчитаем его:

(2.2)

Точка 4

Найдем основные характеристики рабочего тела в т.4. Нам известны следующие параметры:

Т₄ = 565+273 = 838К,

p₄ = p₁ = 0,1МПа.

Воспользуемся формулой (2.2) и рассчитаем удельный объем газов в т.4:

Точка 3

Перейдем к расчету основных характеристик в т.3. Нам известны следующие параметры:

T₃ = 1067+273=1340K

Так как процесс (3-4) адиабатный, то между температурами и давлениями в этих точках существует следующая зависимость:

(2.3)

Преобразуем данное выражение и выразим из него :

,

Воспользовавшись формулой (2.2) и подставив в нее значение параметров в т.3, мы получим удельный объем газов на входе в газовую турбину:

Точка 2

2-3 - изобарный процесс, поэтому верно следующее равенство:

p₂ = p₃ = 0,52МПа,

1-2 - адиабатный процесс, и для него верно равенство:

, выразим из него :

;

;

Подставим в формулу (2.2) значение параметров в т.2:

.

Рассчитаем энергетические характеристики цикла ГТУ

Удельное количество теплоты, подведенное к одному килограмму рабочего тела в ГТУ:

(2.4)

где - теплоемкость тела при изобарном процессе и рассчитывается по формуле:

(2.5)

где i - количество степеней свободы, для двухатомного газа равное 5

Рассчитаем удельное количество подводимой теплоты:

q₁ = C_p(T₃ - T₂) = 3,5?287?(1340 - 448) = 896,46.

Количество теплоты, отведенной от 1кг. рабочего тела в ГТУ:

q₂ = C_p(T₄ - T₁) = 3,5?287?(838-280) = 560,79

Удельная теоретическая работа цикла ГТУ:

(2.6)

Термический КПД цикла ГТУ:

или 37,4% (2.7)

Абсолютный электрический КПД ГТУ:

или 30,1% (2.8)



3. Расчет цикла паротурбинной установки

Паротурбинные установки - это установки, тепловым двигателем в которых является турбина, а рабочим телом - водяной пар, который получается в специальных установках, называемых паровыми котлами (парогенераторами), благодаря сжиганию в последних топлива и за счет теплообмена между продуктами сгорания и водой, получения из нее пара.

Паровой котел, или парогенератор (I), представляет собой устройство, в котором производится сжигание топлива, и тепло образовавшихся газообразных продуктов сгорания используется для превращения поступающей в него воды в пар (насыщенный или перегретый). Выработанный пар поступает в пароперегреватель (II), а затем в паровую турбину (III), где его потенциальная энергия превращается в кинетическую энергию струи пара, попадающего на лопатки турбины и заставляющего вращаться рабочее колесо турбины и ротор электрогенератора (IV), вырабатывающего электроэнергию.

Рис. 5 Принципиальная схема ПТУ с двумя регенеративными отборами.



Изобразим описанный цикл в T,S-диаграмме водяного пара:

Рис.6 «Цикл ПТУ в T,S-координатах»

5 - свежий пар перед турбиной

5-6 - адиабатное расширение пара в турбине

6 - отработавший пар на выходе из турбины

6-7 - изобарно-изотермический процесс конденсации отработавшего пара

7-8 - адиабатное повышение давление воды в насосе

8-9-10-5 - изобарный процесс получения рабочего тела в парогенераторе

5-6-7-8-9-10-5 - цикл ПТУ

Весьма существенное повышение экономичности ПТУ достигается путем применения в них регенеративного подогрева питательной воды за счет теплоты конденсации пара, расширяющегося в турбине. В нашей установке 2 регенеративных подогревателя.

У нас есть следующие исходные данные:

р_св=9МПа=90бар_.,

t_св=535 ⁰С_.,

р_отр= 3,5кПа=0,035бар

р_{отб 1}=1,3МПа=13бар,

р_{отб 2}=185кПа=1,85бар.

Воспользовавшись h-s диаграммой, определим энтальпии пара на входе в паровую турбину и на выходе из нее, а также энтальпии пара в отборах.

Получаем следующие значения:

h₅=3475;

h₆=h_отр=2020 ;

h_отб1=2945

h_отб2=2565

Воспользовавшись таблицами в справочнике Роддатис и Полтарецкого [1], найдем необходимые нам значения энтальпий:

энтальпии конденсата при давлении пара в первом отборе (h_отб1 = 814,7),

конденсата при давлении пара во втором отборе(h_отб2 =494,275), энтальпии конденсата при давлении отработавшего пара(h₆ = 101 ).

Для расчета термического КПД используется следующая формула:

(2.9)

Где ₁ и ₂ - доля пара в соответствующем отборе, определяется из уравнения теплового баланса соответствующего регенеративного подогревателя:

(2.10)

(2.11)

Где h_отб1-энтальпия пара в первом отборе;

h_отб2- энтальпия пара во втором отборе;

h_отб1- энтальпия конденсата при давлении пара в первом отборе;

h_отб2- энтальпия конденсата при давлении пара во втором отборе;

h₆- энтальпия конденсата при давлении отработавшего пара.

или 47,12%



4. Определение технико-экономических показателей ПТУ

Рассчитаем абсолютный электрический КПД ПТУ. Для этого используем формулу (2.8):

или 37,94%

Удельный расход пара (в расчете на 1 кВт•ч) в регенеративном цикле идеальной ПТУ:

(2.12)

Удельный расход пара реальной ПТУ:

(2.13)

Расход пара паровой турбиной:

(2.14)

Расход натурального топлива (природного газа) в парогенераторе для выработки найденного расхода пара:

(2.15)

где - теплота сгорания топлива(для природного газа из газопровода Дашава - Киев =35880);

- энтальпия свежего пара;

() - энтальпия питательной воды, поступающей в парогенератор.

Расход условного топлива:

(2.16)

Удельный расход (в расчете на 1 кВт•ч выработанной электроэнергии) натурального топлива:

(2.17)

Удельный расход условного топлива:

(2.18)

5. Расчет цикла ПГУ

Принимаем параметры работы соответствующих турбин ПГУ такими же, как в ГТУ и ПТУ (по заданию). Регенеративный подогрев питательной воды в ПГУ отсутствует. ПГУ, схема которой представлена на рисунке 7.1, является полностью бинарной: выхлопные газы ГТУ направляются в котел- утилизатор (КУ), где значительная часть энергии в виде теплового потока передается питательной воде, из которой генерируется перегретый пар, поступающий в паровую турбину.

Рисунок 7.1 Схема ПГУ



Для определения расходов газов на КУ составим уравнение теплового баланса:

(- ) = (- ) (2.19)

G_г, G_п.в - расход газов и питательной воды через КУ;

- изобарная теплоемкость газов;

- температура газов на выхлопе ГТ или на входе в КУ;

- температура на выходе из КУ;

- энтальпия перегретого пара перед турбиной;

- энтальпия питательной воды (для данной схемы без регенераторов равна энтальпии конденсата ( = = 111,84).

Расход питательной воды равен расходу пара на турбину( = ), который для цикла без регенерации должен обеспечить заданную электрическую мощность паровой турбины. Тогда удельный расход пара определяется по формуле:

(2.20)

Реальный удельный расход пара с учетом потерь:

(2.21)

Определим полный расход пара. Для этого воспользуемся формулой (2.14):

Из уравнения (2.19) найдем расход газов через КУ:

Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):

(2.22)

6. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели

Использование выхлопа ГТ в котле-утилизаторе для выработки рабочего тела паровой части схемы не влияет на характеристики цикла ГТУ.

Расход натурального топлива (природного газа) в камере сгорания:

(2.23)

Рассчитаем расход условного топлива по формуле (2.16):

Удельный расход топлива в ГТ (из формулы (2.17)):

Удельный расход условного топлива (формула (2.18)):

7. Технико-экономические характеристики ПГУ

Термический КПД парогазового цикла:

(2.24)

Абсолютный электрический КПД ПГУ (из формулы (2.8)):

или 51%

В ПГУ топливо расходуется только в камере сгорания газовой части схемы, т.е. расход натурального и условного топлива на ПГУ:

= = 46611 .

Общая электрическая мощность ПГУ равна:

(2.25)

Удельный расход топлива в ПГУ:

Основные технико-экономические показатели по 3 видам установок (ГТУ, ПТУ, ПГУ) сведены в Таблицу 1 и представлены в графической части работы (лист 2).

8. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок

Таблица 1

	133	46611	57020	0,35	0,43	0,3
	80	22752	27833	0,28	0,35	0,38
	213	46611	57020	0,22	0,27	0,51

Произведя сравнительный анализ полученных данных, можно сделать вывод о том, что использование ПГУ наиболее выгодно, так как коэффициент полезного действия (КПД) объединенной установки получается более высоким, чем у ПТУ и ГТУ, из которых она составляется; кроме того, достигается ряд конструктивных преимуществ, которые удешевляют установку.

Повышение КПД при объединении ПТУ и ГТУ получается в результате термодинамической надстройки парового цикла более высокотемпературным газовым и уменьшения удельных потерь тепла с уходящими газами.

Еще одним преимуществом ПГУ является наименьший удельный расход натурального и условного топлива, что, несомненно, свидетельствует об экономичности данной установки.



Список использованной литературы

1. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. - М.: Энергоатомиздат,1984.

2. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. - Справочник по котельным установкам малой производительности - М: «Энергоатомиздат», 1989 -484с.

3. C.В. Цанаев. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие. - М.: МЭИ, 2002.

4. Ю.И. Шаров. Парогазовые установки в системах централизованного теплоснабжения: Учебное пособие. - Новосиб.: Электрон,2003.

5. Хрусталев Б.М., Несенчук А.П., Романюк В.Н. - Техническая термодинамика - учебн. в 2-х ч., ч.1 - Мн.: «Технопринт», 2004 - 487с.

6. Электронные ресурсы: http://www.manbw.ru/analitycs/pgu.html

http://nplit.ru/books/item.html

Размещено на Allbest.ru