Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образование и науки РФ

Федеральное агентство по образованию

Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А.

Кафедра: Теплоэнергетика

Расчетно-графическая работа

Исследование и расчет термодинамических циклов теплоэнергетических установок

Выполнил студент группы:

ЭПР-21 Тимченко А. А.

Проверил доцент кафедры ТЭ

Осипов В. Н.

Саратов 2012г.



Реферат

Данная расчётно-графическая работа состоит из 60 листов, включая 4 рисунка, 9 таблиц, 10 графиков и список используемых источников.

ГАЗОВАЯ ТУРБИНА, ПАРОВАЯ ТУРБИНА, КОМПРЕССОР, ПАР, КОНДЕНСАТ, ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА, РЕГЕНЕРАЦИЯ, КОТЕЛЬНЫЙ АГРЕГАТ, КОНДЕНСАТОР, РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВАТЕЛЬ, ГАЗОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА, КАМЕРА СГОРАНИЯ, ПРОДУКТЫ СГОРАНИЯ, КОТЕЛ-УТИЛИЗАТОР.

В данной расчётно-графической работе были выполнены расчеты ПТУ, ГТУ и ПГУ бинарного типа, приобретены навыки научно-исследовательской работы.



Введение

Теплоэнергетические установки делятся на паровые теплоэнергетические установки (ПТУ), газовые теплоэнергетические установки (ГТУ) и парогазовые теплоэнергетические установки (ПГУ). Все эти установки служат для выработки электрической и тепловой энергии.

Основными элементами ПТУ являются паровой котел, паровая турбина, электрический генератор, конденсатор, питательный насос. Работает ПТУ по следующему принципу: вода в паровом котле нагревается и превращается в пар, который затем поступает в пароперегреватель, после пароперегревателя пар подается в голову паровой турбины, расширяется, и поступает в конденсатор, где превращается в воду, далее в питательном насосе жидкость сжимается и подается обратно в паровой котел. Электрический генератор превращает механическую энергию в электрическую. В теплофикационных установках наряду с выработкой электрической энергии, осуществляется отбор пара на теплофикацию из паровой турбины. Дополнительными элементами ПТУ являются: система регенерации, системы промежуточного перегрева пара.

За основной цикл в паротурбинной установке принят идеальный цикл Ренкина. В этом цикле осуществляется полная конденсация рабочего тела в конденсаторе, вследствие чего вместо громоздкого малоэффективного компрессора для подачи воды в котел применяют питательный водяной насос, который имеет малый габарит и высокий К. П. Д. При сравнительно небольшой мощности, потребляемой насосом, потери в нем оказываются малыми по сравнению с общей мощностью паротурбинной установки. Кроме того, в цикле Ренкина возможно применение перегретого пара.

Паровые турбины работают следующим образом: пар, образующийся в паровом котле, под высоким давлением, поступает на лопатки турбины. Турбина совершает обороты и вырабатывает механическую энергию, используемую генератором. Генератор производит электричество.

Электрическая мощность паровых турбин зависит от перепада давления пара на входе и выходе установки. Общая эффективность паровых турбин (электроэнергия + тепло) доходит до ~85% в расчете на единицу потраченного топлива. Мощность единичной паровой турбины ~ до 1000 МВт.

Типы паровых турбин

1) турбины с противодавлением - давление пара на выходе турбины выше атмосферного

2) турбины конденсационные - давление пара на выходе турбины ниже атмосферного

Пар в турбину должен подаваться с характеристиками:

давлением 40-60 бар

температурой 400-500°С.

Плюсы паровых турбин:

1) работа паровых турбин возможна на различных видах топлива: газообразное, жидкое, твердое

2) высокая единичная мощность

3) свободный выбор теплоносителя

4) широкий диапазон мощностей

5) внушительный ресурс паровых турбин

Минусы паровых турбин:

1) высокая инерционность паровых установок (долгое время пуска и останова)

2) дороговизна паровых турбин

3) низкий объем производимого электричества, в соотношении с объемом тепловой энергии

4) дорогостоящий ремонт паровых турбин

5) снижение экологических показателей, в случае использования тяжелых мазутов и твердого топлива

Подогреватели воздуха бывают рекуперативного и регенеративного типа. В рекуперативных подогревателях тепло постоянно передается через стены, так как с одной стороны проходят дымовые газы, а с другой -- воздух в горелки. У регенеративного типа тепло дымовых газов сначала поглощается насадкой регенератора и затем передается воздуху. Насадка при каждом цикле нагревается и охлаждается.

Газотурбинная установка состоит из двух основных частей - это силовая турбина и генератор, которые размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент). Утилизация тепла посредством теплообменника или котла-утилизатора обеспечивает увеличение общего КПД установки.

ГТУ может работать как на жидком, так и на газообразном топливе. В обычном рабочем режиме - на газе, а в резервном (аварийном) - автоматически переключается на дизельное топливо. Оптимальным режимом работы газотурбинной установки является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. ГТУ может работать как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок.

Плюсы ГТУ:

1) незначительная потребность в охлаждающей воде;

2) возможность применения белее высоких температур рабочего тела;

3) меньший расход металла, приходящийся на единицу мощности;

4) возможность очень быстрого пуска и форсирование нагрузки;

Минусы ГТУ:

1) большая работа, затрачиваемая на сжатие воздуха в компрессоре;

2) высокая температура выхлопных газов;

3) невозможность работы на твердом топливе;

4) относительная низкая предельная мощность газовой турбины;

5) резкое снижение экономичности при недогрузках;

Парогазовые установки имеют одно главное отличие. В ПГУ отработавшие газы, имеющие высокую температуру, поступают в котел-утилизатор. В котле-утилизаторе парогазовой установки высокотемпературные газы разогревают пар до температуры ~500°С. В котле парогазовой установки давление пара поднимается до ~80 атм. Эти параметры позволяют использовать паровые турбины. В парогазовых установках паровые турбины вращают дополнительные генераторы. В парогазовых установках используется еще ~20% энергии поступившего топлива. Общий электрический КПД парогазовой установки составляет ~58%. В стандартных газотурбинных установках КПД составляет ~ 40%. ПГУ -- относительно новый тип электростанций, работающих на газе, жидком или твердом топливе. Парогазовые установки предназначены для получения максимального количества электроэнергии с силовыми агрегатами относительно высокой мощности.



ЗАДАНИЕ №1

Паротурбинная установка работает по циклу Ренкина с регенерацией (рис. 1.1). Из котельного агрегата (КА) в паровую турбину (ПТ) поступает пар с давлением р₁ и температурой t₁. Давление пара в конденсаторе (К) равно p₂. Конденсат отработавшего пара при давлении p₂ и температуре насыщения подается питательным насосом (ПН) в регенеративные подогреватели (РП) поверхностного типа, где осуществляется ступенчатый подогрев питательной воды паром, отбираемым из проточной части турбины. Нагрев воды в каждом из подогревателей одинаковый. Конденсат греющего пара из подогревателей при температуре насыщения каскадно сливается в конденсатор. Недогрев питательной воды в подогревателях до температуры насыщения греющего пара равен дt = 2-10 °С. Примем степень недогрева таким образом, чтобы давление греющего пара соответствовало показаниям на h-s - диаграмме изобарам.

Дополнительно примем КПД поверхностных подогревателей - з_n=0,98; конденсатора з_к=0,99. Теплота сгорания условного топлива

Рис. 1.1 Принципиальная схема паротурбинной установки с регенерацией



Задание

1. Нарисовать принципиальные схемы паротурбинных установок без регенерации и с регенерацией. В Т-s - координатах нарисовать соответствующие схемам термодинамические циклы ПТУ.

2. В h-s - координатах нарисовать теоретический и действительный процессы расширения пара в паровой турбине. Показать пересечение изобар отборов системы регенерации с линиями теоретического и действительного процессов.

3. Для всех характерных теоретических и действительных точек паротурбинной установки определить следующие значения параметров: давление р, температуру t, удельные объем V, энтальпию h и энтропию s, степень сухости х, относительный б и полный D расходы рабочего тела.

4. Определить расход циркуляционной воды, кратность циркуляции, секундный, часовой и годовой расходы натурального и условного топлив для установок с регенерацией и без нее.

5. Рассчитать термический, абсолютный внутренний КПД цикла, а также эффективный и электрический КПД-нетто всей установки с регенерацией и без нее.

6. Полученные значения для установок с регенерацией и без регенерации сравнить и сделать выводы.

Решение задания №1

Таблица 1.1. Исходные данные для расчета

№ варианта	, МПа	, ?С	, МПа	, -	, -	, -	Дtцв, ?С	, Мдж/кг	Nэ, МВт	, -	, -	, ?С
22	16	550	0,012	0,91	0,74	0,96	11	21	180	0,85	0,85	250

Определение параметров в характерных точках:

Точку 1 определяем по заданным давлению p₁ и температуре t₁ с использованием h-s - диаграммы.

p1, МПа	t1, 0С	н1, м3/кг	h1, кДж/кг	s1, кДж/(кг•К)	x1 , -
16	550	0,02132	3438,0	6,4816	-

Точку 2t определим по заданному конечному давлению p₂ и энтропии s_2t=s₁ с использованием h-s - диаграммы.

p2t , МПа	t2t , 0С	н2t , м3/кг	h2t , кДж/кг	s2t , кДж/(кг•К)	x2t , -
0,012	49,45	9,67	2072	6,4816	0,782

Точку 2 определим из расчета действительного процесса расширения пара в паровой турбине по формуле

(1)

Из (1) выразим h₂

(кДж/кг)

По найденной h₂ и известному p₂ определим все остальные параметры в этой точке

p2 , МПа	t2 , 0С	н2 , м3/кг	h2 , кДж/кг	s2 , кДж/(кг•К)	x2 , -
0,012	49,45	10,3	2194,94	6,86	0,832

Параметры точек 3, 4t , 4 определим с помощью таблиц термодинамических свойств воды и водяного пара.

Точку 3 определим по давлению p₃=p₂ как жидкость, находящаяся в состоянии насыщения.

p3 , МПа	t3 , 0С	н3 , м3/кг	h3 , кДж/кг	s3 , кДж/(кг•К)	x3 , -
0,012	49,45	0,0010119	206,94	0,6963	0

Точку 4t определим по давлению p_4t=p₁ и энтропии s_4t=s₃

p4t , МПа	t4t , 0С	н4t , м3/кг	h4t , кДж/кг	s4t , кДж/(кг•К)	x4t , -
16	50,02	0,0010051	222,94	0,6963	-

По следующей формуле определим энтальпию в точке 4

(кДж/кг)

По энтальпии h₄ и давлению p₄=p_4t определим все остальные параметры в точке 4

p4 , МПа	t4, 0С	н4 , м3/кг	h4 , кДж/кг	s4 , кДж/(кг•К)	x4 , -
16	51,34	0,0010057	228,56	0,7130	-

Работа насоса (сжатия) теоретическая и действительная с приемлемой точностью может быть определена по приближенным формулам:

и ,

где - средний удельный объем жидкости при адиабатном повышении давления; - КПД насоса.

Для воды, являющейся практически несжимаемой жидкостью в широком интервале параметров состояния



(Дж/кг)

= 21605 (Дж/кг)

Повышение температуры воды при адиабатном повышении давления можно также найти из приближенных формул:

и

Здесь - изобарная теплоемкость воды. В широкой области параметров состояния кДж/(кгК).

(^оС)

(^оС)

Расчет системы регенеративных подогревателей:

Общий нагрев питательной воды в подогревателях равен:

(^оС)

Нагрев питательной воды в каждом подогревателе составляет:

(^оС)

Расчет первого подогревателя:

Тепловой и материальный балансы подогревателя имеют вид:

для теоретического цикла

для действительного цикла

Из этих уравнений определяются теоретический и действительный относительные расходы греющего пара в подогреватель, то есть отношение расходов греющего пара к расходу питательной воды.

В данных уравнениях параметры питательной воды (точки пв и 6) определяются при соответствующих температурах и и давлении . Так как в цикле Ренкина подвод теплоты изобарный, то . Для принятой системы регенерации относительный расход питательной воды равен =1. Точки от1t и от1 определяются по h-s - диаграмме на пересечении изобары отбора соответственно с теоретическим и действительным процессами расширения пара в паровой турбине. Точка др1 определяется по давлению .

Давление отбора определяется по температуре насыщения в подогревателе

,

где принимаем от 2 до 10 °С таким образом, чтобы соответствовало показанным на h-s - диаграмме изобарам.

(°С)

(МПа)



pпв , МПа	tпв , 0С	нпв , м3/кг	hпв , кДж/кг	sпв , кДж/(кг•К)	xпв ,-
16	250	0,0012308	1086,3	2,7660	-

(°С)

p6 , МПа	t6 , 0С	н6 , м3/кг	h6 , кДж/кг	s6 , кДж/(кг•К)	x6 , -
16	183,78	0,0011201	787,48	2,1555	-

Таблица 1.9 Параметры в точке от1t

pот1t , МПа	tот1t , 0С	нот1t , м3/кг	hот1t , кДж/кг	sот1t , кДж/(кг•К)	xот1t , -
4,5	342	0,057	3060	6,4816	-

p_{от1 =} f(t_нас1) = 4,5 МПа

Таблица 1.10 Параметры в точке oт1

pот1 , МПа	tот1 , 0С	нот1 , м3/кг	hот1 , кДж/кг	sот1 , кДж/(кг•К)	xот1 , -
4,5	365	0,06	3122	6,58	-

p_{др1 =} f(t_нас1)= 4,5 МПа

Таблица 1.11 Параметры в точке др1

pдр1 , МПа	tдр1 , 0С	ндр1 , м3/кг	hдр1 , кДж/кг	sдр1 , кДж/(кг•К)	xдр1 , -
4,5	257,41	0,0012691	1122,2	2,8214	0

Расчет второго подогревателя:

Тепловой и материальный балансы второго подогревателя:

для теоретического цикла:

(14)

для действительного цикла:

(15)

В уравнениях (14), (15) параметры точки 5 определяются при температуре и давлении p₅= p₁. Точки от2t, от2, др2, определяются аналогично как для первого подогревателя по давлению в отборе p_от2. Давление отбора p_от2 определяется по температуре насыщения в подогревателе:

(⁰С)

p_от2t=f(t_нас2)=1,2 МПа

Таблица 1.14 Параметры в точке от2t

pот2t , МПа	tот2t , 0С	нот2t , м3/кг	hот2t , кДж/кг	sот2t , кДж/(кг•К)	xот2t , -
1,2	187,96	0,162	2764	6,4816	0,99

p_{от2 =} f(t_нас1) = 1,2 МПа

Таблица 1.15 Параметры в точке от2

pот2 , МПа	tот2 , 0С	нот2 , м3/кг	hот2 , кДж/кг	sот2 , кДж/(кг•К)	xот2 , -
1,2	212	0,175	2848	6,66	-

p_{др2 =} f(t_нас2) = 1,2 МПа, t_др2 = 187,96 ⁰С

Таблица 1.16 Параметры в точке др2

pдр2 , МПа	tдр2 , 0С	ндр2 , м3/кг	hдр2 , кДж/кг	sдр2 , кДж/(кг•К)	xдр2 , -
1,2	187,96	0,0011386	798,4	2,2160	0

p₅ = 16 МПа, t₅ =170,79-66,22 =117,56 ⁰С

По температуре t₅ и давлению p₅=p₁ определим все остальные параметры

Таблица 1.17 Параметры в точке 5

p5 , МПа	t5 , 0С	н5 , м3/кг	h5 , кДж/кг	s5 , кДж/(кг•К)	x5 , -
16	117,56	0,0010498	504,65	1,4872	-

Расчет третьего подогревателя:

Производится аналогично второму подогревателю. Тепловой и материальный балансы третьего подогревателя.



для теоретического цикла

(16)

для действительного цикла

(17)

t_нас3=117,56+5,71=123,27 ⁰С

p_{от3t =} f(t_нас3) = 0,22 МПа

Таблица 1.18 Параметры в точке от3t

pот3t , МПа	tот3t , 0С	нот3t , м3/кг	hот3t , кДж/кг	sот3t , кДж/(кг•К)	xот3t , -
0,22	123,27	0,72	2468	6,4816	0,889

p_от3=f(t_нас3)=0,22 МПа

Таблица 1.19 Параметры в точке от3

pот3 , МПа	tот3 , 0С	нот3 , м3/кг	hот3 , кДж/кг	sот3 , кДж/(кг•К)	xот3 , -
0,22	123,27	0,758	2570	6,74	0,935



p_{др3 =} f(t_нас3) = 0,22 МПа

Таблица 1.20 Параметры в точке др3

pдр3 , МПа	tдр3 , 0С	ндр3 , м3/кг	hдр3 , кДж/кг	sдр3 , кДж/(кг•К)	xдр3 , -
0,22	123,27	0,0010636	517,6	1,5628	0

Теоретическая и действительная работа расширения кг пара в регенеративном цикле:

Теоретическая и действительная работа расширения кг пара в цикле без регенерации



Теоретическая и действительная работа сжатия 1кг питательной воды для циклов с регенерацией и без нее, в принятой схеме одинаковы:

(кДж/кг)

(кДж/кг)

Теоретическая и действительная работы циклов с регенерацией и без нее рассчитываются по формулам:

Подведенная удельная теплота в цикле с регенерацией и без регенерации:

Секундные расходы пара в точке 1 для действительных циклов с регенерацией и без нее:

Так как принимается, что , то для всех остальных точек полные расходы рабочего тела рассчитываются по формуле:

Расход циркуляционной воды G_цв определяется из теплового баланса конденсатора, который для цикла с регенерацией имеет вид:

,

здесь С_pm = 4,19 кДж/кг•К - теплоемкость воды.

Для цикла без регенерации баланс конденсатора имеет вид:

,

где

Кратность циркуляции охлаждения определяется по формулам:



Секундный расход натурального топлива:

Секундный расход условного топлива:

Часовой расход натурального топлива:



Часовой расход условного топлива:

Годовой расход натурального топлива:

Годовой расход условного топлива:

Термический КПД циклов с регенерацией и без нее:



Абсолютный внутренний КПД циклов с регенерацией и без нее:

Эффективный КПД циклов с регенерацией и без нее:

,

где - коэффициент использования располагаемой теплоты, численно равный КПД котельного агрегата.

Электрический КПД-нетто установок с регенерацией и без нее:



Рисунок 1.2. Принципиальная схема паротурбинной установки без регенерации

Таблица 1.21 - Параметры в характерных точках цикла

Точки	p	t	н	h	s	x	б	D
	МПа	0С	м3/кг	кДж/кг	кДж/(кг•К)	-	-	кг/с
1	16	550	0,02132	3438,0	6,4816	-	1	194,06
2t	0,012	49,45	9,67	2072	6,4816	0,782	0,6144	119,23
2	0,012	49,45	10,3	2194,94	6,86	0,832	0,6304	122,33
3	0,012	49,45	0,0010119	206,94	0,6963	0	1	194,06
4t	16	50,02	0,0010051	222,94	0,6963	-	1	194,06
4	16	51,34	0,0010057	228,56	0,7130	-	1	194,06
5	16	117,56	0,0010498	504,65	1,4872	-	1	194,06
6	16	183,78	0,0011201	787,48	2,1555	-	1	194,06
пв	16	250	0,0012308	1086,3	2,7660	-	1	194,06
от1t	4,5	342	0,057	3060	6,4816	-	0,1574	30,536
от1	4,5	365	0,06	3122	6,58	-	0,1525	29,589
др1	4,5	257,41	0,0012691	1122,2	2,8614	0	0,1525	29,589
от2t	1,2	187,96	0,162	2764	6,4816	0,99	0,1209	23,463
от2	1,2	212	0,175	2848	6,66	-	0,1167	22,651
др2	1,2	175,36	0,0011213	742,6	2,0941	0	0,2692	52,24
от3t	0,22	123,27	0,72	2468	6,4816	0,889	0,1073	20,827
от3	0,22	123,27	0,758	2570	6,74	0,935	0,1004	19,491
др3	0,22	123,27	0,0010636	517,6	1,5628	0	0,3697	71,731

Задание №2

Газотурбинная установка (ГТУ) работает по циклу Брайтона с подводом теплоты при постоянном давлении без регенерации (рис.2.1). Атмосферный воздух с давлением p₁ и температурой t₁ сжимается в компрессоре (К) и подается в камеру сгорания (КС), в которую поступает соответствующее количество топлива. Образовавшиеся продукты сгорания заданной температуры t₃ направляются из КС в газовую турбину (ГТ). Расширяясь в турбине, продукты сгорания понижают свою температуру и выбрасываются в окружающую среду.

Рабочее тело ГТУ считать идеальным газом с термодинамическими свойствами воздуха.

парогазовый установка топливо циркуляция вода



Задание:

1. Определить параметры в характерных точках: коэффициент ш, учитывающий уменьшение подводимой теплоты по сравнению с теоретическим циклом; удельную работу сжатия теоретического цикла ц_сж; удельную работу действительного цикла l_ц; термический з_t и абсолютный внутренний з_i КПД цикла для различных величин степени повышения давления у.

2. Построить графические зависимости ш=f(у), ц_сж=f(у), l_ц=f(у), з_t=f(у), з_i=f(у).

3. Из полученных графиков оценить оптимальные степени повышения давления из условия максимального внутреннего КПД и максимальной удельной работы цикла.

4. Построить термодинамический цикл газотурбинной установки в p-v и T-s - координатах.

Решение задания №2



Таблица 2.1. Исходные данные для расчета

P1, МПа	t1, 0С	t3, 0С	згт, -	зк, -
0,1	15	1100	0,95	0,79

1. Определение параметров в характерных точках

Точка 1: по заданным давлению p₁ и температуре t₁ находим удельный объем, энтальпию и энтропию:

p₁=0,1 МПа; t₁=15 ⁰C;

;

;

.

Таблица 2.2 Параметры в точке 1

p1, МПа	t1 , 0С	Т1 , К	н1 , м3/кг	h1 , кДж/кг	s1 , кДж/(кг•К)
0,1	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701

Точка 2t: степени повышения давления у = 2 и энтропии s_2t=s₁ находим давление, удельный объем и энтальпию:

s_2t= 0,053701 кДж/(кг•К)

;

;

;

.

Таблица 2.3 Параметры в точке 2t

p2t , МПа	t2t , 0С	Т2t , К	н2t , м3/кг	h2t , кДж/кг	s2t , кДж/(кг•К)
0,2	78,1053	351,2553	0,504051	78,45678	0,053701

Точка 2: по давлению p₂=p_2t и внутреннему относительному КПД з_к процесса сжатия находим температуру, энтропию, удельный объем и энтальпию

p₂=0,2 МПа;

;

;

.

Таблица 2.4 Параметры в точке 2

p2 , МПа	t2 , 0С	Т2 , К	н2 , м3/кг	h2 , кДж/кг	s2 , кДж/(кг•К)
0,2	94,8801	368,0301	0,528123	95,9071	0,100562

Точка 3: по давлению p₃=p₂ и температуре t₃ находим энтропию, удельный объем, и энтальпию:

p₃=0,2 МПа; t₃=1100 ⁰С;

;

.

Таблица 2.5 Параметры в точке 3

p3 , МПа	t3 , 0С	Т3 , К	н3 , м3/кг	h3 , кДж/кг	s3 , кДж/(кг•К)
0,2	1100	1373,15	1,97047	1104,95	1,423185

Точка 4_t: по давлению p_4t=p₁ и энтропии s_4t=s₃ находим температуру, удельный объем и энтальпию:

p_4t=0,1 МПа; s_4t=1,423185 (кДж/(кг•К));

;

;

.

Таблица 2.6 Параметры в точке 4t

p4t , МПа	t4t , 0С	Т4t , К	н4t , м3/кг	h4t , кДж/кг	s4t , кДж/(кг•К)
0,1	853,3046	1126,455	3,232925	857,1445	1,423185

Точка 4: по давлению p₄=p_4t и внутреннему относительному КПД з_гт процесса расширения находим температуру, энтропию, удельный объем и энтальпию:

p₄=0,1 МПа;

;

;

;



Таблица 2.7 Параметры в точке 4

p4 , МПа	t4 , 0С	Т4 , К	н4 , м3/кг	h4 , кДж/кг	s4 , кДж/(кг•К)
0,1	865,6394	1138,789	3,268326	869,5348	1,434125

Аналогично рассчитываем параметры в характерных точках в цикле для различных степеней повышения давления у. Результаты заносятся в таблицу 2.8

Таблица 2.8 Параметры в характерных точках цикла

Степень повышения давления у	Характерная точка установки	P	t	T	н	h	s
		кПа	0С	К	м3/кг	кДж/Кг	КДж/(Кг•К)
2	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	200	78,10531	351,2553	0,504051	78,45678	0,053701
	2	200	94,88013	368,0301	0,528123	95,3071	0,100562
	3	200	1100	1373,15	1,97047	1104,95	1,423185
	4t	100	853,3046	1126,455	3,232925	857,1445	1,423185
	4	100	865,6394	1138,789	3,268326	869,5348	1,434125
5	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	500	183,2171	456,3671	0,261955	184,0416	0,053701
	2	500	227,9331	501,0831	0,287622	228,9588	0,147596
	3	500	1100	1373,15	0,788188	1104,95	1,160223
	4t	100	593,8563	867,0063	2,488308	596,5286	1,160223
	4	100	619,1635	892,3135	2,56094	621,9497	1,189123
8	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	800	248,803	521,953	0,187251	249,9227	0,053701
	2	800	310,9532	584,1032	0,209547	312,3525	0,166707
	3	800	1100	1373,15	0,492618	1104,95	1,025338
	4t	100	484,9128	758,0628	2,17564	487,0949	1,025338
	4	100	515,6671	788,8171	2,263905	517,9876	1,065286
11	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	1100	298,5188	571,6688	0,149154	299,8622	0,053701
	2	1100	373,8846	647,0346	0,168817	375,5671	0,178098
	3	1100	1100	1373,15	0,358267	1104,95	0,933947
	4t	100	418,987	692,137	1,986433	420,8725	0,933947
	4	100	453,0377	726,1877	2,084159	455,0764	0,982187
14	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	1400	339,2954	612,4454	0,125551	340,8223	0,053701
	2	1400	425,5006	698,6506	0,143223	427,4153	0,185984
	3	1400	1100	1373,15	0,281496	1104,95	0,864737
	4t	100	372,9046	646,0546	1,854177	374,5826	0,864737
	4	100	409,2593	682,4093	1,958515	411,101	0,919729
17	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	1700	374,2279	647,3779	0,109293	375,9119	0,053701
	2	1700	469,7189	742,8689	0,125414	471,8326	0,191909
	3	1700	1100	1373,15	0,23182	1104,95	0,809017
	4t	100	338,0435	611,1935	1,754125	339,5647	0,809017
	4	100	376,1413	649,2913	1,863466	377,834	0,869757
20	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	2000	404,9955	678,1455	0,097314	406,818	0,053701
	2	2000	508,6652	781,8152	0,11219	510,9542	0,196597
	3	2000	1100	1373,15	0,197047	1104,95	0,762376
	4t	100	310,3135	583,4635	1,67454	311,7099	0,762376
	4	100	349,7978	622,9478	1,78786	351,3719	0,828152
23	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	2300	432,6217	705,7717	0,088068	434,5685	0,053701
	2	2300	543,6351	816,7851	0,101921	546,0815	0,200442
	3	2300	1100	1373,15	0,171345	1104,95	0,722266
	4t	100	287,4748	560,6248	1,608993	288,7685	0,722266
	4	100	328,1011	601,2511	1,725591	329,5776	0,792542
26	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	2600	457,7812	730,9312	0,080684	459,8412	0,053701
	2	2600	575,4826	848,6326	0,093676	578,0722	0,203679
	3	2600	1100	1373,15	0,151575	1104,95	0,687081
	4t	100	268,1775	541,3275	1,55361	269,3843	0,687081
	4	100	309,7686	582,9186	1,672976	311,1626	0,761438
29	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	2900	480,9444	754,0944	0,074629	483,1087	0,053701
	2	2900	604,8031	877,9531	0,086887	607,5247	0,206461
	3	2900	1100	1373,15	0,135895	1104,95	0,655743
	4t	100	251,5498	524,6998	1,505888	252,6817	0,655743
	4	100	293,9723	567,1223	1,627641	295,2952	0,733841
32	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	3200	502,4539	775,6039	0,069562	504,7149	0,053701
	2	3200	632,0302	905,1802	0,081183	634,8744	0,208888
	3	3200	1100	1373,15	0,123154	1104,95	0,627492
	4t	100	236,9985	510,1485	1,464126	238,065	0,627492
	4	100	280,1486	553,2986	1,587967	281,4093	0,709053
35	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	3500	522,5674	795,7174	0,065249	524,919	0,053701
	2	3500	657,4904	930,6404	0,076313	660,4491	0,211034
	3	3500	1100	1373,15	0,112598	1104,95	0,601774
	4t	100	224,1034	497,2534	1,427117	225,1118	0,601774
	4	100	267,8982	541,0482	1,552808	269,1037	0,686563
38	1	100	15	288,15	0,826991	15,0675	0,053701
	2t	3800	541,4845	814,6345	0,061526	543,9212	0,053701
	2	3800	681,4361	954,5861	0,072096	684,5025	0,212952
	3	3800	1100	1373,15	0,103709	1104,95	0,578173
	4t	100	212,5564	485,7064	1,393977	213,5129	0,578173
	4	100	256,9286	530,0786	1,521325	258,0847	0,665988

2. Определение характеристик цикла

Теоретическая и действительная работы расширения 1кг газа:

;

;

Теоретическая и действительная работы сжатия 1кг газа:

;

;

Теоретическая и действительная удельные работы циклов (без учета расхода топлив):



;

;

Подведенная удельная теплота в цикле:

;

;

Коэффициент, учитывающий уменьшение подводимой теплоты по сравнению с теоретическим циклом:

;

Удельная работа сжатия теоретического цикла:

Термический КПД цикла:



;

Абсолютный внутренний КПД цикла:

.

Аналогично проведем расчеты для различных степеней повышения давления у. Результаты занесем в таблицу 2.9

Таблица 2.9 Значения при различных степенях повышения давления

Степень повышения давления у	ш	ц	lц	зt	зi
2	0,983585	0,061753	155,1756	0,179657	0,153694
5	0,951225	0,183486	269,109	0,3686	0,307205
8	0,926985	0,274676	289,6774	0,447939	0,365479
11	0,905967	0,353744	289,3741	0,495949	0,396738
14	0,886677	0,426309	281,5012	0,529509	0,415479
17	0,868428	0,49496	270,3509	0,554897	0,427015
20	0,850836	0,561141	257,6914	0,575091	0,433827
23	0,833657	0,625765	244,3585	0,591724	0,437238
26	0,816727	0,689455	230,7827	0,605777	0,438019
29	0,799923	0,75267	217,1977	0,617886	0,436644
32	0,783153	0,815759	203,7339	0,628483	0,433407
35	0,76634	0,879007	190,4646	0,637874	0,428491
38	0,749422	0,94265	177,4302	0,646283	0,422003

Из графиков видно, что максимальная работа цикла l_ц достигает при степени повышения давления у = 8. Абсолютный внутренний КПД цикла з_i становится максимальным при у = 26.

Задание №3

Парогазовая установка (ПГУ) бинарного типа работает по следующей схеме (рис. 3.1): воздух с давлением p₁ и температурой t₁ сжимается в компрессоре (К) и подается в камеру сгорания (КС), в которую поступает соответствующее количество топлива. Образовавшиеся продукты сгорания с температурой t₃ направляются из КС в газовую турбину (ГТ). Расширяясь в турбине и производя работу, продукты сгорания понижают свою температуру и затем направляются в котел-утилизатор (КУ). Из КУ в паровую турбину (ПТ) поступает пар с давлением p_1п и температурой t_1п. Давление пара в конденсаторе (К) - p_2п. Конденсат отработавшего пара при давлении p_2п и температуре насыщения подается питательным насосом (ПН) обратно в КУ.

Рабочее тело газовой части считать идеальным газом с термодинамическими свойствами воздуха (с_p=1,0045 кДж/(кг•К); k=1,40; R=0,287 кДж/(кг•К)). Механический КПД генератора принять равным з_мг=0,98

Рис. 3.1 Принципиальная схема парогазовой установки

Задание:

1. Для всех характерных точек установки определить параметры : давление p; температуру t; удельный объем н; удельные энтальпию h и энтропию s; степень сухости х; полный расход рабочего тела.

2. Определить теоретический и действительный относительные расходы пара в КУ, а также действительные мощности ГТУ, ПТУ, ПГУ.

3. Рассчитать термический и абсолютный внутренний КПД цикла ПГУ, а также отдельно циклов ГТУ и ПТУ.

4. Полученные значения КПД сравнить и сделать выводы.

5. Изобразить термодинамический цикл бинарной ПГУ в T-s - координатах.

Решение задания № 3

Таблица 3.1 Исходные данные для расчета

№ варианта	Газовая часть	Паровая часть
	p1, МПа	°C	t3,°С	t5,°С	у,-	згт,-	зк,-	G,кг/с	р1п,МПа	t1п,°С	р2п,МПа	зпт,-	зн,-
22	0,12	15	1500	50	10	0,88	0,82	45	12	580	0,012	0,91	0,74

1. Расчет газовой части

Точка 1: по заданным давлению p₁ и температуре t₁ находим удельный объем, энтальпию и энтропию:

p ₁ = 0,12 МПа; t₁ = 15 ⁰C;

;

(кДж/кг);

(кДж/(кг•К)).

Таблица 3.2 Параметры в точке 1

p1 ,МПа	t1 ,0C	н1 ,м3/кг	h1 ,кДж/кг	s1 ,кДж/(кг•К)	x1 ,-
0,12	15	0,689159	15,0675	0,001374	-

Точка 2t: по заданной степени повышения давления у и энтропии s_2t=s₁ находим давление, удельный объем и энтальпию:

s_2t = 0,001374 (кДж/(кг•К))

;

⁰C;

;

(кДж/(кг•К))

Таблица 3.3 Параметры в точке 2_t

p2t ,МПа	t2t ,0C	н2t ,м3/кг	h2t ,кДж/кг	s2t ,кДж/(кг•К)	x2t ,-
1,2	283,1623	0,133051	284,4365	0,001374	-

Точка 2 : по давлению p₂ = p_2t и внутреннему относительному КПД з_к процесса сжатия находим температуру, энтропию, удельный объем и энтальпию:

p₂ = 1,2 МПа;

;

;

;

(кДж/(кг•К))

Таблица 3.4 Параметры в точке 2

p2 ,МПа	t2 ,0C	н2 ,м3/кг	h2 ,кДж/кг	s2 ,кДж/(кг•К)	x2 ,-
1,2	342,0271	0,14713	343,5663	0,102407	-

Точка 3: по давлению p₃ = p₂ и температуре t₃ находим энтропию, удельный объем, и энтальпию:

p₃ = 1,2 МПа; t₃ = 1500 ⁰C;

(кДж/(кг•К))



;

.

Таблица 3.5 Параметры в точке 3

p3 ,МПа	t3 ,0C	н3 ,м3/кг	h3 ,кДж/кг	s3 ,кДж/(кг•К)	x3 ,-
1,2	1500	0,424078	1506,75	1,165774	-

Точка 4_t: по давлению p_4t = p₁ и энтропии s_4t = s₃ находим температуру, удельный объем и энтальпию

p_4t = 0,12 МПа; s_4t = 1,165774 кДж/(кг•К);

;

;

Таблица 3.6 Параметры в точке 4_t

p4t ,МПа	t4t ,0C	н4t ,м3/кг	h4t ,кДж/кг	s4t ,кДж/(кг•К)	x4t ,-
0,12	645,2788	2,196575	648,1825	1,165774	-

Точка 4: по давлению p₄ = p_4t и внутреннему относительному КПД з_гт процесса расширения находим температуру, энтропию, удельный объем и энтальпию:

p₄ = 0,12 МПа;

;

(кДж/кг);

(кДж/(кг•К));

Таблица 3.7 Параметры в точке 4

p4 ,МПа	t4 ,0C	н4 ,м3/кг	h4 ,кДж/кг	s4 ,кДж/(кг•К)	x4t ,-
0,12	747,8453	2,44188	751,2106	1,272119	-

Точка 5: по давлению p₅ = p₄ и температуре t₅ находим энтальпию, удельный объем и энтропию:

p₅ = 0,12 МПа; t₅= 50 ⁰C;

;

(кДж/(кг•К)).

Таблица 3.8 Параметры в точке 5

p5 ,МПа	t5 ,0C	н5 ,м3/кг	h5 ,кДж/кг	s5 ,кДж/(кг•К)	x4t ,-
0,12	50	0,772867	50,225	0,116526	-

Теоретическая и действительная удельные работы расширения газовой части

(кДж/кг);

(кДж/кг);

Теоретическая и действительная удельные работы сжатия газовой части

(кДж/кг);

(кДж/кг);

Теоретическая и действительная удельные работы газовой части парогазового цикла:

(кДж/кг);

(кДж/кг);

Подведенная теплота в газовой части парогазового цикла:

(кДж/кг);

(кДж/кг);

Термический КПД газовой части парогазового цикла

Абсолютный внутренний КПД газовой части парогазового цикла:

2. Расчет паровой части

Точку 1_п определяем по заданным давлению p_1п =12 МПа и температуре

t_1п = 580 ⁰C с использованием h-s диаграммы.

Таблица 3.9 Параметры в точке 1_п

p1п ,МПа	t1п ,0C	н1п ,м3/кг	h1п ,кДж/кг	s1п ,кДж/(кг•К)	x1п ,-
12	580	0,03068	3556,7	6,7451	-



Точку 2_пt определяем по заданному конечному давлению p_2п и энтропии s_2nt=s₁ c использованием h-s диаграммы.

Таблица 3.11 Параметры в точке 2_пt

p2пt ,МПа	t2пt ,0C	н2пt ,м3/кг	h2пt ,кДж/кг	s2пt ,кДж/(кг•К)	x2пt ,-
0,012	49,45	10,1	2158	6,7451	0,817

Точку 2_п определяем с помощью расчета действительного процесса расширения пара в паровой турбине:

h_2п (кДж/кг)

По найденной h_2п и известному p_2п определим все остальные параметры точки 2_п с использованием h-s диаграммы.

Таблица 3.12 Параметры в точке 2_п

p2п ,МПа	t2п ,0C	н2п ,м3/кг	h2п ,кДж/кг	s2п ,кДж/(кг•К)	x2п ,-
0,012	49,45	10,77	2283,88	7,135	0,873

Параметры точек 3_п, 4_пt, 4_п определим с помощью таблиц термодинамических свойств воды и водяного пара. Точку 3_п определяем по давлению p_3п = p_2п как жидкость, находящаяся в состоянии насыщения.

Таблица 3.13 Параметры в точке 3_п

p3п ,МПа	t3п ,0C	н3п ,м3/кг	h3п ,кДж/кг	s3п ,кДж/(кг•К)	x3п ,-
0,012	49,45	0,0010119	206,94	0,6963	0

Точку 4_пt определим по давлению p_4пt = p_1п и энтропии s_4пt=s_3п..

Таблица 3.14 Параметры в точке 4_пt

p4пt ,МПа	t4пt ,0C	н4пt ,м3/кг	h4пt ,кДж/кг	s4пt ,кДж/(кг•К)	x4пt ,-
12	49,88	0,001007	218,94	0,6963	-

Из расчета действительного процесса сжатия воды в питательном насосе определим энтальпию точки 4_п :

h_4п= 206,94+(218,94-206,94)/0,74=223,16 (кДж/кг)

По энтальпии h_4п и давлению p_4п = p_4пt определим все остальные параметры точки 4п.

Таблица 3.15 Параметры в точке 4_п

p4п ,МПа	t4п ,0C	н4п ,м3/кг	h4п ,кДж/кг	s4п ,кДж/(кг•К)	x4п ,-
12	50,86	0,0010072	223,16	0,7088	-

Работа расширения 1кг пара паровой части парогазового цикла:

(кДж/кг);

(кДж/кг);

Работа сжатия 1кг воды паровой части парогазового цикла:

(кДж/кг)



(кДж/кг);

Удельная работа паровой части парогазового цикла:

(кДж/кг);

(кДж/кг);

Подведенная удельная теплота в паровой части парогазового цикла:

(кДж/кг);

(кДж/кг);

Термический КПД паровой части парогазового цикла:

Абсолютный внутренний КПД паровой части парогазового цикла



Теоретические и действительные расходы пара находятся из теплового баланса котла-утилизатора:

Действительные электрические мощности газовой и паровой частей:

(МВт);

(МВт);

Таблица 3.16 Параметры в характерных точках цикла

Часть установки	Характерная точка установки	p	t	н	h	s	x
		МПа	0С	м3/кг	кДж/кг	кДж/(кг•К)	-
Газоваячасть	1	0,12	15	0,689159	15,0675	0,001374	-
	2t	1,2	283,1623	0,133051	284,4365	0,001374	-
	2	1,2	342,0271	0,14713	343,5663	0,102407	-
	3	1,2	1500	0,424078	1506,75	1,165774	-
	4t	0,12	645,2788	2,196575	648,1825	1,165774	-
	4	0,12	747,8453	2,44188	751,2106	1,272119	-
	5	0,12	50	0,772867	50,225	0,116526	-
Паровая часть	1п	12	580	0,03068	3556,7	6,7451	-
	2пt	0,012	49,45	10,1	2158	6,7451	0,818
	2п	0,012	49,45	10,77	2283,88	7,135	0,873
	3п	0,012	49,45	0,0010119	206,94	0,6963	0
	4пt	12	49,88	0,001007	218,94	0,6963	-
	4п	12	50,86	0,0010072	223,16	0,7088	-

Действительная мощность парогазовой установки:

(МВт);

Термический КПД парогазового цикла:

Абсолютный внутренний КПД парогазового цикла:



Таблица 3.17 - Характеристики парогазовой установки

Величина	Размерность	Газовая часть ПГУ	Паровая часть ПГУ	ПГУ в целом
Действительная электрическая мощность, Nэ	МВт	18,832	11,653	30,485
Термический КПД цикла, зt	%	48,2035	41,5458	68,5279
Абсолютный внутренний КПД цикла, зi	%	36,7131	37,6957	59,4298

Вывод: Комбинирование газового и парового циклов дает увеличение внутреннего абсолютного КПД, по сравнению с их работой отдельно друг от друга, также можно отметить, что действительная электрическая мощность газовой части больше чем паровой части.



Литература

1. А.Б. Дубинин, В.Н. Осипов. Термодинамика: методические указания к выполнению расчетно-графической работы, Саратов, СГТУ, 2006 г.

2. Техническая термодинамика / под ред. В. И. Крутова - М.: Высшая школа, 1991.

3. Андрющенко А. И. Основы технической термодинамики реальных процессов / А. И. Андрющенко - М.: Высшая школа, 1975.

4. Ривкин С. Л. Термодинамические свойства воды и водяного пара / С. Л. Ривкин, А. А. Александров - М.: Энергоатомиздат, 1984.Андрющенко

5. А. И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А. И. Андрющенко - М.: Высшая школа, 1985.

6. Конспект лекций по термодинамике.

Размещено на Allbest.ru