Расчет схемы комбинированной парогазовой установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра АТиТ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

по дисциплине «Комбинированные парогазовые установки»

РАСЧЕТ СХЕМЫ КОМБИНИРОВАННОЙ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ

Группа ТЭС-501

Студент ________________ Кутлубаева О.А.

Консультант ____________ Искаков К.М.

Принял ________________ Искаков К.М

Содержание

Аннотация

Введение

1. Принципиальная схема и основные энергетические характеристики базовой паротурбинной установки

2. Термодинамический расчет базовой ГТУ при и

3. Аналитический расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки

3.1 ГТУ с ПСВ, когда теплота уходящих газов ГТУ идет на нагревание воды в сетевом подогревателе ( ГТУ - ТЭЦ)

3.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания в паровом котле-утилизаторе комбинированной енергоустановки

3.3 Схема КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла без дожигания топлива

3.4 Схема комбинированной ПГУ с дожиганием продуктов сгорания в топке парового котла

4. Сопоставительный анализ вариантов тепловых схем по показателям тепловой экономичности

Вывод

Список литературы

Приложение

Аннотация

паротурбинный энергетический установка

В данной курсовой работе был произведен выбор тепловой схемы комбинированной парогазовой установки (КПГУ). При этом паровой контур ПТУ на базе турбины типа ПТ-135-130 надстраивается газовым контуром ГТУ - 25 ПЭР. Расчет схемы комбинированной парогазовой установки производился на режиме, соответствующем номинальному для базовой установки (ПТУ), т.е. при температуре наружного воздуха равной -150С.

Для выбора тепловой схемы КПГУ предлагается предварительно последовательно рассчитать следующие схемы:

1. КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла без дожигания топлива: при этом генерация пара в котле - утилизаторе осуществляется только за счет теплоты выхлопных газов;

2. КПГУ с дожиганием топлива: для выработки пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая сжиганием дополнительного количества топлива в камере дожигания котла - утилизатора;

3. КПГУ с дожиганием топлива и дутьем воздуха, когда вместе с дополнительным топливом в котел - утилизатор поступает дополнительное количество воздуха.

Главным критерием выбора схемы КПГУ служит теплопроизводительность котла - утилизатора, которая должна быть равной потребной.

В результате была выбрана схема работы КПГУ с дожиганием топлива, которая обеспечивала параметры пара, необходимые для нормальной работы турбины Т-250-240. При этом были получены следующие основные энергетические характеристики КПГУ:

электрическая мощность КПГУ ;

полный расход условного топлива на КПГУ ;

удельный расход условного топлива на КПГУ ;

электрический КПД КПГУ ;

В качестве еще одного варианта утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ была рассмотрена схема ГТУ - ТЭЦ. Расчет схемы производился при ТН=-15 0С и . После расчета такой схемы получили следующие параметры:

количество теплоты для теплофикации Q тф =34,085;

удельный расход топлива Се тф = 0.099;

КПД теплофикации кпд е тф= 0.727;

КПД установки ГТУ - ТЭЦ кпд тэц = 0.8479.

Введение

Курсовой проект посвящен расчету тепловой схемы комбинированных парогазовых установок. Такая тематика очень актуальна в настоящее время, так как применение комбинированных парогазовых установок (КПГУ) в энергетике является перспективным. Опыт развития мировой энергетики показывает, что радикальное улучшение основных характеристик паротурбинных установок тепловых электростанций возможно путем их реконструкции по парогазовому циклу с подачей выхлопных газов ГТУ в топки реконструированных котлов.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 540-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода (в ГТУ) и низкотемпературного отвода тепла (в конденсаторе паровой турбины). Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%.

Привлекательными особенностями ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность. С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.

1. Принципиальная схема и основные энергетические характеристики базовой паротурбинной установки

Принципиальная тепловая схема (ПрТС) современной паротурбинной электростанции представляет собой схему, характеризующую преобразования тепла в электрическую энергию, а также снабжение ими потребителей со стороны.

ПрТС - показывает только основные потоки рабочего тела. Однотипное или одинаковое оборудование на схеме условно изображают в виде одного агрегата, а резервное оборудование и арматуру не показывают. Составление принципиальной тепловой схемы является важнейшим этапом при разработке проекта электростанции. От правильного выбора всех элементов оборудования, который производят в процессе разработки тепловой схемы электростанции, зависят надежность и экономичность ее работы.

В настоящей работе представлена принципиальная тепловая схема промышленно - отопительной ТЭЦ на базе турбоустановки ПТ-135-130 (рис.1.1.) номинальной мощностью 135 МВт, с параметрами свежего пара 12,75 МПа, 565 єС. Максимальная мощность турбины 165 МВт.

Таблица 1.1. Основные параметры тепловой схемы ТЭЦ при

Параметр	Обозначение	Значение	Размерность
Полный расход теплоты на турбоустановку		521,89	МВт
		1878,8	ГДж/ч
Расход теплоты на отопление (по турбоустановке)		133,166	МВт
		478,99	ГДж/ч
Расход теплоты на производственные потребители		361,184	МВт
		1299,17	ГДж/ч
Общий расход теплоты на внешних потребителей		361,184	МВт
		1299,17	ГДж/ч
Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии		156,25	МВт
		562,5	ГДж/ч
КПД по производству электроэнергии		0,8722	-
Удельный расход теплоты на производство электроэнергии		1,1463	-
Тепловая нагрузка парогенераторной установки		534,293	мВт
		1923,45	ГДж/ч
Коэффициент полезного действия трубопроводов		0,976	-
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии		0,786	-
КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление		0,894	-
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии		156,36
Удельный расход условного топлива по производству и отпуску тепловой энергии для турбоустановки		34,118
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по пиковому водогрейному котлу		3,27
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии по станции		37,388
Расход теплоты топлива на станцию		663,73	мВт
		2389,42	ГДж/ч
КПД ТЭЦ "брутто"		0,859	-
Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ		1,1641	-
Затраты на собственные нужды станции		0,03	-
КПД ТЭЦ "нетто"		0,833	-
Удельный расход условного топлива "нетто"		40,96
Электрическая мощность турбоагрегата		141,599	мВт
Расход условного топлива на производство и отпуск теплоты на станцию		12,169	кг/с
Полный расход условного топлива на станцию		19,450	кг/с
Расход условного топлива по станции на выработку электроэнергии		7,282	кг/с



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1.1.Принципиальная тепловая схема промышленно - отопительной ТЭЦ на базе турбоустановки ПТ-135-130

2. Термодинамический расчет базовой ГТУ при и

Таблица 2.1. Основные параметры расчет базовой ГТУ при и

Мощность на выходном валу	Ne	31200
Удельная мощность	NeУД	348
Удельный расход топлива	Сe	0,178
Эффективный КПД		0,405
Удельный расход тепла	QУД	8800
Мощность свободной турбины	NCT	31268,27	кВт
Коэффициент полезной работы		0,6365
Температура газа за свободной турбиной		740	К
Расход газа за свободной турбиной		78,83
Расход топлива в камере сгорания		1,51

3. Аналитический расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки

Аналитический расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки предполагает выбор тепловой схемы КПГУ, а также сравнение выбранной тепловой схемы с точки зрения экономичности с другими схемами (например, с раздельно работающими ПТУ и ГТУ и др.). При этом основным критерием выбора той или иной схемы совместной работы ГТУ ГТП - 25АЛ и ПТУ на базе турбины ПТ-135-130 является обеспечение паропроизводительности и параметров свежего пара перед турбиной, необходимых для нормальной работы ПТУ.

В рамках этой курсовой работы предлагается последовательно рассмотреть следующие варианты комбинированной энергетической установки:

1. ГТУ с ПСВ, когда теплота уходящих газов ГТУ идет на нагревание воды в сетевом подогревателе ( ГТУ - ТЭЦ);

2. ГПТУ без дожигания топлива, когда теплота уходящих газов ГТУ поступает в котел-утилизатор, где используется для выработки пара, который потом срабатывается на паровой турбине;

3. комбинированную ПГУ с дожиганием топлива, когда для выработки пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая сжиганием дополнительного количества топлива в камере дожигания котла-утилизатора;

4. схема КПГУ с дожиганием продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла и подводом дополнительного топлива и воздуха.

3.1 ГТУ с ПСВ, когда теплота уходящих газов ГТУ идет на нагревание воды в сетевом подогревателе ( ГТУ - ТЭЦ)

В данном варианте для утилизации части теплоты, уходящей с выхлопными газами ГТУ, предусматривается установление подогревателя сетевой воды, в котором вода нагревается выхлопными газами ГТУ. Схема ГТУ с ПСВ приведена на рисунке 3.3.1.

Рисунок 3.1.1. Схема ГТУ с ПСВ

Расчет ГТУ с ПСВ произведен на ЭВМ, программа PSV.exe, файл исходных данных PSV.dat. ПСВ рассчитывался как нижний сетевой подогреватель. В качестве исходных данных использовались данные расчета эксплуатационных характеристик ГТУ[2], характеристики используемого топлива и параметры воды на входе в ПСВ, определенные по графику тепловых нагрузок при ТНАР=-5 0С.

При использовании в блоке с паротурбинным контуром ГТУ, когда теплота уходящих газов ГТУ идет на нагревание воды в сетевом подогревателе, может обеспечить только часть потребной теплоты.

Распечатка результатов расчета приведена в таблице 3.1.1.

Таблица 3.3.1. Результаты расчет ГТУ с ПСВ

3.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания в паровом котле-утилизаторе комбинированной енергоустановки

Зависимости энтальпии воздуха и условной энтальпии топлива , отсчитанной от базовой температуры Т0=0 К аппроксимированы для диапазона температур Т=250...1800 К с максимальной погрешностью полиномами 5-й степени вида

Значения коэффициентов полиномов приведены в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1. Значения коэффициентов полиномов

Коэффициент полинома	Воздух	Топливо
		Прир.газ	Реакт.топл.	Диз.топл	Газотурб.	Моторное	Мазут
а0	-3,249	6,4795	14,9222	17,736	17,7364	17,5974	18,4484
а1	1041,03	1905,3201	967,9242	655,46	655,459	667,6335	560,0989
а2	-181,506	1780,1695	2190,8209	2327,705	2327,705	2312,744	2321,343
а3	325,642	-897,7537	-1322,1012	-1463,55	-1463,55	-1451,36	-1473,31
а4	-165,149	445,9016	579,8299	624,473	624,4726	619,6413	622,6376
а5	29,43	-92,8715	-107,4772	-112,35	-112,346	-111,575	-110,926

Под условной энтальпией топлива nT* здесь понимается разность между энтальпией «чистых» продуктов полного сгорания топлива и энтальпией прореагировавшего кислорода (энтальпия окислов серы приближенно принимается равной энтальпии диоксида углерода).

Использование термодинамической функции nT позволяет процесс горения топливно - воздушной смеси в камере сгорания (в топке котла) условно представить как процесс смешения двух газов: воздуха и газа «топливо» с подводом теплоты, а полную энтальпию продуктов горения полагать равной сумме энтальпий воздуха и газа «топливо»:

Показатели углеводородных топлив сведены в таблицу 3.1.2.

Таблица 3.2.2. Показатели углеводородных топлив

Показатель	Тип топлива
	Прир.газ	Реакт.топл.	Диз.топл	Газотурб.	Моторное	Мазут
1. Содержание, (массовые доли)
-углерода, g (C)	0,76	0,85	0,88	0,87	0,865	0,845
-водорода, g(H)	0,24	0,15	0,12	0,12	0,12	0,105
-воды, g(W)					0,005	0,025
-серы, g(S)				0,01	0,01	0,025
2. Низшая теплота сгорания QPH, кДж/кг	50000	43000	42000	41500	41500	40000
3.Стехиометрический коэффициент L0	17,011494	14,942529	14,252874	14,19181	14,13434	13,46803
4.Коэффициент полноты выделения теплоты ?Г	0,992	0,98	0,98	0,98	0,98	0,97

Стехиометрический коэффициент L0, представляющий собой массу воздуха (кг), необходимого для полного сгорания 1 кг топлива, вычисляется по формуле

.

Здесь:

· 8 кг - масса кислорода, необходимого для окисления 1 кг водорода;

· 8/3 кг - масса кослорода, необходимого для окисления 1 кг углерода.

· 0,232 - массовая доля кислорода в воздухе

При окислении 1 кг серы с образованием сернистого ангидирда SO2 необходимо затратить 1 кг кислорода, с образованием серного ангидрида SO3 - 1,5 кг кислорода, в среднем - 1,25 кг.

Таблица 3.2.3. Расчет энтальпий воздуха и продуктов горения топлива

№ члена полинома	СРТН	СРТВ	СРТКУ	СРТУХ	nTКУ	nTУХ
	Воздух	Топливо
0	-3,249	-3,249	-3,249	-3,249	6,4795	6,4795
1	279,15327	562,15836	2485,8013	440,51354	4549,561	806,2362
2	-13,05108	-52,92715	-1034,8895	-32,499724	10149,96	318,7499
3	6,2787591	51,276892	4433,4816	24,673085	-12222,5	-68,0206
4	-0,853861	-14,04271	-5368,8583	-5,294846	14495,89	14,29606
5	0,0408018	1,3513227	2284,5347	0,3992657	-7209,25	-1,25995
Теплосо- держание	268,31888	544,56771	2796,8208	424,54232	9770,101	1076,481

Температуры для расчета парогенератора ПТУ

ТН	ТВ	ТКУ	ТУХ
258	540	2387,8195	273

Расчет парогенератора базовой ПТУ необходим для оценки потребного количества теплоты, необходимого для генерации заданного расхода пара с заданными параметрами на паротурбинный контур с учетом затрат теплоты на подогрев воздуха в калорифере (регенеративном воздухоподогревателе).

Тепловая схема парогенератора ПТУ показана на рисунке 3.2.1.

Рисунок 3.2.1. Условная тепловая схема котельной установки (парогенератора) ПТУ: 1- воздухоподогреватель, 2- топка, 3- парогенератор.

Таблица 3.2.4. Исходные данные

Тип топлива		Газ
Низшая теплота сгорания топлива	QРН	50000	кДж/кг
Стехиометрический коэффициент		17,01149425
Коэффициент полноты сгорания		0,995
Относительное теплосодержание топлива		0,005
Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя	ТВ	540	К
Коэффициент избытка воздуха в топке парогенератора		1,05
Расход теплоты топлива на станцию (на генерацию пара) - без учета включения ПВК	QТЭЦ=QПГ/?ПГ	663730	кВт
Температура уходящих газов	ТУХ	423	К
Температура наружного воздуха		258	К
КПД воздухоподогревателя		0,98

1. Тепловой баланс в топке котла:

.

Поделив на GB, получим:

Совместное решение уравнений (3.1) и (3.2) дает: ;

Зададимся температурой в топке котла : T'КУ=2387,82К-8,9578E-08

Получим: ТКУ=2387,82К.

2. Относительный расход теплоты в воздухоподогревателе

Подставив известные значения, получим: .

3. Суммарная теплопроизводительность парогенератора



После деления на , получим: , отсюда

.

.

4. Количество теплоты на подогрев воздуха

.

5. Расход воздуха

6. Расход топлива

;

.

7. Расход условного топлива

;

.

Результаты расчета парогенератора сведены в таблицу 3.1.5.

Таблица 3.2.5. Результаты расчета парогенератора

1	Температура в топке котла	TКУ	2387,82	К
			2114,67	0С
2	Относительный расход теплоты топлива на подогрев воздуха		0,096806
3	Суммарная теплопроизводительность парогенератора		727983,2	кВт
4	Количество теплоты на подогрев воздуха		64253,24	кВт
5	Расход воздуха	GB	254,6298	кг/с
6	Расход топлива	GT	14,25534	кг/с
			51,31921	т/час
7	Расход условного топлива	BУ	24,320	кг ут/с
			87,55154	т ут/ч

3.3 Схема КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла без дожигания топлива

Выхлопные газы ГТУ имеют высокую температуру (Тг = 778,3 К), позволяющую утилизировать их в парогенераторе с целью получения пара.

Связующим элементом в КПГУ такого типа является котел-утилизатор (КУ), куда сбрасываются отработанные газы после ГТУ и передают теплоту пароводяному телу, т.е. происходит генерация пара, после КУ газы сбрасываются в атмосферу.

Генерация пара в установке с КУ обеспечивается за счет сбросной теплоты газовой турбины в T-s координатах - площадь 5'-5-4-3'-5' = Qут. Установка такого типа отличается относительно небольшим расходом пара, так как количество теплоты для генерации пара оказывается ограниченным.

На рисунке 3.3.1. представлена схема комбинированной ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку парового котла-утилизатора (КУ) без дожигания.



Рисунок 3.3.1. - Схема КПГУ без дожигания топлива,

где К - компрессор, КС - камера сгорания ГТУ, ГТ - газовая турбина,

КУ - котел-утилизатор, ПТ - паровая турбина.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.3.2 Идеальный цикл КПГУ без дожигания топлива

Для возможности оценки согласованной работы ГТУ и ПТУ необходим их расчет на одном и том же режиме нагрузки, т.е. при одинаковых атмосферных условиях. Для нас таковыми являются температура окружающей среды tн=-150С и атмосферное давление Рн=0,1013 МПа.

3.4 Схема комбинированной ПГУ с дожиганием продуктов сгорания в топке парового котла

Схема КПГУ с дожиганием топлива представлена на рисунке 3.4.1. В данном варианте цикл организован тем же образом, что и в пункте 3.3, но в паровом котле предусмотрена встроенная камера дожигания, куда подводится дополнительное топливо. В Т - s координатах (рисунок 3.4.2) количество переданной теплоты в паровой контур будет эквивалентно площади: 5'-5-4д-4'д-5') .

Рисунок 3.4.1 Схема комбинированной ПГУ с дожиганием топлива

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.4.2 Идеальный цикл комбинированной ПГУ с дожиганием топлива

Варьируя коэффициентом избытка воздуха пг в парогенераторе, можно добиться получения потребного количества теплоты Qпг для паротурбинного контура. Недостатком установки такого типа является то, что существует ограничение по минимальному значению пг = 1,05 а следовательно и по значению Qпг.

Таблица 3.4.4. Топливо

Топливо	Вид
Основное	Природный газ
Дополнит-ое	Природный газ

Расчет энтальпий воздуха и продуктов горения топлива

№полинома	СРТ*Т	СРТКУ	СРТУХ	nTТо	nTКУо	nTУХо	nTКУ.ДОП
0	-3,249	-3,249	-3,249	6,4795	6,4795	6,4795	6,4795
1	770,36516	2298,2474	440,51354	1409,9369	4206,296	806,236	4206,296
2	-99,39269	-884,6159	-32,499724	974,82082	8676,111	318,75	8676,111
3	131,95795	3503,7736	24,673085	-363,79135	-9659,46	-68,021	-9659,46
4	-49,52253	-3922,866	-5,294846	133,71062	10591,72	14,2961	10591,72
5	6,5305365	1543,2974	0,3992657	-20,608247	-4870,14	-1,26	-4870,14
Теплосодерж.	756,68943	2534,5878	424,54232	2140,5482	8951,004	1076,48	8951,004

Температуры КУ с дожиганием топлива

Т*Т	ТКУ	ТУХ
740	2387,82	373

Условная тепловая схема ГТУ с котлом - утилизатором и дожиганием топлива показана на рисунке 3.4.3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.3.4.3. Условная тепловая схема комбинированной ГТУ с котлом-утилизатором с дожиганием топлива: ГГ- газогенератор, СТ- свободная турбина, КУ- котел-утилизатор.

Таблица 3.4.5. Исходные данные

Тип основного топлива (топливо в ГТУ)		Прир.газ
Стехиометрический коэф. основного топлива	L0о	17,0114943
Низшая теплота сгорания	QРН о	50000	кДж/кг
Тип дополнительного топлива (в КУ)		Прир.газ
Стехиометрический коэффициент дополнительного топлива	L0.ДОП	17,0114943
Низшая теплота сгорания дополнительного топлива	QРН ДОП	50000	кДж/кг
Относительное теплосодержание дополнительного топлива		0,005
Коэффициент полноты сгорания дополнительного топлива		0,995
Расход основного топлива	GT.o	1	кг/с
Температура на выходе из ГТУ	T*T =T*C	740	К
Расход газа на выходе из ГТУ	GC	87,18	кг/с
Коэффициент избытка воздуха в топке КУ (минимальный)		1,05
Температура уходящих газов	TУХ	423,15	К
Температура наружного воздуха	TН	258	К
Расход воздуха в ГТУ при ТН	GВ	92	кг/с
Коэф. избытка воздуха в ГТУ		5,40810811
Относительный расход основного топлива		0,01086957
Потребная теплопроизводительность парогенератора ПТУ		663730	кВт
Эффективная мощность ГТУ		31200	кВт
Электрическая мощность ПТУ		135000	кВт
Общий расход теплоты на внешних потребителей	QТП	361184	кВт

1. Тепловой баланс в топке

,

.

Поделив на GB, получим:

,

; .

.

Коэффициент избытка воздуха в топке КУ:

;

Совместное решение уравнений (3.3) и (3.4) дает: .

Задаемся температурой в топке котла - утилизатора :

Т*КУ=2207,6 К-8,352E-07

Откуда: .

2. Расход дополнительного топлива в топку котла - утилизатора:

;

3. Тепловая нагрузка (теплопроизводительность) котла - утилизатора:

.

Таким образом, получаем: .

Как видно из результатов расчета КПГУ, теплопроизводительность котла - утилизатора , что не обеспечивает потребное количество теплоты, равное .

Таблица 3.4.6. Результаты расчета КПГУ с дожиганием топлива

Температура в топке котла	T*КУ	2207,65839	К
		1934,50839	0С
Теплопроизводительность КУ	QКУ	234682,539	кВт
Расход дополнительного топлива в топку котла	GT.ДОП	4,15057915	кг/с
		14,9420849	т/час
Расход условного топлива в топку котла (дополнительного)	ВКУУ.доп	7,08072461	кг/с
		25,4906086	т/час
Расход условного топлива в газотурбинной установке (основного)	ВГТУУо	1,70596063	кг/с
		6,14145826	т/час
Полный расход условного топлива на комбинированную установку "КУ с дожиганием"	ВГПТУУ	8,78668523	кг/с
		31,6320668	т/час

3.5 Энергетические характеристики КПГУ с дожиганием топлива

Таблица 3.5.1 Исходные данные для расчет удельных параметров КПГУ

Электрическая мощность газотурбинной установки	NЭГТУ	Значение из климатических характеристик ГТУ	31,2	МВт
Электрическая мощность паротурбинной установки	NЭПТУ	Значение берется из курсовой работы по ТЭС АЭС	135	МВт
Удельный расход условного топлива в паротурбинном контуре на выработку электроэнергии	вЭПТУ	Значение берется из курсовой работы по ТЭС АЭС	156,36	г/(кВтч)
Общий расход теплоты на внешних тепловых потребителей	QТ.П	Значение берется из курсовой работы по ТЭС АЭС	361,184	МВт
Расход теплоты топлива на выработку электроэнергии в паротурбинном контуре	QЭПТУ	Значение берется из курсовой работы по ТЭС АЭС	156,25	МВт
Теплота сгорания условного топлива			29308	кДж/кг

4. Сопоставительный анализ вариантов тепловых схем по показателям тепловой экономичности

А. Сравнение раздельно работающих ГТУ 25 ПЭР и ПТУ ПТ-135-130 с КПГУ

Сравнение проводится для КПТУ, работающей по подобранной выше схеме КПГУ с дожиганием топлива и дополнительным подводом воздуха в топку (дутьем).

Рассчитаем некоторые энергетические показатели для раздельно работающих ГТУ и ПТУ.

а) Электрическая мощность:

.

б) Расход условного топлива:

,

где

· расход условного топлива на ГТУ:

;

;

· расход условного топлива на ПТУ:

 - из [1].

.

в) Удельный расход условного топлива:

;

;

.

г) - КПД ПТУ по производству электроэнергии: ;

- эффективный КПД ГТУ: .

Таблица 4.1. Сравнение показателей тепловой экономичности

Показатель	Обозначение	ГТУ, ПТУ	КПТУ
Электрическая мощность		166,2	166,2
Расход условного топлива на установку		22,046	21,93
Удельный расход условного топлива		150,48	147,57
КПД по производству электрической энергии		0,386	0,786	0,874

Анализ результатов показывает, что КПГУ эффективнее раздельно работающих ГТУ и ПТУ: при одинаковом полезном эффекте (вырабатываемой электрической мощности и отпускаемому теплу) как полный (ВУ), так и удельный (bУ) расходы условного топлива меньше у КПГУ, чем при раздельном варианте работы установок. КПГУ также имеет более высокий КПД по выработке электроэнергии.

Вывод

В курсовой работе после проведения аналитического расчета вариантов схем КПГУ, подобрали тепловую схему три ГТУ плюс ПТУ: КПГУ с дожиганием топлива и дополнительным подводом воздуха в топку(дутьем). Именно эта схема обеспечивает потребную теплопроизводительность котла - утилизатора (), которая выдает необходимые параметры пара перед турбиной. Необходимо подчеркнуть, что данное условие выполняется при коэффициенте избытка воздуха в топке, равном .

При сравнении энергетических показателей раздельно работающих ГТУ и ПТУ с КПГУ пришли к следующему:

1. расход условного топлива при применении КПГУ снизился на 0.116. т. е. относительное уменьшение расхода условного топлива равно:

.

2. Относительное уменьшение удельного расхода условного топлива при применении КПГУ составляет

.

3. Относительное увеличение электрического КПД КПГУ по сравнению с ПТУ:

.

Список литературы

1) Расчет принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки ПТ-135-130: Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции». Выпол. О.А Кутлубаева ИФУГАТУ, каф. АТиТ, 2004.

2) Наземная газотурбинная энергетическая установка со свободной силовой турбиной: Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине «Теория и расчет ГТУ». Выпол. О.А Кутлубаева УГАТУ, каф. АТиТ, 2004.

3) Влияние начальных параметров на тепловую экономичность газопаротурбинной установки: Методические указания к лабораторной работе по дисциплинам «Тепловые и атомные электрические станции», «Технология централизованного производства электроэнергии и теплоты». Сост. И. З. Полещук. - Уфа: УГАТУ; 2002. - 26 С.

4) Рихтер Л. А., Елизаров Д. П., Лавыгин В. М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 216 с., ил.

5) Рихтер В. Я. Тепловые электрические станции. - 2-е изд. Перераб. и доп. - М.: Энергия, 1976. - 448 с., ил.

Приложение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1. КПГУ с дожиганием топлива для схемы три ГТУ плюс ПТУ

Размещено на Allbest.ru