Моделирование тепловой схемы ПГУ
Министерство образования и науки
Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Уфимский Государственный Авиационный
Технический Университет»
Кафедра авиационной теплотехники и теплоэнергетики
Моделирование тепловой схемы ПГУ
Пояснительная записка по курсовому
проекту
по дисциплине «Математическое
моделирование и алгоритмизация задач теплоэнергетики»
Студент _________ ________ Шатохин Н.А.
(подпись) (дата) (фамилия, И.,О.)
Уфа 2013
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 530-565 °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 время (2 года), 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 тепловая схема парогазовой установки
.1 Принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики
паротурбинной установки
.1.1 Краткое описание принципиальной тепловой схемы на базе
турбоустановки К-50-90
Энергоблок номинальной электрической мощностью 55 МВт состоит из котла
высокого давления, турбины К-55-90 ЛМЗ, электрогенератора и вспомогательного
оборудования.
Рисунок 1.1 - Принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки
К-55-90
Свежий пар с давлением 90 ата (8,8 МПа) и температурой 520 0С
поступает в турбину и, совершив работу, направляется в конденсатор.
Турбина имеет 7 отборов.
В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого
давления (ПВД) и четыре подогревателя низкого давления (ПНД). Нумерация
подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7
каскадно сливают в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). ПВД имеют
встроенные охладители дренажа (ОД). Слив конденсата из ПНД также осуществляется
каскадно. Затем из ПНД-1 конденсат греющего пара ПНД-1, ПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4
направляют в смеситель СМ1.
Основной конденсат и питательную воду подогревают последовательно в СХ и
ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 6 ата и в
трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели
осуществляют из отборов пара турбины.
1.1.2 Результаты расчета принципиальной тепловой схемы
Расчет
ПрТС, работающей при наружной температуре воздуха , выполнен в программе Excel «Расчет
энергетических показателей по нормативному методу», результаты которого
приведены в таблицах 1.1-1.3.
Таблица
1.1 - Основные потоки пара
Обозначение
|
кг/с
|
т/ч
|
Расход пара на выходе из парогенератора DПГ
|
58,5812
|
210,89
|
Расход пара на турбину D0
|
58,5226
|
210,681
|
Поток пара в конденсатор турбины DК
|
36,27
|
130,572
|
Таблица 1.2 - Энергетические показатели турбинной установки
Наименование
|
Обозначение
|
Формула
|
Значение
|
Размерность
|
Полный расход теплоты на турбоустановку
|
QТУ
|
D0(h0 - hПВ)
|
142,93
|
МВт
|
|
|
|
514,54
|
ГДж/ч
|
|
|
|
54,2714
|
ГДж/ч
|
|
|
|
135,4045
|
ГДж/ч
|
|
|
|
189,6759
|
ГДж/ч
|
КПД по производству электроэнергии
|
ηЭТУ
|
NЭ/QЭТУ
|
0,3537
|
-
|
Удельный расход теплоты на производство электроэнергии
|
qЭТУ
|
1 / ηЭТУ
|
2,8275
|
-
|
Таблица 1.3 - Энергетические показатели ТЭЦ
Обозначение
|
Формула
|
Значение
|
Размерность
|
Тепловая нагрузка парового котла "брутто"
|
QБРК
|
DПГ(hПГ - hПВ)+DПР(hПР
- hПВ)
|
143,24492
|
МВт
|
|
|
|
515,68171
|
ГДж/ч
|
КПД трубопроводов (КПД теплового потока)
|
ηТР = ηТЕПЛ.ПОТ
|
QТУ/QБРК
|
0,99779
|
-
|
Потери тепла в тепловом потоке от трубопроводов острого
пара
|
QТЕПЛ.ПОТ
|
QБРК(1-ηТЕПЛ.ПОТ.)
|
0,32644
|
МВт
|
Удельные затраты тепла на собственные нужды для
производства электроэнергии
|
qСН
|
Принимаются в диапазоне (0,02 - 0,04)
|
0,03
|
-
|
Затраты тепла на собственные нужды для производства
электроэнергии
|
QСН
|
qCHQБРК
|
4,29735
|
МВт
|
Корректировка тепловй нагрузки парового котла с учетом
расхода тепла на собственные нужды
|
QБРК
|
QБРК + QСН
|
147,54227
|
МВт
|
Расход тепла на производство электроэнергии
|
QЭ
|
QБРК - QТП - QСН
- QТЕПЛ.ПОТ.+ QПВК
|
142,91848
|
МВт
|
Коэффициент, зависящий от давления пара перед турбиной Р0
|
КРо
|
Равен 0,25; 0,3; 0,4; 0,42 для >35; 90; 130; 240 кг/см2
соответственно
|
0,3
|
-
|
Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическим котлом
на производство электроэнергии
|
КЭ
|
|
1,00000
|
-
|
Затраты эл. мощности на с.н. для производства
электроэнергии
|
nЭСН
|
Принимаются для ТЭЦ-90 в диапазоне (0,05-0,06)
|
0,05
|
-
|
Удельные затраты эл. мощности на с.н. для производства
электроэнергии
|
NЭСН
|
nЭСНNЭ
|
2740,45
|
кВт
|
Суммарные затраты электрической мощности на собственные
нужды
|
NСН
|
NЭСН + NТСН
|
2740,5
|
кВт
|
Электрическая мощность отпущенная
|
NОТП
|
NЭ - NСН
|
52068,6
|
Расход теплоты топлива на станцию
|
QТЭЦ
|
QБРПГ / ηПГ + QПВК / ηПВК
|
160,37203
|
МВт
|
|
|
|
577,33930
|
ГДж/ч
|
Полный расход условного топлива на станцию
|
ВУ
|
QТЭЦ/QРНУ
|
5,47345
|
кг/с
|
Расход условного топлива по станции на выработку
электроэнергии
|
ВЭУ
|
|
5,47345
|
кг/с
|
Удельный расход условного топлива на производство
электроэнергии
|
bЭУ
|
ВЭУ/NОТП
|
378,43
|
г/(кВт*ч)
|
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии
|
ηЭТЭЦ
|
NОТП/(ВЭУ QРН.У.)
|
0,32467
|
-
|
КПД ТЭЦ "брутто"
|
ηБРТЭЦ
|
(NЭ+QТП+QПВК)/QТЭЦ
|
0,34176
|
-
|
КПД ТЭЦ "нетто"
|
ηНТЭЦ
|
(NОТП+QТП+QПВК)/QТЭЦ
|
0,32467
|
-
|
Удельный расход условного топлива на ТЭЦ "брутто"
|
bБРУ
|
BУ/(NЭ+QТП+QПВК)
|
99,8640
|
г/МДж
|
Удельный расход условного топлива на ТЭЦ "нетто"
|
bНУ
|
BУ/(NОТП+QТП+QПВК)
|
105,1200
|
г/МДж
|
1.2 Газотурбинная установка ГТЭ-115м
.2.1 Краткое описание ГТУ
Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-115 М
предназначена для эксплуатации на электрических станциях в составе парогазовых
установок или индивидуально в простом цикле для выработки электрической и
тепловой энергии в базовом, полупиковом и пиковом классах использования.
Газотурбинная установка представляет собой технологический комплекс
оборудования в блочно-комплектном исполнении, что обеспечивает удобство монтажа
и обслуживания.
При проектировании ГТУ использовался опыт ОАО «Турбоатом» по созданию
газотурбинных установок ГТЭ-45 и ГТЭ-115.
ГТУ выполнена в виде единого транспортабельного блока, расположенного на
раме, обеспечивающей его транспортировку и установку на фундаментные плиты.
Преемственность конструкций ГТЭ-115 и ГТЭ-115М сохранена при проектировании
проточных частей компрессора и турбины, системы охлаждения корпуса и ротора
турбины. В результате конструкция сварного ротора компрессора, сборного ротора
турбины и лопаточного аппарата компрессора и турбины максимально унифицированы.
Традиционной для газотурбинных установок ОАО «Турбоатом» является кольцевая
камера сгорания. Такой подход позволяет значительно уменьшить затраты на
освоение головного образца.
Турбокомпрессор.
Газотурбинная установка выполнена по простой схеме и включает в себя
четырехступенчатую газовую турбину, восемнадцатиступенчатый осевой компрессор и
кольцевую камеру сгорания, выполненные в общем корпусе, который устанавливается
на раме. Продольный разрез ГТУ представлен на рис. 1.2.
Турбокомпрессор может транспортироваться единым блоком на раме без
валопровода; роторы компрессора и турбины, составляющие валопровод, в сборе
отправляются заказчику отдельно. Сборка турбокомпрессора производится на
монтажной площадке.
Валопровод турбокомпрессора выполнен двухопорным. Конструкция без
промежуточного подшипника между ротором компрессора и турбины исключает потери
рабочего тела через концевые уплотнения, повышает ремонтопригодность и
надежность ГТУ вцелом. Окончательная сборка и балансировка валопровода
производится в заводских условиях.
Корпус турбокомпрессора сварнолитой выполнен с горизонтальным и
вертикальными разъемами.
Со стороны входа в компрессор корпус жестко соединяется с опорой рамы
(фикспункт корпуса). Со стороны турбины (в районе расположения направляющего
аппарата 4-ой ступени) корпус опирается на раму посредством качающихся опор.
Выходная часть корпуса турбины посредством вертикальных стоек опирается на
опоры фундамента. Корпус центруется относительно рамы осевыми шпонками.
Рисунок 1.2 - Продольный разрез ГТЭ - 115М
Рама устанавливается на две закрепленные на фундаменте плиты. Опора
подшипника генератора устанавливается на третьей плите. На плитах
турбокомпрессора и на плите опоры подшипника генератора имеются продольные и
поперечные шпонки, фиксирующие раму и опору генератора относительно плит.
К плитам рама и опора генератора крепятся при помощи болтов. В каждой
плите имеются комплекты парных клиньев и резьбовые отверстия для болтов,
которыми плиты выставляются в нужном положении на фундаменте. К фундаменту
плиты крепятся анкерными шпильками и бетонной заливкой.
Компрессор - 18-и ступенчатый; его проточная часть образована из 16-и
ступенчатой проточной части компрессора ГТЭ-115 путём добавления на выходе двух
ступеней, что при одновременном изменении углов установки ряда направляющих и
рабочих лопаток позволило повысить параметры ГТУ, обеспечив при этом надёжную и
экономичную работу агрегата. Для проекта ГТЭ-115М сотрудниками Национального
аэрокосмического университета им. Н.Е. Жуковского (ХАИ) под руководством д.т.н.
Л.Г. Бойко была выполнена модернизация компрессора газотурбинной установки
ГТЭ-115 с целью повышения расхода и степени сжатия.
Входной патрубок обеспечивает радиально-осевой вход воздуха в компрессор.
Корпус компрессора сварнолитой, состоит из трех частей, образующих
входной конфузор и проточную часть первых десяти ступеней компрессора. Во
входной части корпуса расположены опорный подшипник № 2 и упорный подшипник
валопровода. Входная часть корпуса опирается жёстко на раму. Проточную часть
11…18 ступеней компрессора образует обойма, которая крепится в силовом корпусе.
Выходной диффузор компрессора обеспечивает поворот потока воздуха на 150°.
Входной направляющий аппарат выполнен с поворотными лопатками.
Направляющие аппараты 1…4 ступеней выполнены в виде сварных диафрагм, остальные
ступени - наборные, консольного типа. Компрессор имеет отборы: для сброса
воздуха за 4 и 10 ступенями при запуске и останове ГТУ, за 3 ступенью - на
уплотнения подшипников, за 10, 11 ступенями, за рабочим колесом 18-й ступени и
за компрессором - на систему охлаждения турбины.
На корпусе предусмотрены отверстия, закрываемые заглушками, для осмотра
проточной части эндоскопом.
Ротор компрессора диско-барабанного типа, сварной. Для соединения ротора
компрессора с ротором генератора предусмотрен промежуточный вал, на котором
расположен гребень упорного подшипника. Тип лопаток компрессора - с 50 %
реактивностью. Уплотнение вала - лабиринтовое.
Турбина - четырехступенчатая, выполнена с осевым входом и выходом. Корпус
турбины состоит из четырех кольцевых частей, первая по ходу газа выполнена
конусообразной и представляет собой силовой корпус камеры сгорания и корпус
проточной части 1…3 ступеней турбины. В нём размещены обоймы направляющих
аппаратов 1…3 ступеней турбины. Вторая часть образует силовой корпус 4-й
ступени. Она опирается посредством качающихся опор на раму. Третья и четвёртая
части корпуса турбины образуют выходной диффузор. Во внутренней части третьего
корпуса расположен корпус первого подшипника валопровода и думмис для
компенсации осевых усилий валопровода. Охлаждение корпуса, обойм и лопаток
направляющих аппаратов 1 и 2 ступеней осуществляется воздухом, отбираемым за
компрессором. Обоймы 3 и 4 ступеней, направляющий аппарат 3 ступени и выходная
часть корпуса охлаждаются воздухом, отбираемым за 10 ступенью компрессора.
Ротор турбины сборной конструкции с центральным стяжным болтом. Между
основными дисками установлены диски промежуточные, которые организуют тракт
охлаждения ротора. Рабочие лопатки и диск 1 ступени охлаждаются воздухом,
отбираемым после рабочего колеса 18 ступени компрессора, рабочие лопатки и диск
2 ступени турбины охлаждаются воздухом, отбираемым после 11 ступени компрессора.
Диски третьей и четвёртой ступеней турбины охлаждаются воздухом, отбираемым за
10 ступенью компрессора. Уточнённые расчёты охлаждения элементов проточной
части турбины выполнены сотрудниками НТУ «ХПИ» под руководством к.т.н. А.И.
Тарасова. Роторы турбины и компрессора своими хвостовиками образуют жёсткое
муфтовое соединение. Уплотнения вала - лабиринтовые. Продольный разрез турбины
показан на рис. 1.3.
Рисунок 1.3 - Продольный разрез турбины
Камера сгорания - встроенная, кольцевого типа, противоточная, расположена
вокруг выхлопной части компрессора. Камера сгорания состоит из пламенной трубы,
фронтового устройства, 24 двухтопливных горелочных устройств. Конструктивно
пламенная труба расположена под углом к оси турбокомпрессора (рис. 1.4).
Конструкция пламенной трубы - двухстенная. Наружная относительно зоны
горения стенка образует несущий корпус с горизонтальным разъёмом, который
системой опор крепится к прочному корпусу турбокомпрессора. Внутренняя стенка
состоит из отдельных экранов коробчатой конструкции, выполненных из
жаропрочного никелевого сплава. Эффективная струйно-плёночная система
охлаждения, апробированная в камерах сгорания ОАО «Турбоатом» прежних
поколений, обеспечивает работоспособность конструкции.
Фронтовое устройство совместно с 24 горелочными устройствами обеспечивает
подачу воздуха и топлива в зону горения, а также стабилизацию факела.
Конструкция горелочных устройств обеспечивает предварительное смешение топлива
и воздуха, тем самым реализуется горение с низкими выбросами NOx.
Топливо к камере сгорания подводится системой коллекторов и
трубопроводов.
Горелочное устройство обеспечивает подачу воздуха и топлива в камеру
сгорания, их смешение и стабилизацию горения.
Зажигание факела в камере сгорания обеспечивается запальниками факельного
типа с системой плазменного воспламенения. Контроль за горением осуществляется
фотодатчиками.
Рисунок 1.4 - Камера сгорания
Таблица 1.4 − Основные характеристики двигателя ГТ - 115М на
номинальном режиме
№
|
Наименование характеристики
|
Величина
|
1
|
Мощность на клеммах электрического генератора, МВт
|
136,4
|
2
|
Степень повышения давления в компрессоре
|
13,82
|
3
|
Температура газов за камерой сгорания, К
|
1493
|
4
|
Температура газов за силовой турбиной, К
|
810,15
|
5
|
Эффективный КПД, %
|
35,27
|
6
|
Расход воздуха через двигатель, кг/с
|
418
|
7
|
Частота вращения ротора, об/мин
|
3000
|
8
|
Топливо
|
Природный газ
|
9
|
Габариты: - длина по оси, мм - максимальная высота, мм -
максимальная ширина, мм
|
16500 4500 6100
|
.2.2 Результаты расчета газотурбинной установки
Термодинамический
расчет и расчет климатических характеристик ГТЭ-65П были выполнены с помощью
программы DVIGw, разработанной в курсовой работе [6]. Результаты
расчета основных параметров ГТУ типа ГТЭ-115М при температуре наружного воздуха
приведены в таблице 1.5.
Таблица
1.5 - Результаты расчета основных параметров ГТЭ-115М при
Температура окружающей среды
|
t0
|
+15
|
оС
|
|
T0
|
288,15
|
K
|
Расход воздуха ч/з двигатель
|
409
|
кг/с
|
|
Степень повышения давления компрессора
|
13,82
|
|
|
Температура газа
|
1492,99
|
К
|
|
Расход топлива в камере сгорания
|
8,49
|
кг/с
|
|
Расход газа за турбиной
|
417,39
|
кг/с
|
|
Температура газа за турбиной
|
846,57
|
К
|
|
Мощность на выходном валу
|
291,01
|
МВт
|
333,58
|
|
|
Эффективный КПД
|
0,34
|
-
|
|
1.3 Предварительное согласование совместной работы ПТУ и ГТУ
Комбинированная парогазовая установка представляет собой паротурбинный
контур на базе конденсационной турбины К-55-90, надстроенный газотурбинным блоком
- ГТУ типа ГТЭ-115М. Принципиальная схема комбинированной ПГУ представлена на
рисунке 1.5.
Выхлопные газы ГТУ поступают по газоходу в котел утилизатор, где большая
часть теплоты передается пароводяному рабочему телу и генерируется пар, который
направляется в паротурбинную установку для производства электроэнергии и
теплоты.
Рисунок 1.5 - Принципиальная тепловая схема КПГУ в составе ГТУ типа
ГТЭ-115М и ПТУ типа К-55-90
энергетический паровой турбина котел
2. Расчет тепловой схемы комбинированной энергетической установки
.1 Построение тепловой схемы ПГУ
На основе полученных данных строим схему ГТУ в системе моделирование DVIGwT.
Рисунок 2.1 - Расчетная схема ГТУ
- начальные условия; 2 - входное устройство; 3 - компрессор; 4 - вход
топлива; 5 - камера сгорания; 6 - газовая турбина; 7 - источник-потребитель
мощности; 8 - суммирование мощности; 9 выход газов; 10 - общие результаты
Результаты расчета приведены в пункте 1.2.2.
.2 Моделирование котла-утилизатора
Котел-утилизатор был спроектирован для выработки пара с заданными
параметрами на турбину К-55-90 по расходу уходящих газов из ГТУ (417 кг/с).
К имеющейся модели ГТУ-115М пристраиваем модель котла-утилизатора с
необходимыми параметрами.
Рисунок 2.2 - Расчетная схема ГТУ с КУ
- вход питательной воды; 2 - вход уходящих газов в экономайзер; 3 -
экономайзер; 4 - уходящие газы после экономайзера; 5 - вход уходящих газов в
испаритель водяного пара; 6 - испаритель водяного пара; 7 - конденсат
испарителя водяного пара; 8 - уходящие газы после испарителя водяного пара; 9 -
пароперегреватель; 10 - уходящие газы после пароперегревателя; 11 - пар на
турбину.
Рассмотрим подробнее моделирование КУ. Заполняем данные необходимые для
расчета.
пароперегреватель водяного пара:
Рисунок 2.3 - входные параметры пароперегревателя водяного пара
- выход газов после ПП:
Рисунок 2.4 - входные параметры уходящих газов после ПП
Чтобы параметры уходящего газа после ПП передались в испаритель водяного
пара нужно создать рекурсивную связь - создаем узел «вход газа в испаритель» и
заполняем в узле «выход газов после ПП» наименование элемента в который мы
передаем данные.
Чтобы проверить адекватность переданных параметров нужно посмотреть в
выходных данных отношения передачи расхода, давления, температуры, коэффициент
избытка воздуха, влагосодержания:
Рисунок 2.5 - отношения переданных и полученных параметров уходящих газов
Для того чтобы эти отношения были равны единице (т.е. переданные и
полученные параметры равны) нужно создать закон расчета.
Создаем новый закон расчета, тип задачи: параметрический синтез.
Варьируемые параметры выписываются из узла «вход газа в испаритель»
влагосодержание рабочего тела
давление рабочего тела
коэффициент избытка воздуха
расход рабочего тела
температура рабочего тела
Рисунок 2.6 - варьируемые параметры узла «вход газа в испаритель»
Поддерживаемые параметры выписываются из узла «выход газов после ПП»:
Отношение Gвых/Gвх
Отношение Альфа.вых/Альфа.вх
Отношение B вых/В вх
Отношение Pвых/Рвх
Отношение Твых/Твх
Рисунок 2.7 - поддерживаемые параметры узла «выход газов после ПП»
Примечание: количество знаков в наименовании узла, в которые передают
данные не должно превышать 8 символов .
Аналогично заполняем исходные данные и создаем рекурсивные связи и законы
для остальных узлов. В итоге получаем параметры пара для турбины:
Результаты расчёта элемента модели "Пароперегреватель водяного
пара":
Водяной эквивалент газов на расчетном режиме, [кДж/(с.К)]
484.447295425254
Водяной эквивалент пара на расчетном режиме, [кДж/(с.К)] 230.124546360743
Водяной эквивалент сред меньший на расчетном режиме, [кДж/(с.К)]
230.124546360743
Давление газов на входе в пароперегреватель на расчетном режиме, [кПа]
106.627322586086
Давление газов на выходе, [кПа] 106.627322586086
Давление пара на выходе, [кПа] 14024.5287283582
Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] 2.78258390885299
Относительный расход водяного пара в рабочем теле, [кг пара/кг
вл.раб.тела] 0.00618156080691344
Относительный расход конденсата в рабочем теле, [кг воды/кг вл.раб.тела]
0
Парциальное давление водяного пара в рабочем теле, [кПа] 8.72322262626212
Потери давления газов на расчетном режиме, [кПа] 0
Потери давления газов, [кПа] 0
Потери давления пара на расчетном режиме, [кПа] 0
Потери давления пара, [кПа] 0
Расход газов на расчетном режиме, [кг/с] 417.388592101503
Расход пара на входе на расчетном режиме, [кг/с] 58.5812
Расход пара на выходе, [кг/с] 58.5812
Средний логарифмический температурный напор, [0C] 74.4375685250412
Степень сухости пара на выходе, [-] 1.75026525943599
Температура газов на входе в пароперегреватель на расчетном режиме, [К]
846.572397226747
Температура газов на входе в пароперегреватель, [К] 846.572397226747
Температура газов на выходе, [К] 750.060117233253
Температура насыщения водяного пара в рабочем теле, [К] 316.311095756094
Температура пара на выходе, [0C] 540
Температурный напор на горячем конце на расчетном режиме, [0C]
33.4223972267467
Температурный напор на горячем конце, [0C] 33.4223972267467
Температурный напор на холодном конце на расчетном режиме, [0C]
140.102400058405
Температурный напор на холодном конце, [0C] 140.102400058405
Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] 46759.531909142
Удельная тепловая нагрузка, [-] 0.858747575512154
Удельная энтальпия газов на выходе, [кДж/кг] 534.525069127422
Удельная энтальпия пара на выходе, [кДж/кг] 3433.9336255363
Удельный объем пара на входе в пароперегреватель на расчетном режиме,
[м^3/кг]0.0114285079171947
Число единиц переноса N на расчетном режиме, [-] 2.7297006988722
.3 Моделирование ПТУ К-55-90
К имеющейся модели ГТУ с КУ поэлементно пристраивается паротурбинная
установка К-55-90, модель представлена на рисунке 2.8.
После построения математической модели необходимо пошагово заполнить
входные данные во всех узлах системы.
) Распределяем понижение давления пара за регулирующими клапанами
на входе в турбину.
) Распределяем давления за всеми ступенями турбины, а так же отборы
пара на группы ПВД, ПНД, уплотнения и деаэратор, до получения необходимой
мощности в элементе «электрический генератор» 55 мВт.
) Установить охлаждение конденсатора.
) Установить необходимую степень повышения давления воды в КН,
чтобы пар смог «пройти» в деаэратор 6 ата, с учетом потерь давления в
паропроводах и подогревателях.
) Отрегулировать отборы пара из турбины на группу ПНД с учетом,
что температура после ПНД4 равна 135 0С (температура воды после
конденсатора равна 28 0С, по линии основного конденсата до
деаэратора установлено 6 подогревателей, следовательно подогрев в каждом
подогревателе должен быть около 17-18 0С).
) Установить дренажи, путем создания рекурсивной связи (см.
пункт2.2), так же необходимо создать законы для поддержания отношений давления,
температуры, расходов равным 1.
) Аналогично пунктам 4, 5, 6 - смоделировать группу ПВД.
) Отрегулировать полученную мощность на электрогенераторе, до
необходимой мощности в 55 мВт, т.к. при изменения расходов пара на ПВД
возникнет расхождение.
) Создать рекурсивную связь между элементами «выход питательной
воды» и «вход воды в экономайзер».
Результаты расчета ПТУ с tнар=+15 0С:
Абсолютный электрический кпд, [%] 47.5718481377858
Коэффициент использования тепла топлива, [%] 47.5718481377858
КПД по выработке электрической энергии на тепловом потреблении,
[%]47.5718481377858
Погрешность расчета расхода топлива, [%] 3.29128304680591
Расход теплоты потребителем, [кДж/с] 0
Суммарная степень повышения давления, [-] 13.82
Суммарная степень понижения давления, [-] 0
Суммарный расход воздуха, [кг/сек] 408.896999282073
Суммарный расход топлива, [кг/сек] 8.49162729178986
Удельная мощность, [кВт*с/кг] 467.621281256876
Удельный pасход топлива 0.1599
Удельный расход условного топлива на электроэнергию, [г у.т./кВтч]
258.2095
Электрическая мощность установки, [кВт] 191208.938706375
Расход теплоты топлива на электростанцию:
КПД
КПГУ «брутто»:
Удельный
расход теплоты на КПГУ:
Удельный
расход условного топлива на КПГУ:
Расход
условного топлива на комбинированную установку:
Заключение
В результате проведения курсового проекта была смоделирована ПГУ на
основе ГТУ 115М, надстройки котла-утилизатора и паровой, конденсационной
турбины К-55-90. ГТУ обеспечивает необходимый расход газов для парообразования
в КУ с необходимыми параметрами пара на паровую турбину.
Основным недостатком рассмотренной схемы является отсутствие отпуска
тепла на внешних потребителей. Решением этой проблемы является модернизация
турбины с включением промежуточного регулируемого отбора пара.
При сравнении энергетических показателей раздельно работающих ГТУ и ПТУ с
КПГУ можно выделить следующие основные положения:
· уменьшение расхода условного топлива при применении КПГУ;
· уменьшение удельного расхода условного топлива;
· увеличение электрического КПД КПГУ по сравнению с ПТУ.
Таким образом, результаты расчета показали, что реализация схемы
комбинированной установки, в которой осуществляют утилизацию теплоты выхлопных
газов, приводит к улучшению показателей тепловой эффективности энергетической
установки.
Список использованных источников
1. Александров А.А., Григорьев
Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек.
Гос. Службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 - М.: Издательство
МЭИ, 1999.
2. Арьков Ю.Г. , Шайхутдинов З.Г.
Конвертирование АД для использования в наземных энергетических установках.-
Уфа: изд УАИ, 1986- 82 с.
. А.М.Ахметзянов
«Термогазодинамические расчеты авиационных ГТД» - Уфа: УАИ, 1982.
. Каталог газотурбинного
оборудования. Газотурбинные технологии. Газпром, 2006.
6. Расчет наземной одновальной
газотурбинной энергетической установки электростанции. Курсовой проект по дисциплине
«Теория и расчет ГТУ» студ. Н.А. Шатохин. Руковод. Н.М.Цирельман.- Уфа: УГАТУ,
2012.-78 с.
7. Полещук И.З. Расчет тепловой схемы
комбинированной парогазовой установки электростанции: учебное пособие/ И. З.
Полещук; Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т. - Уфа: УГАТУ, 2007. - 47с.
8. Полещук И. З. Расчет тепловых схем
паротурбинных установок: учебное электронное издание: учебное пособие к
курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Тепловые и атомные электрические
станции». - Уфа: УГАТУ, 2005.
9. Газотурбинная установка ГТЭ-115М.
ОАО «Турбоатом» г.Харьков, Украина, 2009г.
10. Рыжкин В.Я. Тепловые
электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В.Я. Гиршфельда. - 3-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 447с
11. Цанев, С.В. Газотурбинные и
парогазовые установки электростанций: учебное пособие - М.: МЭИ, 2002. - 580 с.
12. Щегляев А.В. Паровые турбины:
Учеб. для вузов. - 3-е изд., перераб. - М.-Л.: Госэнергоиздат, 1955. - 320 с.