Определение технико-экономических показателей парогазовых установок

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,4 Мб
  • Опубликовано:
    2015-06-02
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Определение технико-экономических показателей парогазовых установок

Содержание

 

Введение

1. Общая характеристика парогазовых установок

2. Выбор схемы ПГУ и ее описание

3. Цикл ПГУ в T,S - диаграмме

4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки

4.1 Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной установки (идеал.)

4.2 Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной установки (реал.)

4.3 Определение энергетических характеристик цикла ГТУ

5. Расчет цикла паротурбинной установки

5.1 Нахождение энтальпий процесса расширения (идеального процесса)

5.2 Расчет реального процесса

5.3 Нахождение доли пара в отборах

6. Определение технико-экономических показателей ПТУ

7. Расчет цикла ПГУ

8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономических показателей

9. Технико-экономические характеристики ПГУ

10. Анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок

Список использованной литературы

Введение

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. На независимости страны от внешних, импортируемых энергоресурсов, также как и на развитом оборонном вооруженном комплексе основывается высокая позиция государства на международной политической арене.

В промышленности электрическая энергия из тепловой получается путем промежуточного преобразования её в механическую работу. Превращение тепла в электричество с достаточно высоким кпд без промежуточного преобразования его в механическую работу было бы крупным шагом вперёд. Тогда отпала бы надобность в тепловых электростанциях, использовании на них тепловых двигателей, которые имеют относительно низкий кпд, весьма сложны и требуют довольно квалифицированного ухода при эксплуатации. Современная техника пока не позволяет создать более или менее мощные установки для получения электричества непосредственно из тепла. Все установки такого типа пока могут работать или только кратковременно, или при крайне малых мощностях, или при низких кпд, или зависят от временных факторов, таких как погодные условия, время суток, и т.п. В любом случае они не могут гарантировать достаточную стабильность в энергоснабжении страны.

Поэтому на тепловых электростанциях нельзя обойтись без тепловых двигателей. Перспективное направлении развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управление. ПГУ на природном газе - единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с электрическим кпд более 58%.

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Происходит постоянная оптимизация как самих схем, так и улучшение технических характеристик её узлов и элементов. Основными показателями, характеризующими качество работы энергетической установки, являются её производительность (или кпд) и надёжность.

парогазовая установка энергогенерирующая термодинамический

1. Общая характеристика парогазовых установок


Многообразие, а в ряде случаев и большая сложность схем комбинированных установок затрудняет их изучение и сопоставление. Однако можно убедиться в том, что многие схемы при их кажущихся различиях одинаковы по характеру осуществляемых рабочих процессов. Все комбинированные установки можно грубо разделить на три группы:

. К первой группе присуще отсутствие контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом; каждый из рабочих агентов движется по самостоятельному контуру, и взаимодействие между ними осуществляется лишь в форме теплообмена в аппаратах поверхностного типа. Схемы этой группы могут быть отнесены к комбинированным парогазовым установкам с разделенными контурами рабочих тел. В установках такого рода в качестве парожидкостного рабочего тела в принципе может быть выбрано любое вещество.

. Вторая группа отличается тем, что в ней в паровом цикле используется только отходящее тепло газового цикла. Поэтому данную схему правильно было бы называть бинарной газопаровой.

. Третья группа характеризуется непосредственным контактом (смешением) продуктов сгорания и пароводяного рабочего тела. Соответствующие установки могут быть отнесены к группе газопаровых установок. Почти во всех установках этой группы преобладающая часть объединенного потока рабочего тела приходиться на газообразные продукты сгорания. Установки с впрыском воды в газовый тракт будем называть газопаровыми контактами.

2. Выбор схемы ПГУ и ее описание


Простейшая тепловая схема ПГУ представлена на рис.1

Рисунок 1 - Принципиальная схема ПГУ

К - компрессор;

КС - камера сгорания;

ГТ - газовая турбина;

ЭГ - электрогенератор;

КУ - котел-утилизатор;

ПТ - паровая турбина;

Кр - конденсатор;

НК - насос.

Рисунок 5 - Комбинированный цикл парогазовой установк

Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами.

Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

Выходные газы энергетической ГТУ поступают в КУ, где большая часть их теплоты передается пароводяному рабочему телу. Генерируемый в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии.

Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конденсируется в конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подается в КУ. Там они нагревают пар до температуры и давления, достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор.

Рисунок 3 - Процесс расширения водяного пара в турбине

Ро и tо - давление и температура острого (свежего) пара перед турбиной; Рк - давление отработавшего пара в конденсаторе; Ротрб1 и Ротрб2 - давление пара в регенеративных отборах турбины

3. Цикл ПГУ в T,S - диаграмме



4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки


Рис.2 - Принципиальная схема и цикл ГТУ: К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; ЭГ - электрогенератор

4.1 Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной установки (идеал.)


Основными термодинамическими параметрами являются давление, температура и удельный объем.

Точка 1

Давление Р1 и температура t1 атмосферного воздуха - заданы.

Удельный объем v1 из уравнения состояния идеального газа

, м3/кг;

где R - газовая постоянная воздуха


Т1 - абсолютная температура воздуха; Т1 = t1 + 273 К

 м3/кг

Точка 4

t4 - задана, Т4 = t4 + 273 = 455 + 273 = 728К

-1 - изобарный процесс отвода теплоты → Р4 = Р1 = 0,1 МПа = 0,1·106 Па.

Соотношение параметров в изобарном процесс

е .

м3/кг

Точка 3

t3 - задана. Т3= t3 + 273 = 980 + 273 = 1253К

-4 - адиабатное расширение рабочего тела в газовой турбине ГТУ.

Соотношение параметров в адиабатном процессе

,


МПа

Удельный объем v3 найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 3

 м3/кг

Точка 2

-3 - изобарный процесс подвода теплоты в камере сгорания ГТУ → Р2 = Р3 = 0,6689 МПа. 1-2 - адиабатное сжатие воздуха в компрессоре ГТУ. Соотношение параметров в адиабатном процессе

К

Удельный объем v2 найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 2

 м3/кг

4.2 Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной установки (реал.)

Точка 2д. 2-3 - изобарный процесс подвода теплоты в камере сгорания ГТУ →Р2 = Р3 = Р = 0,6689 Мпа

 →,

K

Удельный объем v найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 2д

 м3/кг

 

Точка 4д

4-1 - изобарный процесс отвода теплоты → Р4 = Р1 = Р = 0,1Мпа

 →

K

Удельный объем v найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 4д

 м3/кг

4.3 Определение энергетических характеристик цикла ГТУ


Количество теплоты, подведенной к 1 кг рабочего тела в ГТУ , где ср - массовая теплоемкость рабочего тела при постоянном давлении (изобарная теплоемкость). По молекулярно-кинетической теории , где i - число степеней свободы молекулы (для двухатомного газа i = 5); R - газовая постоянная воздуха.

кДж

Количество теплоты, отведенной от 1 кг рабочего тела в ГТУ

кДж

Теоретическая работа 1 кг рабочего тела в ГТУ

. кДж

Термический КПД цикла ГТУ

.

Абсолютный электрический КПД ГТУ

или 27,3%

5. Расчет цикла паротурбинной установки


Рисунок 2 - Принципиальная схема и цикл ПТУ

ПГ - парогенератор;

ПТ - паровая турбина;

ЭГ - электрогенератор;

РП1 и РП2 - регенеративные подогреватели;

Кр - конденсатор;

НК - насос конденсатный;

В - вентилятор.

5.1 Нахождение энтальпий процесса расширения (идеального процесса)


hcв. п. = 3276 кДж/кг

hотр. ид. = 2070 кДж/кг

hотб1 = 2740 кДж/кг

hотб2 = 2460 кДж/кг

5.2 Расчет реального процесса


 →

кДж/кг

hотб. р1 = 2845 кДж/кг, hотб. р2 = 2610 кДж/кг

5.3 Нахождение доли пара в отборах


отб1 = 612,3 кДж/кготб2 = 391,72 кДж/кготр. п. = 121,41 кдж/кг


Термический КПД регенеративного цикла с двумя отборами

 или 35,9%

6. Определение технико-экономических показателей ПТУ


Абсолютный электрический КПД паротурбинной установки (ПТУ)

,

где ηэм - электромеханический КПД паротурбинного двигателя.

 или 34,8%

Удельный расход пара в регенеративном цикле идеальной ПТУ


Удельный расход пара реальной ПТУ

.


Часовой расход пара паровой турбиной

,

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


где hп. в. - энтальпия питательной воды (на цикле точка 11) равна h´отб1;

ηка - КПД парогенератора (котельного агрегата) (задан).

Расход условного топлива

.


Удельный (на 1 кВт·ч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива

,

Удельный расход условного топлива

,

7. Расчет цикла ПГУ


Заданную электрическую мощность парового турбогенератора Nп = NПТУ в установке без паровой регенерации можно обеспечить меньшим расходом пара:


Общий расход пара:


Выведем формулу для определения расхода газов через КУ:


Для изобарного процесса:

 

, тогда

 = 664,8 кг/с

8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономических показателей


Составим уравнение теплового баланса для камеры сгорания:


Расход условного топлива


Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):


где  - теоретическая работа 1 кг рабочего тела в ГТУ;

кДж/кг

кВт

Удельный (на 1 кВт·ч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива


Удельный расход условного топлива



9. Технико-экономические характеристики ПГУ


Термический КПД парогазового цикла


Абсолютный электрический КПД

.

 или 43,2%

В парогазовой установке топливо расходуется только в камере сгорания газовой части схемы, т.е. расход натурального топлива на ПГУ

.

Расход условного топлива на ПГУ

.

Общая электрическая мощность ПГУ

МВт

Удельный (на 1 кВт·ч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива


Удельный расход условного топлива

.



10. Анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок


Таблица 1. Параметры энергогенерирующих установок.

Параметры

Обозначения

ГТУ

ПТУ

ПГУ

Мощность

N, МВт

77

209

Расход натурального топлива

B, м3

51107

20367,9

51107

Расход условного топлива

В, кг/ч

61875,5

24659

61875,5

Удельный расход натурального топлива

b, м3/кВт*ч

0,387

0,265

0,245

Удельный расход условного топлива, b

b, кг/кВт*ч

0,469

0,32

0,296

Электрический кпд

hэл, %

27,3

34,8

43,2

Термический кпд

ht, %

28,1

35,9

44,5

Из приведенной выше таблицы видно, что самой неэкономичной установкой является ГТУ, так как, имея наивысший удельный расход топлива, она обладает самым низким значением КПД на выходе. Самую наивысшую мощность имеет объединенная парогазовая установка - 209 МВт, а также наименьший расход топлива. Уменьшение расходов происходит из-за более рационального его использования. Отличительной особенностью ПГУ является высокий КПД - 44,5%. Из этого следует, что применение парогазовых установок более выгодно.

Список использованной литературы


1.       Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. - М.: Издательство МЭИ, 2002.

2.      Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойств воды и водяного пара. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 79 с.

.        Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов. /Под ред.Е.Я. Соколова. - М.: Энергия, 1979.

.        Конспект лекций по дисциплине "Технологии энергетического производства".

Похожие работы на - Определение технико-экономических показателей парогазовых установок

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!