Расчёт цикла парогазовой установки

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Санкт-Петербургский государственный технологический университет растительных полимеров»

 

Кафедра теплосиловых установок и тепловых двигателей

 

 

 

 

РАСЧЕТ ЦИКЛА ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ

 

 

 

 

 

 

 

 

Студент                                                                                           Кумбышев А.А.

                                                                                                                 Группа 423

 

Руководитель                                                                                         Горбай С.В.

 

 

 

 

 

 

Санкт-Петербург

2015

Содержание

1. Введение                                                                                                                             3
2. Расчет параметров цикла ГТУ                                                                                          6
3. Определение расходов рабочих тел ПГУ                                                                        7
4. Построение теплового процесса расширения пара в турбине                                       8
5. Расчет регенеративной системы паровой турбины                                                        9
6. Определение мощности, развиваемой паровой турбиной                                           10
7. Определение расхода охлаждающей воды в конденсаторе паровой турбины          11
8. Определение показателей эффективности ПГУ                                                           11
9. Влияние паровой регенерации на эффективность ПГУ                                               11
10. Исследование эффективности ПГУ при трехступенчатом сжатии воздуха

 в компрессоре                                                                                                                              14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Введение

ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ СХЕМЫ ПАРОГАЗОВОЙУСТАНОВКИ С ВЫСОКОНАПОРНЫМ ПАРОГЕНЕРАТОРОМ

Стремление повысить термический КПД паротурбинных газотурбинных установок привело к созданию комбинированных парогазовых циклов. В этих установках работают два рабочих тела: газообразные продукты сгорания топлива и водяной пар. Принципиальная схема такой парогазовой установки с высоконапорным парогенератором представлена на рис. 1. Она состоит из следующего основного оборудования: высоконапорного парогенератора (ВПГ) с промежуточным перегревом пара, паровой конденсационной турбины, газотурбинного агрегата, включающего газовую турбину (ГТ) и компрессор (К).

Установка работает следующим образом: атмосферный воздух, сжатый в компрессоре, подается в высоконапорный парогенератор, работающий на жидком или газообразном топливе, сжигаемом под давлением. Продукты сгорания топлива с требуемой температурой (700-1100°С) поступают в газовую турбину, в которой расширяются до атмосферного давления и затем, охладившись в горячей стороне газового подогревателя до температуры 120-160°С, выбрасывается в атмосферу.

Перегретый пар из ВПГ поступает в часть высокого давления (ЧВД) паровой турбины, в которой расширяется до промежуточного давления . Далее пар отводится из турбины а промежуточный пароперегреватель, где нагревается до первоначального значения температуры. Вновь перегретый пар возвращается в часть низкого давления (ЧНД) паровой турбины, в которой расширяется до давления в конденсаторе (КД).

Конденсат из конденсатора, под действием конденсатных насосов, прокачивается через систему регенеративных подогревателей, включающую в себя подогреватель низкого давления (ПНД) и деаэратор (Д).

Подогрев воды в них осуществляется паром, отбираемым из отборов турбины.

Подогретая таким образом питательная вода насосом (ПН) подается в холодную сторону газового подогревателя, где нагревается до температуры кипения и затем направляется в высоконапорный парогенератор.

 

 

 

 

                      

 

Рис.1 Принципиальная схема ПГУ:

 

ВПГ – высоконапорный парогенератор; ГТ – газовая турбина; К – компрессор; ГП – газовый подогреватель; ЧВД, ЧНД – части высокого и низкого давления паровой турбины; КД – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПНД – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор; ПН – питательный насос;

1, 2 (2д) – всасывание и нагнетание воздуха в компрессоре; 3, 4 (4д) – вход и выход газа в газовой турбине; 5 – выброс газа в атмосферу; 6, 7 (7д) – вход и выход пара ЧВД; 8, 9 (9д) – вход и выход пара в ЧНД; 10 – вход основного потока конденсата из конденсатора; 11 – выход подогретого конденсата из ПНД; 12 – подача питательной воды в газовый подогреватель; 13 – подача питательной воды в ВПГ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Термический цикл ТГУ с ВПГ представлен на рис.2 и включает в себя следующие процессы:

1-2 – процесс изоэнтропного сжатия воздуха в компрессоре;

1-2 – действительный (политропный) процесс сжатия воздуха в компрессоре;

2-3-m – изобарный процесс сжигания топлива в ВПГ, связанный с подводом теплоты к циклам газотурбинной и паросиловой установок;

3-4 и 3-4 – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения газа в газовой турбине;

4-5 – изобарный процесс  охлаждения отработавших в газовой  турбине газов в газовом подогревателе;

5-1 – изобарный процесс  охлаждения продуктов сгорания  в атмосфере;

6-7 и 6-7 – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения пара в ЧВД паровой турбины;

7-8 – изобарный процесс  перегрева пара во вторичном  пароперегревателе;

8-9 и 8-9 – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения пара в ЧНД паровой турбины;

9-10 – изобарно-изотермический  процесс конденсации пара, отработавшего  в паровой турбине;

10-11-12 – изобарный процесс  подогрева основного потока конденсата  в ПНД и деаэраторе;

12-13 – изобарный процесс  подогрева питательной воды в  газовом подогревателе за счет  регенерации теплоты в цикле  газотурбинной установки в процессе 4-5.

Подогреватель низкого давления регенеративной системы паросиловой установки (ПСУ) является теплообменником поверхностного типа, в котором по трубкам движется питательная вода, а в межтрубное пространство подается греющий пар из отбора турбины. Образующийся в межтрубном пространстве ПНД конденсат отводится в трубопровод, подводящий основной поток конденсата к ПНД.

Деаэратор – это подогреватель смешивающего типа, в котором питательная вода смешивается с греющим паром. Одновременно с этим он служит и для деаэрации, т.е. выделения из питательной воды коррозионно-активных газов, таких как кислород и углекислый газ .

            

Рис. 2 T-S диаграмма цикла ПГУ с ВПГ

Степень расчета ПГУ, в которой осуществляется процесс превращения теплоты сжигаемого топлива в полезную работу или мощность, характеризуется термическим КПД:

,

где  – полезная электрическая мощность, развиваемая паровой и газовой турбиной, кВт; – теплота, затраченная в цикле ПГУ, кВт.

Помимо термического КПД показателем эффективности ПГУ может служить удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

, кг/кВт∙ч, где – расход топлива в ВПГ, кг/ч.

 

2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПГУ

Расчет тепловой схемы ПГУ сводится к определению основных параметров состояния рабочих тел и их расходов во всех узловых точках цикла, а также показателей эффективности парогазовой установки.

Исходные данные:

Мощность газотурбинной установки = 27 МВт.

Температура перед газовой турбиной = 795.

Параметры воздуха перед компрессором = 10, = 760 мм.рт.ст.=0,1013МПа

Параметры пара перед паровой турбиной = 4,2 МПа, = 420.

Давление в конденсаторе = 0,012 МПа.

Давление в отборах турбины = 0,12 МПа, = 0,075 МПа.

Давление в промежуточном пароперегревателе = 1,45 МПа.

Внутренний относительный КПД газовой турбины = 0,88.

Внутренний относительный КПД компрессора = 0,85.

Внутренний относительный КПД турбины = 0,78.

Топливо – природный газ, Q= 33000кДж/кг.

Рабочее тело ГТУ обладает свойствами воздуха.

 

 

2.1 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЦИКЛА ГТУ

В качестве определяющего параметра цикла ГТУ при изобарном подводе теплоты принимают степень повышения давления при адиабатном сжатии в компрессоре. Полезную удельную работу цикла ГТУ можно выразить как разность между действительной удельной работой газовой турбины и действительной удельной работой сжатия в компрессоре :

(1)

Выразим каждую из этих работ через ее теоретическое значение:

; .

Запишем выражение для внутреннего относительного КПД реального цикла КПД реального цикла ГТУ в следующем виде:

.   (2)

Как известно, работа сжатия в компрессоре находится из равенства

.  (3)

Для действительных циклов ГТУ оптимальная степень сжатия определяется по формуле [1]:

  ,  (4)

где коэффициенты ;  .

При заданных значениях , , и по выражению находим:

.

Принимаем .

Из соотношения находим:

.

Давление в топке ВПГ составит:

.

Параметры газа на выходе из газовой турбины при изоэнтропном процессе расширения будем определять при условии, что , т.е.

,  (5)

,  (6)

.  (7)

Из соотношений (6) и (7) следует

,  (8)

откуда .

Давление  .

Значение действительных температур газа на выходе из компрессора и газовой турбины найдем из выражений внутреннего относительного КПД этих машин:

, (9)

. (10)

Из выражений (9) и (10) найдем действительные значения температур газа на выходе из компрессора и газовой турбины.

.

.

 

2.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ РАБОЧИХ  ТЕЛ ПГУ

Полезная мощность ГТУ может быть определена из уравнения

.  (11)

В выражении (11) - теоретическая мощность, развиваемая газовой турбиной

,  (12)

а - теоретическая мощность, потребляемая компрессором

,  (13)

Принимая, что , уравнение (11) перепишем в следующем виде:

, (14)

откуда

 

 

здесь значение теплоемкости .

Действительная мощность газовой турбины составит:

.

Действительная мощность, потребляемая компрессором:

.

Расход питательной воды, соответствующий расходу острого пара , подаваемого на паровую турбину, определим из уравнения теплового баланса газового подогревателя с учетом действительных параметров газовой ступени:

,  (15)

или

,  (16)

Температура газа на выходе из газового подогревателя принимается равной . При более низкой температуре наблюдается сернистая коррозия поверхностей нагрева.

Энтальпия воды на выходе из смешивающего подогревателя (деаэратора) определяется из условия, что питательная вода нагревается в нем до состояния насыщения при давлении греющего пара.

В тепловой схеме ПГУ применяется деаэратор атмосферного типа с давлением греющего пара 0,12 МПа.

По таблицам водяного пара для давления 0,12 МПа находим и . Как видно из рис. 2 питательная вода в газовом подогревателе нагревается до состояния насыщения при давлении 4,0 МПа (точка 13). По таблицам водяного пара находим и определим расход.

.