Определение параметров в характерных точках

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 Филимонов Е. М.

Проверил доцент кафедры ТЭ:

Осипов В. Н.

Саратов 2012

Содержание

Реферат………………………………………………………………..………3

Введение……………………………………………………………....……….4

Задание 1……………………………………………………………...……....7

Задание 2……………………………………………………………………..26

Задание 3……………………………………………………………...……...37

Литература……………………………………………………………....…..50

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, ПРОДУКТЫСГОРАНИЯ, 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 δ t = 2-10 °С. Примем степень недогрева таким образом, чтобы давление греющего пара соответствовало показаниям на h-s – диаграмме изобарам.

Дополнительно примем КПД поверхностных подогревателей – η_n=0,98; конденсатора η_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 α 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.

№ варианта	, МПа	, ˚С	, МПа	, -	, -	, -	Δtцв, ˚С	, Мдж/кг	Nэ, МВт	, -	, -	, ˚С
			0,012	0,88	0,82	0,96				0,80	0,88

Таблица 1.1. Исходные данные для расчета

Определение параметров в характерных точках:

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

 

p1, МПа	t1, 0С	ν1, м3/кг	h1, кДж/кг	s1, кДж/(кг∙К)	x1, -
		0,02393	3624,6	6,6992	-

 

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

p2t, МПа	t2t, 0С	ν2t, м3/кг	h2t , кДж/кг	s2t, кДж/(кг∙К)	x2t, -
0,012	49,45		2143,3	6,6992	0,811

 

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	ν2, м3/кг	h2, кДж/кг	s2, кДж/(кг∙К)	x2, -
0,012	49,45	10,9	2321,056	7,2504	0,876

 

Параметры точек 3, 4 t, 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	ν3, м3/кг	h3, кДж/кг	s3, кДж/(кг∙К)	x3, -
0,012	49,45	0,0010119	206,94	0,6963

 

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

p4t, МПа	t4t, 0С	ν4t, м3/кг	h4t, кДж/кг	s4t, кДж/(кг∙К)	x4t, -
	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	ν4, м3/кг	h4, кДж/кг	s4, кДж/(кг∙К)	x4, -
	50,83	0,0010055	226,45	0,7066	-

 

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)

= 19498 (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/(кг К).

(^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	νпв, м3/кг	hпв, кДж/кг	sпв, кДж/(кг∙К)	xпв, -
		0,0011912	993,25	2,5847	-

 

(°С)

p6, МПа	t6, 0С	ν6, м3/кг	h6, кДж/кг	s6, кДж/(кг∙К)	x6, -
	170,29	0,0011032	728,97	2,0259	-

 

Таблица 1.9 Параметры в точке от1t

pот1t, МПа	tот1t, 0С	νот1t, м3/кг	hот1t, кДж/кг	sот1t, кДж/(кг∙К)	xот1t, -
		0,09		6,6992	-

 

p_{от1 =} f(t_нас1) = 3 МПа

 

Таблица 1.10 Параметры в точке oт1

pот1, МПа	tот1, 0С	νот1, м3/кг	hот1, кДж/кг	sот1, кДж/(кг∙К)	xот1, -
		0,097		6,882	-

 

p_{др1 =} f(t_нас1)= 3 МПа

 

Таблица 1.11 Параметры в точке др1

pдр1, МПа	tдр1, 0С	νдр1, м3/кг	hдр1, кДж/кг	sдр1, кДж/(кг∙К)	xдр1, -
	233,84	0,0012163	1008,4	2,6455

 

 

 

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 какдля первого подогревателя по давлению в отборе p_от2. Давление отбора p_от2 определяется потемпературе насыщения в подогревателе:

(⁰С)

p_от2t=f(t_нас2)= 0,9 МПа

 

Таблица 1.14 Параметры в точке от2t

pот2t, МПа	tот2t, 0С	νот2t, м3/кг	hот2t, кДж/кг	sот2t, кДж/(кг∙К)	xот2t, -
0,9		0,222		6,6992	-

 

p_{от2 =} f(t_нас1) = 0,9 МПа

 

Таблица 1.15 Параметры в точке от2

pот2, МПа	tот2, 0С	νот2, м3/кг	hот2, кДж/кг	sот2, кДж/(кг∙К)	xот2, -
0,9		0,26		6,9948	-

 

p_{др2 =} f(t_нас2) = 0,9 МПа, t_др2 = 175,36 ⁰С

 

 

Таблица 1.16 Параметры в точке др2

pдр2, МПа	tдр2, 0С	νдр2, м3/кг	hдр2, кДж/кг	sдр2, кДж/(кг∙К)	xдр2, -
0,9	175,36	0,0011213	742,6	2,0941

 

p₅ = 16 МПа, t₅ = 170,79-59,71 =110,58 ⁰С

 

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

 

Таблица 1.17 Параметры в точке 5

p5, МПа	t5, 0С	ν5, м3/кг	h5, кДж/кг	s5, кДж/(кг∙К)	x5, -
	110,58	0,0010439	475,34	1,4117	-

 

 

 

 

Расчет третьего подогревателя:

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

для теоретического цикла:

(16)

для действительного цикла:

(17)

t_нас3=110,58+6,35=116,93 ⁰С

p_{от3t =} f(t_нас3) = 0,18 МПа

 

Таблица 1.18 Параметры в точке от3t

pот3t, МПа	tот3t, 0С	νот3t, м3/кг	hот3t, кДж/кг	sот3t, кДж/(кг∙К)	xот3t, -
0,18		0,9		6,6992	0,917

 

p_от3=f(t_нас3)= 0,18 МПа

 

Таблица 1.19 Параметры в точке от3

pот3, МПа	tот3, 0С	νот3, м3/кг	hот3, кДж/кг	sот3, кДж/(кг∙К)	xот3, -
0,18		0,97		7,09	0,989

 

p_{др3 =} f(t_нас3) = 0,18 МПа

 

Таблица 1.20 Параметры в точке др3

pдр3, МПа	tдр3, 0С	νдр3, м3/кг	hдр3, кДж/кг	sдр3, кДж/(кг∙К)	xдр3, -
0,18	116,93	0,0010579	490,7	1,4944

 

 

 

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

Точ- ки	p	t	ν	h	s	x	α	D
МПа	0С	м3/кг	кДж/кг	кДж/(кг∙К)	–	–	кг/с
1			0,02393	3624,6	6,6992	–		336,8
2t	0,012	49,45		2143,3	6,6992	0,811	0,665	232,972
2	0,012	49,45	10,9	2321,06	7,2504	0,876	0,689	232,055
3	0,012	49,45	0,0010119	206,94	0,6963			336,8
4t		50,02	0,0010051	222,94	0,6963	–		336,8
4		50,83	0,0010055	226,45	0,7066	–		336,8
5		110,58	0,0010439	475,34	1,4117	–		336,8
6		170,29	0,0011032	728,97	2,0259	–		336,8
пв			0,0011912	993,25	2,5847	–		336,8
от1t			0,088342		6,6992	–	0,129	43,45
от1			0,097252		6,882	–	0,12	40,42
др1		233,84	0,0012163	1008,4	2,6455		0,12	40,42
от2t	0,9		0,24252		6,6992	–	0,109	36,71
от2	0,9		0,28104		6,9948	–	0,101	34,02
др2	0,9	175,36	0,0011213	742,6	2,0941		0,221	74,43
от3t	0,18		0,9		6,6992	0,917	0,097	32,67
от3	0,18		0,97		7,09	0,989	0,09	30,31
др3	0,18	116,93	0,0010579	490,7	1,4944		0,311	104,74

 

Таблица 1.22 – Характеристики паротурбинной установки

Величина	Размер-ность	Паротурбинная установка
с регенерацией	без регенерации
Расход пара в голову турбины, D1	кг/с	336,8	283,9
Расход циркуляционной воды, Gцв	кг/с	6894,93	7878,5
Кратность циркуляции, m	-	29,71	27,75
Годовой расход натурального топлива, B	т/год	895937,76	975093,12
Годовой расход условного топлива, Bу	т у.т./год	1191114,72	1296760,32
Термический КПД цикла, ηt	%	46,93	43,08
Абсолютный внутренний КПД цикла, ηi	%	41,14	37,79
Эффективный КПД установки, ηе	%	32,912	30,232
Электрический КПД-нетто установки, ηэнт	%	27,804	25,539

 

Задание №2

 

Газотурбинная установка (ГТУ) работает по циклуБрайтона с подводом теплоты при постоянном давлении без регенерации (рис.2.1). Атмосферный воздух с давлением p₁ итемпературой 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.

Задание:

1.Определить параметры в характерных точках: коэффициент ψ, учитывающий уменьшение подводимой теплоты по сравнению с теоретическим циклом; удельную работу сжатия теоретического цикла φ_сж; удельную работу действительного цикла l_ц; термический η_t и абсолютный внутренний η_i КПД цикла для различных величин степени повышения давления σ.

2.Построить графические зависимости ψ=f(σ), φ_сж=f(σ), l_ц=f(σ), η_t=f(σ), η_i=f(σ).

3. Изполученных 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

<