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 – ηn=0,98; конденсатора ηк=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 s2t=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 p4t=p1 и энтропии s4t=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=p4t 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 | - |
pот1 = f(tнас1) = 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 | - |
pдр1 = f(tнас1)= 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 pот2. Давление отбора pот2 определяется потемпературе насыщения в подогревателе:
(0С)
pот2t=f(tнас2)= 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 | - |
pот2 = f(tнас1) = 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 | - |
pдр2 = f(tнас2) = 0,9 МПа, tдр2 = 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)
tнас3=110,58+6,35=116,93 0С
pот3t = f(tнас3) = 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 |
pот3=f(tнас3)= 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 |
pдр3 = f(tнас3) = 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 Gцв определяется из теплового баланса конденсатора, который для цикла с регенерацией имеет вид:
,
здесь Сpm = 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 φсж; удельную работу действительного цикла lц; термический ηt и абсолютный внутренний ηi КПД цикла для различных величин степени повышения давления σ.
2.Построить графические зависимости ψ=f(σ), φсж=f(σ), lц=f(σ), ηt=f(σ), ηi=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
<