Расчет циклов парогазовых установок (ПГУ) курсовая работа

1
2
3
4
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ ...................................................... 5
2. ВВЕДЕНИЕ................................................................................................................. 6
3. РАСЧЕТ ОСНОВНОГО ЦИКЛА ПГУ С КОТЛОМ-УТИЛИЗАТОРОМ ..... 7
3.1. Расчет газового цикла .......................................................................................... 8
3.2. Расчет цикла ПТУ .............................................................................................. 12
3.3. Расчет цикла ПГУ............................................................................................... 15
4. РАСЧЕТ ЦИКЛА ПГУ С ВВЕДЕННЫМ ППП И РЕГЕНЕРАТИВНЫМ
ОТБОРОМ ПАРА ........................................................................................................ 18
4.1. Расчет цикла ПТУ .............................................................................................. 18
4.2. Расчет ПГУ с введений ППП в цикле ПТУ ..................................................... 23
5. РАСЧЕТ ДЕЙСТВИТЕЛЬНОГО ЦИКЛА ПГУ С ППП И
РЕГЕНЕРАТИВНЫМ ОТБОРОМ .......................................................................... 25
5.1. Расчет действительного цикла ГТУ ................................................................. 25
5.2. Расчет действительного цикла ПТУ с ППП и отбором пара на регенерацию
..................................................................................................................................... 29
5.3. Расчет действительного цикла ПГУ ................................................................. 33
6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ ....................................................................................................... 35
7. ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………...…………36
8. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ................................................................ 42
5
1. ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
ГТ – газовая турбина;
ГТУ – газотурбинная установка;
КПД – коэффициент полезного действия;
КС – камера сгорания;
КУ – котел-утилизатор;
ПГУ – парогазовая установка;
ППП – промежуточный перегрев пара;
ПТУ – паротурбинная установка;
ЧВД – часть высокого давления;
ЧНД – часть низкого давления;
6
2. ВВЕДЕНИЕ
ПГУ содержит два отдельных двигателя: паросиловой и газотурбинный. В
ГТУ турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива (топливом может
служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности). На одном
валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора
вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты
сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе имеют все еще высокую
температуру. После газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую
установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар.
Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до
состояния, необходимого для использования в паровой турбине.
ГТУ состоит из воздушного компрессора, КС, ЭГ, ГТ, на одном валу с ГТ
находится также топливный компрессор. ПТУ состоит из парогенератора (котлаутилизатора) паровой турбины, конденсатора, и питательного насоса.
Основным преимуществом использования ПГУ является возможность
достижения КПД более 60%. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых
установок КПД обычно находится в пределах 33-45%, у ГТУ в диапазоне 28-42%.
Также можно отметить низкую стоимость единицы установленной мощности.
К недостаткам ПГУ можно отнести ограниченность используемого топливо,
как правило это природный газ – основное топливо и резервное – дизельное
топливо.
7
3. РАСЧЕТ ОСНОВНОГО ЦИКЛА ПГУ С КОТЛОМ-УТИЛИЗАТОРОМ
Рисунок 1. Основная схема ПГУ
Рисунок 2. Основной цикл ПГУ
8
3.1. Расчет газового цикла
Графики процессов приведены в приложении 1.
Термодинамические процессы цикла ГТУ:
I-II – адиабатное сжатие рабочего тела;
II-III – изобарный подвод теплоты в КС;
III-IV – адиабатное расширение рабочего тела в ГТ;
IV-ух – изобарный отвод теплоты в КУ;
ух-I – изобарный отвод теплоты с выхлопом продуктов сгорания в окружающую
среду;
При расчете цикла ГТУ принимаю следующие допущения:
1. Рабочее тело обладает свойствами воздуха
2. Рабочее тело является идеальным газом
3. Теплоемкости воздуха считаются по молекулярно-кинетической теории без
учета зависимости от температуры
Параметры рабочего тела буду заносить в таблицу 1.
Таблица 1
Состояние
Параметры
р, бар
Т, К
𝑣, м3 / кг
I
1,04
286
0,7893
II
7,904
510,6
0,1854
III
7,904
1543
0,5603
IV
1,04
864,3
2,385
Заданные температуры 𝑇𝐼 и 𝑇𝐼𝐼𝐼 перевожу в Кельвины:
𝑇𝐼 = 13 + 273 = 286 К, 𝑇𝐼𝐼𝐼 = 1270 + 273 = 1543 К
Из уравнения состояния определю удельный объем для I точки:
9
𝑝𝐼 ∙ 𝑣𝐼 = 𝑅 ∙ 𝑇𝐼 ⇒ 𝑣𝐼 =
𝑅∙𝑇𝐼
𝑝𝐼
=
287∙286
м3
1,04∙10
кг
= 0,7893
5
Степень повышения давления в компрессоре определяется как отношение
конечного давления к начальному, из условия, что 𝛽 = 7,6 определю давление в
точке II.
𝛽=
𝑝𝐼𝐼
𝑝𝐼
⇒ 𝑝𝐼𝐼 = 𝛽 ∙ 𝑝𝐼 = 1,04 ∙ 7,6 = 7,904 бар
Процесс II-III изобарный подвод теплоты в КС ⇒ 𝑝𝐼𝐼 = 𝑝𝐼𝐼𝐼 = 7,904 бар
Процессы IV-ух и ух-I – также носят изобарный характер (отвод теплоты в КУ и в
окружающую среду соответственно) ⇒ 𝑝𝐼𝑉 = 𝑝ух = 𝑝𝐼 = 1,04 бар
Процесс I-II – адиабатное сжатие в компрессоре, найду объем во втором состоянии
через уравнение адиабатного процесса:
1
1
𝑝
𝑣 𝑘
𝑝 𝑘
𝑣
𝑝 𝑘
𝑝𝐼 ∙ 𝑣𝐼𝑘 = 𝑝𝐼𝐼 ∙ 𝑣𝐼𝐼𝑘 ⇒ 𝐼𝐼 = ( 𝐼 ) ⇒ ( 𝐼𝐼) = 𝐼 ⇒ 𝑣𝐼𝐼 = 𝑣𝐼 ∙ ( 𝐼 )
𝑝
𝑣
𝑝
𝑣
𝑝
𝐼
𝐼𝐼
𝐼
𝐼𝐼
𝐼𝐼
Так как рабочее тело мы считаем идеальным газом, поэтому показатель адиабаты
принимаю равным k = 1,4
1
1
𝑝 𝑘
1,04 1,4
м3
𝑣𝐼𝐼 = 𝑣𝐼 ∙ ( 𝐼 ) = 0,7893 ∙ (
= 0,1854
)
𝑝𝐼𝐼
7,904
кг
Тогда, через уравнение состояния идеального газа найду температуру во II точке:
𝑝𝐼𝐼 ∙ 𝑣𝐼𝐼 = 𝑅 ∙ 𝑇𝐼𝐼 ⇒ 𝑇𝐼𝐼 =
𝑝𝐼𝐼 ∙𝑣𝐼𝐼
𝑅
=
7,904∙105 ∙0,1854
287
= 510,6 К
10
Также через уравнение состояния найду объем в третьем состоянии:
𝑝𝐼𝐼𝐼 ∙ 𝑣𝐼𝐼𝐼 = 𝑅 ∙ 𝑇𝐼𝐼𝐼 ⇒ 𝑣𝐼𝐼𝐼 =
𝑅∙𝑇𝐼𝐼𝐼
𝑝𝐼𝐼𝐼
=
287∙1543
м3
7,904∙10
кг
= 0,5603
5
Процесс III-IV адиабатное расширение рабочего тело в турбине, определю объем в
четвертом состоянии:
𝑝𝐼𝑉
𝑝𝐼𝐼𝐼
𝑣𝐼𝐼𝐼 𝑘
= (
𝑣𝐼𝑉
)
1
1
𝑝
7,904 1,4
м3
𝑘
⇒ 𝑣𝐼𝑉 = 𝑣𝐼𝐼𝐼 ∙ ( 𝐼𝐼𝐼) = 0,5603 ∙ (
= 2,385
)
𝑝𝐼𝑉
1,04
кг
По уравнению состояния идеального газа найду температуру в IV состоянии:
𝑝𝐼𝑉 ∙ 𝑣𝐼𝑉 = 𝑅 ∙ 𝑇𝐼𝑉 ⇒ 𝑇𝐼𝑉 =
𝑝𝐼𝑉 ∙𝑣𝐼𝑉
𝑅
=
1,04∙105 ∙2,385
287
= 864,3 К
Вычислю удельные количества подводимой и отводимой теплоты:
𝐶𝑝 =
𝜇𝐶𝑝
𝜇
=
29,1
28,97
= 1,004
кДж
кг∙К
𝑞𝐼ГТУ = 𝐶𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝐼𝐼 − 𝑇𝐼𝐼 ) = 1,004 ∙ (1543 − 510,6) = 1036,5
𝑞𝐼𝐼ГТУ = 𝐶𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝑉 − 𝑇𝐼 ) = 1,004 ∙ (864,3 − 286) = 580,6
Полезная теплота цикла:
кДж
кДж
кг
кг
11
𝑞0ГТУ = 𝑞𝐼ГТУ − 𝑞𝐼𝐼ГТУ = 1036,5 − 580,6 = 455,9
кДж
кг
Определю удельную работу компрессора и турбины:
𝑙тГТУ = 𝐶𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝐼𝐼 − 𝑇𝐼𝑉 ) = 1,004 ∙ (1543 − 864,3) = 681,4
𝑙кГТУ = 𝐶𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝐼 − 𝑇𝐼 ) = 1,004 ∙ (510,6 − 286) = 225,5
кДж
кг
кДж
кг
Полезная работа цикла:
𝑙0ГТУ = 𝑙тГТУ − 𝑙кГТУ = 681,4 − 225,5 = 455,9
кДж
кг
𝑞0ГТУ = 𝑙0ГТУ ⇒ условие выполняется
Определю термический КПД цикла ГТУ:
𝜂𝑡 =
𝑙0ГТУ
𝑞𝐼ГТУ
=
455,9
1036,5
= 0,4398 (43,98%)
Проверка через степень повышения давления:
𝜂𝑡 = 1 −
1
𝑘−1
𝛽 𝑘
=1−
1
1,4−1
7,6 1,4
Расход рабочего тела:
= 0,4398 (43,98%) − проверка выполняется
12
𝑀̇ГТУ =
𝑁
160∙106
𝑙0
455,9∙103
ГТУ =
= 350,95
кг
с
Расход топлива в КС ГТУ:
𝐵тГТУ =
𝑞𝐼ГТУ ∙𝑀̇ГТУ
р
𝑄н
=
1036,5∙103 ∙350,95
50∙106
= 7,275
кг
с
3.2. Расчет цикла ПТУ
Графики процессов приведены в приложении 2.
В цикле с ПТУ работой насоса пренебрегаем, данные расчетов записываю в
таблицу 2.
Таблица 2
Состояние
Параметры и функции
P, бар
t, ℃
h,
кДж
s,
кг
x
кг∙К
м3
𝑣,
кг
кДж
1
80
565
3556
6,922
0,0462
-
2
0,06
36,2
2131,4
6,922
19,4
0,8197
3
0,06
36,2
151
0,521
0,001
0
Состояние 1 – перегретый пар, расчет параметров произвожу по таблицам,
при помощи метода линейной интерполяции:
7,02−6,88
600−550
=
3640−3520
600−550
𝑠1 −6,88
565−550
=
⇒ 𝑠1 =
ℎ1 −3520
565−550
(7,02−6,88)∙(565−550)
⇒ ℎ1 =
600−550
+ 6,88 = 6,922
(3640−3520)∙(565−550)
600−550
кДж
кг∙К
+ 3520 = 3556
кДж
кг
13
0,0484−0,0452
600−550
=
𝑣1 −0,0452
565−550
⇒ 𝑣1 =
(0,0484−0,0452)∙(565−550)
600−550
+ 0,0452 = 0,0462
м3
кг
Процесс 1-2 адиабатное расширение пара в турбине, тогда:
𝑠1 = 𝑠2 = 6,922
кДж
кг∙К
Состояние 2 – влажный пар, расчет через степень сухости.
𝑡2 = 𝑡𝑠 = 36,2 ℃
По известной энтропии определю степень сухости в состоянии 2:
𝑠2 = 𝑠 ′ ∙ (1 − 𝑥) + 𝑠 ′′ ∙ 𝑥
6,922 = 0,521 ∙ (1 − 𝑥) + 8,33 ∙ 𝑥 ⇒ 𝑥 = 0,8197
ℎ𝑥 = ℎ′ ∙ (1 − 𝑥) + ℎ′′ ∙ 𝑥 = 151 ∙ (1 − 0,8197) + 2567 ∙ 0,8197 = 2131,4
𝑣𝑥 = 𝑣 ′ ∙ (1 − 𝑥) + 𝑣 ′′ ∙ 𝑥 = 0,001 ∙ (1 − 0,8197) + 23,7 ∙ 0,8197 = 19,4
м3
Процесс 2-3 изобарно-изотермическая конденсация пара в конденсаторе:
𝑝2 = 𝑝3 = 0,06 бар
кДж
кг
кг
14
𝑡2 = 𝑡3 = 36,2 ℃
Состояние 3 – кипящая вода, параметры выписываю из таблицы:
𝑣 ′ = 0,001
м3
кг
𝑠 ′ = 0,521
кДж
кг∙К
ℎ′ = 151
кДж
кг
Рассчитаю удельные количества подведенной и отведенной теплоты:
𝑞1ПТУ = ℎ1 − ℎ3 = 3556 − 151 = 3405
кДж
кг
𝑞2ПТУ = ℎ2 − ℎ3 = 2131,4 − 151 = 1980,4
кДж
кг
Тогда полезная удельная теплота цикла ПТУ:
𝑞0ПТУ = 𝑞1ПТУ − 𝑞1ПТУ = 3405 − 1980,4 = 1424,6
кДж
кг
Так как в цикле ПТУ работой насосы мы пренебрегаем, удельная полезная
работа будет равна удельной работе турбины:
𝑙0ПТУ = 𝑙тПТУ = ℎ1 − ℎ2 = 1424,6
кДж
кг
𝑞0ПТУ = 𝑙0ПТУ – условие выполняется
15
Термический КПД цикла ПТУ:
𝑙 ПТУ
1424,6
𝑞1
3405
𝜂𝑡 = 0ПТУ =
= 0,4184 (41,84%)
3.3. Расчет цикла ПГУ
Температура уходящих газов:
𝑇ух = 273 + 128 = 401 К
Удельное количество теплоты, отданное газами в КУ, определяется по формуле:
𝑞2∗ГТУ = 𝐶𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝑉 − 𝑇ух ) = 1,004 ∙ (864,3 − 401) = 465,2
кДж
кг
Из теплового баланса КУ модно найти расход пара D в ПТУ:
𝑞2∗ГТУ ∙ 𝑀̇ ∙ 𝜂КУ = 𝑞1ПТУ ∙ 𝐷
𝐷=
𝑞2∗ГТУ ∙𝑀̇∙𝜂КУ
𝑞1ПТУ
=
465,2∙103 ∙350,95∙0,83
3405∙103
= 39,8
кг
с
Мощность ПТУ 𝑁ПТУ = 𝐷 ∙ 𝑙0ПТУ = 39,8 ∙ 1426 ∙ 103 = 56,7 МВт
Теперь можно посчитать мощность ПГУ, как сумму мощностей ПТУ и ГТУ:
16
𝑁 = 𝑁ПТУ +𝑁ГТУ = 56,7 + 160 = 216,7 МВт
Расход топлива в ПТУ найду по следующей формуле:
𝑞1ПТУ ∙𝐷
𝐵тПТУ =
=
р
𝑄н ∙𝜂пг
3405∙103 ∙39,8
50∙106 ∙0,83
= 3,266
кг
с
Суммарный расход топлива при раздельной выработке электроэнергии в циклах
ГТУ и ПТУ составит:
сумм
𝐵т
= ВПТУ
+ ВПТУ
= 7,275 + 3,266 = 10,54
т
т
кг
с
Термический КПД цикла ПГУ:
𝜂𝑡ПГУ =
𝑁ПГУ
𝑞𝐼ГТУ ∙𝑀̇
=
216,7∙106
350,95∙1036,5∙103
= 0,5957 (59,57%)
Расход охлаждающей воды:
ПТУ ∙𝐷
𝑞
𝑀̇в = 2
Св ∙∆𝑡
𝐵тПГУ = 𝐵тГТУ
=
1980,4∙39,8
4,19∙18
= 1045,1
кг
с
17
Вывод: КПД цикла ПГУ выше, чем КПД ГТУ и ПТУ, работающих раздельно, за
счет использования теплоты уходящих газов, отработавших в ГТ в КУ, для
получения пара. Также, расход топлива раздельной работы установок выше, т.к. в
цикле ПГУ расход топлива имеет место только в КС ГТУ.
18
4. РАСЧЕТ ЦИКЛА ПГУ С ВВЕДЕННЫМ ППП И РЕГЕНЕРАТИВНЫМ
ОТБОРОМ ПАРА
С введением перегрева пара в схему добавляется ППП, для повышения
температуры пара после ЧВД. Основное назначение ППП – повышение степени
сухости пара, также при правильно подобранных параметрах увеличивается КПД
установки. С введением регенеративного отбора пара в схему добавляется
регенератор, теплообменный аппарат для подогрева питательной воды.
Рисунок 3. Схема ПГУ с ППП и отбором пара на регенерацию
График цикла приведен в приложении 3.
4.1. Расчет цикла ПТУ
Графики процессов приведены в приложении 4.
Цикл ГТУ остается без изменений, поэтому сразу приступаю к расчету цикла
ПТУ, параметры приведены в таблице 3:
19
Таблица 3
Состояние
Параметры и функции
p, бар
t, ℃
h,
кДж
s,
кг
x
кг∙К
м3
𝑣,
кг
кДж
1
80
565
3556
6,922
0,0462
-
2′
0,06
36,2
2240,8
7,272
20,50
0,865
3
0,06
36,2
151
0,521
0,001
0
а
40
447,6
3323,4
6,922
0,07969
-
в
40
565
3594,2
7,272
0,09453
-
о
5
253,2
2962,3
7,272
0,480
-
o'
5
151,8
640
1,86
0,0011
0
Пар поступает на перегрев в ППП после ЧВД при температуре 𝑡а , и
перегревается до температуры равно 𝑡в = 𝑡1 = 565℃
Процесс a – в - изобарный перегрев пара (𝑝𝑎 = 𝑝в = 40 бар)
Процесс o – 𝑜 ′ - изобарный отвод теплоты от пара в регенераторе (𝑝𝑜 = 𝑝𝑜′ = 5бар)
Состояние в – перегретый пар, расчет через линейную интерполяцию:
7,37−7,23
600−550
=
3674−3560
600−550
𝑠в −7,23
565−550
=
0,0988−0,0927
600−550
⇒ 𝑠в =
ℎв −3560
565−550
=
(7,37−7,23)∙(565−550)
⇒ ℎв =
𝑣в −0,0927
565−550
600−550
+ 7,23 = 7,272
(3674−3560)∙(565−550)
600−550
⇒ 𝑣в =
кг∙К
+ 3560 = 3594,2
(0,0988−0,0927)∙(565−550)
600−550
кДж
кДж
кг
+ 0,0927 = 0,09453
м3
кг
Состояние а – перегретый пар, т.к. процесс 1 – а адиабатное расширение рабочего
тела в ЧВД 𝑠1 = 𝑠𝑎 = 6,922
кДж
450−400
(450−400)∙(6,922−6,76)
6,93−6,76
=
𝑡𝑎 −400
6,922−6,76
⇒ 𝑡𝑎 =
кг∙К
, расчет через линейную интерполяцию:
6,93−6,76
+ 400 = 447,6 ℃
20
3329−3211
6,93−6,76
=
0,0800−0,0734
6,93−6,76
ℎ𝑎 −3211
6,922−6,76
=
⇒ ℎ𝑎 =
𝑣𝑎 −0,0734
6,922−6,76
(3329−3211)∙(6,922−6,76)
6,93−6,76
⇒ 𝑣𝑎 =
+ 3211 = 3323,4
(0,800−0,0734)∙(6,922−6,76)
6,93−6,76
кДж
кг
+ 0,0734 = 0,07969
м3
кг
Состояние 2′ - влажный пар 𝑡2′ = 36,2 ℃, расчет параметров через степень сухости:
7,272 = 0,521 ∙ (1 − 𝑥) + 8,33 ∙ 𝑥 ⇒ 𝑥 = 0,865
Степень сухости увеличилась с введением ППП, что положительно сказывается на
работе паровой турбины.
ℎ2′ = 151 ∙ (1 − 0,865) + 2567 ∙ 0,865 = 2240,8
𝑣2′ = 0,001 ∙ (1 − 0,865) + 23,7 ∙ 0,865 = 20,5
кДж
кг
м3
кг
Состояние о – перегретый пар. Расчет через линейную интерполяцию:
300−250
7,45−7,26
=
3026−2958
7,45−7,26
7,272−7,26
=
0,522−0,474
7,45−7,26
𝑡𝑜 −250
=
⇒ 𝑡𝑜 =
ℎ𝑜 −2958
7,272−7,26
(300−250)∙(7,272−7,26)
7,45−7,26
⇒ ℎ𝑜 =
𝑣𝑜 −0,474
7,272−7,26
⇒ 𝑣𝑜 =
+ 250 = 253,2 ℃
(3026−2958)∙(7,272−7,26)
7,45−7,26
+ 2958 = 2962,3
(0,522−0,474)∙(7,272−7,26)
7,45−7,26
+ 0,474 = 0,480
Состояние о′ - кипящая вода, выписываю параметры из таблицы:
𝑡𝑜′ = 151,8 ℃ 𝑣𝑜′ = 0,0011
м3
кг
ℎ𝑜′ = 640
кДж
кг
𝑠𝑜′ = 1,86
кДж
кг∙К
кДж
кг
м3
кг
21
Определение доли пара 𝛼о направляемого из отбора турбины в регенератор:
Составлю тепловой баланс регенератора:
𝐷𝑜 ∙ ℎ𝑜 + 𝐷к ∙ ℎ3 = 𝐷 ∙ ℎ𝑜′
𝐷𝑜 ∙ ℎ𝑜 + (𝐷 − 𝐷𝑜 ) ∙ ℎ3 = 𝐷 ∙ ℎ𝑜′ /𝐷
𝛼𝑜 ∙ ℎ𝑜 + (1 − 𝛼𝑜 ) ∙ ℎ3 = ℎ𝑜′
𝛼𝑜 ∙ ℎ𝑜 + ℎ3 − ℎ3 ∙ 𝛼𝑜 = ℎ𝑜′
𝛼𝑜 ∙ (ℎ𝑜 − ℎ3 ) = ℎ𝑜′ − ℎ3
𝛼𝑜 =
ℎ𝑜′ − ℎ3
ℎ𝑜 −ℎ3
=
640−151
2962,3−151
= 0,174 (17,4%)
Расчет удельного количества подводимой и отводимой теплоты в цикле ПТУ
с ППП:
𝑞1ПТУ = (ℎ1 − ℎ𝑜′ ) + (ℎв − ℎ𝑎 ) = (3556 − 640) + (3594,2 − 3329,4) = 3186,8
𝑞2ПТУ = (ℎ2′ − ℎ3 ) ∙ (1 − 𝛼𝑜 ) = (2240,8 − 151) ∙ (1 − 0,174) = 1726,2
кДж
кг
кДж
кг
Удельная полезная теплота цикла ПТУ с ППП:
𝑞𝑜ПТУ = 𝑞1ПТУ − 𝑞2ПТУ = 3186,8 − 1726,2 = 1460,6
кДж
кг
Полезная работа цикла ПТУ с ППП будет равна работе паровой турбины. В
свою очередь работа паровой турбины будет определяться как сумма работ ЧВД и
ЧНД:
22
𝑙𝑜ПТУ = 𝑙тПТУ = 𝑙т𝐼 +𝑙𝑜𝐼𝐼 = (ℎ1 − ℎ𝑎 ) + 𝛼𝑜 ∙ (ℎв − ℎ𝑜 ) + (1 − 𝛼𝑜 ) ∙ (ℎв − ℎ2′ )
𝑙𝑜ПТУ = (3556 − 3323,4) + 0,174 ∙ (3594,2 − 2962,3) + (1 − 0,174) ∙ (3594,2 −
−2240,8) = 1460,5
кДж
кг
𝑙𝑜ПТУ ≈ 𝑞𝑜ПТУ - условие выполняется.
Термический КПД цикла ПТУ с ППП:
𝑙 ПТУ
1460,5
𝑞1
3186,8
𝜂𝑡ПТУ = 𝑜ПТУ =
= 0,4583 (45,83%)
С введением отбора пара на регенерацию и ППП КПД цикла ПТУ увеличился, по
сравнению с основным циклом.
Расход пара найду из теплового баланса КУ:
𝑞2∗ГТУ ∙ 𝑀̇ ∙ 𝜂КУ = 𝑞1ПТУ ∙ 𝐷
𝐷=
𝑞2∗ГТУ ∙𝑀̇∙𝜂КУ
𝑞1ПТУ
=
465,2∙103 ∙350,95∙0,83
3186,8∙103
= 42,52
кг
с
Расход пара увеличился с введением отбора на регенерацию.
Мощность ПТУ:
𝑁ПТУ = 𝐷 ∙ 𝑙𝑜ПТУ = 42,52 ∙ 1460,5 ∙ 103 = 62,1 МВт
Вырабатываемая мощность ПТУ увеличилась.
Расход топлива ПТУ с ППП:
23
ВПТУ
=
т
𝑞1ПТУ ∙𝐷
𝑄рн ∙𝜂пг
=
3186,8∙103 ∙42,52
50∙106 ∙0,83
= 3,265
кг
с
Расход топлива ПТУ практически не изменился.
Расход охлаждающей воды в ПТУ:
ПТУ ∙𝐷
𝑞
𝑀̇в = 2
𝐶в ∙∆𝑡
=
1726,2∙42,52
4,19∙18
= 973,2
кг
с
– расход воды снизился.
4.2. Расчет ПГУ с введений ППП в цикле ПТУ
Расчет мощности ПГУ:
𝑁ПГУ = 𝑁ПТУ + 𝑁ГТУ = 160 + 62,1 = 222,1 МВт
Суммарный расход топлива при раздельной выработке электроэнергии:
сумм
Вт
= ВПТУ
+ ВПТУ
= 3,265 + 7,275 = 10,54
т
т
кг
с
Суммарный расход топлива не изменился.
КПД ПГУ с введением ППП в и отбора пара на регенерацию в цикле ПТУ:
𝜂𝑡ПГУ =
𝑁ПГУ
ПГУ ̇ =
𝑞1
∙𝑀
222,1∙106
350,95∙1036,5∙103
= 0,6078 (60,78%)
24
Вывод: в цикле ПГУ с введением ППП и отбора пара на регенерацию КПД
увеличивается, расход топлива остается на прежнем уровне, т.к. цикл ГТУ никак
не изменился (расход топлива только в КС ГТУ).
25
5. РАСЧЕТ ДЕЙСТВИТЕЛЬНОГО ЦИКЛА ПГУ С ППП И
РЕГЕНЕРАТИВНЫМ ОТБОРОМ
При расчете действительного цикла учитываются необратимые потери,
т
которые учтены в заданный внутренних относительных КПД обеих турбин 𝜂𝑜𝑖
и
к
компрессора 𝜂𝑜𝑖
.
5.1. Расчет действительного цикла ГТУ
Графики процессов приведены в приложении 5.
Параметры заношу в таблицу 4.
Таблица 4
Состояние
Параметры
p, бар
T, К
м3
𝑣,
кг
I
1,04
286
0,7893
IIд
7,904
550,2
0,1998
III
7,904
1543
0,5603
IVд
1,04
939
2,591
Внутренние относительные КПД компрессора и газовой турбины:
к
𝜂𝑜𝑖
=
𝑙кГТУ
ГТУ
𝑙тд
𝑙кд
𝑙тГТУ
ГТ
ГТУ ; 𝜂𝑜𝑖 =
Из данных соотношений определяю действительные удельные работы компрессора
и ГТ:
ГТУ
𝑙кд
=
𝑙кГТУ
к
𝜂𝑜𝑖
=
225,5
0,85
= 265,3
кДж
кг
26
ГТ
ГТУ
𝑙тд
= 𝜂𝑜𝑖
∙ 𝑙тГТУ = 0,89 ∙ 681,4 = 606,4
кДж
кг
Также действительные работы ГТ и компрессора:
ГТУ
ГТУ
𝑙кд
= С𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝐼д − 𝑇𝐼 ); 𝑙тд
= С𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝐼𝐼 − 𝑇𝐼𝑉д )
Из данных формул выражаю действительные температуры:
𝑙 ГТУ
265,3
С𝑝
1,004
𝑇𝐼𝐼д = 𝑇𝐼 + кд = 286 +
= 550,2 К
𝑙 ГТУ
606,4
С𝑝
1,004
𝑇𝐼𝑉д = 𝑇𝐼𝐼𝐼 − тд = 1543 −
= 939 К
Теперь при помощи уравнения состояния идеального газа найду объемы в
действительных точках:
𝑝𝐼𝐼 ∙ 𝑣𝐼𝐼д = 𝑅 ∙ 𝑇𝐼𝐼д ⇒ 𝑣𝐼𝐼д =
𝑅∙𝑇𝐼𝐼д
𝑝𝐼𝐼
𝑝𝐼𝑉 ∙ 𝑣𝐼𝑉д = 𝑅 ∙ 𝑇𝐼𝑉д ⇒ 𝑣𝐼𝑉д =
=
𝑅∙𝑇𝐼𝑉д
𝑝𝐼𝑉
287∙550,2
м3
7,904∙10
кг
=
= 0,1998
5
287∙939
м3
1,04∙10
кг
= 2,591
5
Рассчитаю полезную удельную работу действительного цикла ГТУ:
27
ГТУ
ГТУ
ГТУ
𝑙од
= 𝑙тд
− 𝑙кд
= 606,4 − 265,3 = 341,1
кДж
кг
Подводимое и отводимое удельное количество теплоты в действительном
цикле ГТУ:
ГТУ
𝑞𝐼д
= 𝐶𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝐼𝐼 − 𝑇𝐼𝐼д ) = 1,004 ∙ (1543 − 550,2) = 996,8
ГТУ
𝑞𝐼𝐼д
= 𝐶𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝑉д − 𝑇𝐼 ) = 1,004 ∙ (939 − 286) = 655,6
кДж
кг
кДж
кг
Полезная удельная теплота цикла действительного цикла ГТУ:
ГТУ
ГТУ
ГТУ
𝑞од
= 𝑞𝐼д
− 𝑞𝐼𝐼д
= 996,8 − 655,6 = 341,2
кДж
кг
ГТУ
ГТУ
𝑙од
≈ 𝑞од
– условие выполняется.
Внутренний КПД, учитывающий потери энергии за счет необратимости
процессов в действительном цикле ГТУ:
𝜂𝑖ГТУ =
ГТУ
𝑙од
ГТУ
𝑞𝐼д
=
341,1
996,8
= 0,3422 (34,22%)
КПД действительного ГТУ меньше, чем теоретического.
28
Расход рабочего тела в действительном цикле ГТУ:
𝑀̇дГТУ =
𝑁
160∙106
𝑙од
341,1∙103
ГТУ =
= 469,1
кг
с
Расход рабочего тела увеличился, по сравнению с теоретическим циклом.
Расход топлива в КС:
𝐵тГТУ =
ГТУ ̇ ГТУ
𝑞𝐼д
∙𝑀д
р
𝑄н
=
996,8∙469,1∙103
50∙106
= 9,35
кг
с
Расход топлива увеличился.
Таким образом, с учетом необратимости некоторых процессов действительного
цикла ГТУ КПД установки снижается, расходы рабочего тела и топлива
увеличиваются.
29
5.2. Расчет действительного цикла ПТУ с ППП и отбором пара на
регенерацию
Графики процессов приведены в приложении 6.
Расчетные данные занесены в таблицу 5.
Таблица 5
Состояние
Параметры и функции
p, бар
t, ℃
h,
кДж
кг
s,
x
кг∙К
м3
𝑣,
кг
кДж
1
80
565
3556
6,922
0,0462
-
ад
40
458,4
3348,6
6,96
0,0811
-
в
40
565
3594,2
7,272
0,09453
-
од
5
285,5
3031,8
7,39
0,508
-
о′
5
151,8
640
1,86
0,0011
0
2д
0,06
36,2
2389,7
7,76
21,97
0,927
3
0,06
36,2
151
0,521
0,001-
0
Внутренний относительный КПД паровой турбины записанный для
отдельных участков:
т
𝜂𝑜𝑖
=
ПТУ
𝑙тд
𝑙тПТУ
=
ℎ1 −ℎад
ℎ1 −ℎа
=
ℎв −ℎ𝑜д
ℎв −ℎ𝑜
=
ℎв −ℎ2д
ℎв −ℎ2
Определяю энтальпии в действительных точках:
т
ℎад = ℎ1 − 𝜂𝑜𝑖
∙ (ℎ1 − ℎа ) = 3556 − 0,89 ∙ (3556 − 3323) = 3348,6
кДж
кг
30
т
ℎ𝑜д = ℎв − 𝜂𝑜𝑖
∙ (ℎв − ℎ𝑜 ) = 3594,2 − 0,89 ∙ (3594,2 − 2962,3) = 3031,8
кДж
т
ℎ2д = ℎв − 𝜂𝑜𝑖
∙ (ℎв − ℎ2 ) = 3594,2 − 0,89 ∙ (3594,2 − 2240,8) = 2389,7
кДж
кг
кг
Далее методом линейной интерполяции по давлению и энтальпии определяю
параметры в действительных точках:
500−450
3445−3329
=
𝑡ад −450
3348,6−3329
0,0864−0,0800
=
3445−3329
7,09−6,93
3445−3329
300−250
3062−2958
3062−2958
7,45−7,26
3062−2958
𝑡од −250
3031,8−2958
=
=
3348,6−3329
3348,6−3329
=
0,522−0,474
𝑣ад −0,0800
𝑠ад −6,93
=
⇒ 𝑡ад =
⇒ 𝑣ад =
(0,0864−0,800)∙(3348,6−3329)
3445−3329
3445−3329
(300−250)∙(3031,8−2958)
3062−2958
⇒ 𝑣од =
⇒ 𝑠од =
+ 450 = 458,4 ℃
(7,09−6,93)∙(3348,6−3329)
⇒ 𝑡од =
3031,8−2958
3031,8−2958
3445−3329
⇒ 𝑠ад =
𝑣од −0,474
𝑠од −7,26
(500−450)∙(3348,6−3329)
+ 6,93 = 6,96
3062−2951
3062−2958
кДж
кг∙К
+ 250 = 285,5 ℃ ,
(0,522−0,474)∙(3031,8−2958)
(7,45−7,26)∙(3031,8−2958)
+ 0,0800 = 0,0811
+ 0,474 = 0,508
+ 7,26 = 7,39
Точка 2д – влажный пар, расчет через степень сухости:
кДж
кг∙К
м3
кг
м3
кг
31
2389,7 = 151 ∙ (1 − 𝑥) + 2567 ∙ 𝑥 ⇒ 𝑥 = 0,927
Степень сухости увеличилась.
𝑠𝑥 = 0,521 ∙ (1 − 0,927) + 8,33 ∙ 0,927 = 7,76
кДж
кг∙К
𝑣𝑥 = 0,001 ∙ (1 − 0,927) + 23,7 ∙ 0,927 = 21,97
м3
кг
Долю пара в отборе определяю через тепловой баланс регенератора:
𝐷𝑜 ∙ ℎ𝑜д + 𝐷к ∙ ℎ3 = 𝐷 ∙ ℎ𝑜′ / D
𝛼𝑜 ∙ ℎод + (1 − 𝛼𝑜 ) ∙ ℎ3 = ℎ𝑜′
𝛼𝑜 =
ℎ𝑜′ −ℎ3
ℎод − ℎ3
=
640−151
3031,8−151
= 0,1697
Удельное количество подводимой и отводимой теплоты ы действительном
цикле ПТУ:
ПТУ
𝑞1д
= (ℎ1 − ℎ𝑜′ ) + (ℎв − ℎад ) = (3556 − 640) + (3594,2 − 3348,6) = 3161,6
ПТУ
𝑞2д
= (ℎ2д − ℎ3 ) ∙ (1 − 𝛼𝑂 ) = (2389,7 − 151) ∙ (1 − 0,1697) = 1858,8
кДж
кг
кДж
кг
32
Полезная удельная теплота действительного цикла ПТУ:
ПТУ
ПТУ
ПТУ
𝑞𝑜д
= 𝑞1д
− 𝑞2д
= 3161,6 − 1858,8 = 1302,8
кДж
кг
Полезная удельная работа действительного цикла ПТУ:
ПТУ
𝐼
𝐼𝐼
𝑙𝑜д
= 𝑙тд
+ 𝑙тд
= (ℎ1 − ℎад ) + 𝛼о ∙ (ℎв − ℎод ) + (1 − 𝛼о ) ∙ ( ℎв − ℎ2д )
ПТУ
𝑙𝑜д
= (3556 − 3348,6) + 0,1697 ∙ (3594,2 − 3031,8) + (1 − 0,1697) ∙ (3594,2 −
−2389,7) = 1302,9
кДж
кг
ПТУ
ПТУ
𝑙𝑜д
≈ 𝑞𝑜д
– условие выполняется.
Внутренний КПД ПТУ:
ПТУ
𝜂𝑜𝑖
=
ПТУ
𝑙𝑜д
ПТУ
𝑞1д
=
1302,9
3161,6
= 0,4121 (41,21%)
КПД действительного цикла ПТУ снизился.
Расход пара найду из теплового баланса КУ:
∗ГТУ
ПТУ
𝑞2д
∙ 𝑀̇д ∙ 𝜂ку = 𝑞1д
∙𝐷
33
∗ГТУ
𝑞2д
= С𝑝 ∙ (𝑇𝐼𝑉д − 𝑇ух ) = 1,004 ∙ (939 − 401) = 540,2
𝐷=
∗ГТУ ∙𝑀̇ ∙𝜂
𝑞2д
д ку
ПТУ
𝑞1д
=
5402,2∙103 ∙469,1∙0,83
3161,6∙103
= 66,53
кг
с
Расход пара в действительном цикле увеличился.
Мощность ПТУ в действительном цикле:
ПТУ
𝑁ПТУ = 𝐷 ∙ 𝑙𝑜д
= 66,53 ∙ 1302,9 ∙ 103 = 86,7 МВт
Расход топлива в ПТУ:
𝑞 ПТУ ∙𝐷
𝐵тПТУ = 1др
𝑄н ∙𝜂пг
=
3161,6∙103 ∙66,53
50∙106 ∙0,83
= 5,068
кг
с
Расход охлаждающей воды:
ПТУ
𝑞
∙𝐷
1858,8∙66,53
кг
𝑀̇в = 2д =
= 1639,7
𝐶в ∙∆𝑡
4,19∙18
с
Расход воды увеличился.
5.3. Расчет действительного цикла ПГУ
Расчет мощности ПГУ:
𝑁ПГУ = 𝑁ПТУ + 𝑁ПГУ = 160 + 86,7 = 246,7 МВт
кДж
кг
34
Суммарный расход топлива при раздельной выработки электроэнергии:
сумм
𝐵т
= 5,068 + 9,35 = 14,42
кг
с
Внутренний КПД цикла ПГУ:
ПГУ
𝜂𝑜𝑖
=
𝑁ПГУ
246,7∙106
𝑞𝐼д ∙𝑀
996,8∙103 ∙469,1
ГТУ ̇ =
= 0,5276 (52,76%)
КПД ПГУ в действительном цикле снизился.
Вывод: с учетом потерь КПД ПГУ и отдельно ПТУ и ГТУ снижается, расходы
топлива и охлаждающей воды увеличиваются.
35
6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения курсовой работы были рассчитаны три цикла ПГУ:
1. Основной цикл ПГУ с КУ
2. Цикл ПГУ с введением в ПТУ ППП и регенеративного отбора
3. Действительный цикл ПГУ с ППП и регенеративным отбором
В ходе расчета каждого цикла определялись параметры ПТУ и ГТУ в отдельности,
проводилось сравнение зависимости КПД, мощности, расхода рабочего тела и
охлаждающей воды, топлива, получены следующие результаты:
С введением перегрева пара и регенеративного отбора степень повысилась степень
сухости, что положительно сказывается на работе паровой турбины (меньше износ
лопаток), увеличились КПД как ПТУ, так и ПГУ. Уменьшился расход топлива ПТУ
(если бы установка работала в отдельности).
Реальные процессы являются необратимыми, по второму закону термодинамики
они сопровождаются повышением энтропии. С учетом потерь КПД в ПТУ, ГТУ и
ПГУ снизились, расход топлива ГТУ увеличился, соответственно у ПГУ
аналогично.
Также можно сделать вывод о том, что КПД ПГУ выше, чем при раздельном
использовании ПТУ и ГТУ, расход топлива при использовании ПГУ ниже, чем при
суммарной выработке электроэнергии.
36
37
38
39
40
41
42
8. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Островская, А. В. Теоретические основы теплотехники. Техническая
термодинамика : учебное пособие / А. В. Островская, В. Н. Королев ; науч. ред. Б.
Г. Сапожников ; Уральский федеральный университет им. первого Президента
России Б. Н. Ельцина. – Екатеринбург : Издательство Уральского университета,
2020. – 242 с. : схем., табл.
2. Островская А.В. Техническая термодинамика : учеб. пособие. В 2 ч. Ч. 2 / А.В.
Островская, Е.М. Толмачев, В.С. Белоусов, С.А. Нейская. Екатеринбург : УрФУ,
2010. – 106 с.
3. Термодинамический расчет циклов тепловых двигателей. Расчет циклов ПГУ:
Методические указания для выполнения курсовой работы по курсу «Техническая
термодинамика» / А.В.Островская – Екатеринбург: Изд-во УрФУ. 2022. – 40 с.