Проектирование установки парогазового цикла

где h_отб1 и h_отб2 – энтальпия пара в первом и втором отборах соответственно; h^’_отб1 и h^’_отб2 – энтальпия конденсата при давлении пара и второго отбора соответственно; h^’₆ – энтальпия конденсата при конечном давлении пара.

   По таблице состояния  насыщенного водяного пара при  Р_отб1=2,3МПа, Р_отб2=280кПа и Р_отр=3,5кПа(Р_отб1=23бар, Р_отб2=2,8бар и Р_отр=0,035бар) находим h^’_отб1=941,5кДж/кг, h^’_отб2=551,4кДж/кг и h^’₆=111,86кДж/кг.

3.2.1.Определение технико-экономических показателей ПТУ.

   Абсолютный электрический  КПД цикла ПТУ:

   Удельный расход пара:

   Удельный расход пара  реальной ПТУ:

   Расход пара паровой турбиной:

   Расход натурального топлива  (природного газа) парогенератора  для выработки найденного расхода  пара; (h₅-h₁₁) – количество теплоты для подогрева 1 кг воды до состояния h₅; h_11в – энтальпия питательной воды на цикле точка 11 (h_11в=h^’_отб1=941,5кДж/кг):

   Удельный (на 1 кВтч выработанной  электроэнергии) расход натурального  топлива:

   Удельный расход натурального  топлива:

3.3. Расчет цикла ПГУ.

   Принимаем параметры работы соответствующих турбин ПГУ такими же, как в ГТУ и ПТУ (по заданию). Регенеративный подогрев питательной воды в ПГУ осуществляется (согласно заданию) в поверхностном теплообменнике за счет теплоты выхлопных газов газовой турбины.

   Составим уравнение теплового  баланса регенеративного подогревателя:

 

G_г, G_п.в – расход газов и питательной воды.

   Заданную электрическую  мощность парового турбогенератора  N_П=N_ПТУ=40МВт в установке с регенерацией выхлопными газами можно обеспечить меньшим расходом пара.

   В уравнение теплового  баланса  , где t₄ и t₁₀ – температура выхлопных газов до и после регенеративного подогревателя, а h₈ и h₁₁ – энтальпия питательной воды до и после регенеративного подогревателя. h₈=h^’₆=111,86 кДж/кгК, а h₁₁=h^’_отб1=941,5 кДж/кгК, c_p=1,005 кДж/кгК. Расход газов через регенеративный подогреватель:

   Электрическая мощность  газогенератора (одинаковая для  ГТУ и ПГУ):

3.3.1. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели.

 

   Использование выхлопа газовой  турбины на подогрев питательной  воды не влияет на характеристики  цикла ГТУ. Расход натурального  топлива (природного газа) в камере  сгорания:

   Расход условного топлива:

   На 1 кВтч выработанной электроэнергии  расход натурального топлива:

   Удельный расход условного  топлива:

   Электрическая мощность  газогенератора (одинаковая для  ГТУ и ПГУ):

3.3.2.  Технико-экономические характеристики ПГУ.

   Термический КПД парогазового  цикла:

   Абсолютный электрический  КПД ПГУ:

   Расход натурального топлива  в парогенераторе для выработки  D_ПГУ=247,2*10³ кг/с пара в котельном агрегате будет:

   Общий расход натурального  топлива на ПГУ:

   Общий расход условного  топлива на ПГУ:

 

   Общая электрическая мощность  ПГУ:

   Удельный (на 1 кВтч выработанной  электроэнергии) расход натурального  топлива на ПГУ:

   Удельный расход условного  топлива:

Таблица 1.

Параметры энергогенерирующих установок.

Параметры	ГТУ	ПТУ	ПГУ
Мощность, N МВт	47,718	80	127,718
Расход натурального топлива, В  м3/ч	14040	18700	33000
Расход условного топлива, В  т/ч	17,28	23,1	40,7
Удельный расход натурального топлива, в м3/кВтч	0,3	0,23	0,26
Удельный расход условного топлива, в кг/кВтч	0,36	0,29	0,32
Электрический КПД, ηэ	0,35	0,38	0,47
Термический КПД, ηt	0,44	0,47	0,58

 

   Из проведенного анализа  энергогенерирующих установок видно, что наивысшую мощность имеет объединенная парогазовая установка 127,718МВт, а также расходы топлива. Уменьшение расходов происходит из-за более рационального использования топлива. КПД объединенной установки самый большой, а наименьший у газотурбинной установки.

   Из этого следует, что  применение парогазовых установок  более выгодно.

Глава 4. Сгорание топлива в камере ГТУ.

4.1. Виды топлива.

Все существующие виды топлива разделяются  на твердые, жидкие и газообразные. Для нагрева используется также тепловое действие электрического тока и пылевидное топливо. Некоторые группы топлива, в свою очередь, делятся на две подгруппы, из которых одна представляет собой топливо в том виде, в каком оно добывается, и это топливо называется естественным; другая подгруппа — топливо, которое получается путем переработки естественного топлива; это топливо называется искусственным. 
Твердое топливо: а) естественное — дрова, каменный уголь, антрацит, торф; б) искусственное — древесный уголь, кокс и пылевидное, которое получается из измельченных углей. 
Жидкое топливо: а) естественное — нефть; б) искусственное — бензин, керосин, мазут, смола. 
Газообразное топливо: а) естественное — природный газ; б) искусственное — генераторный газ, получаемый при газификации различных видов твердого топлива (торфа, дров, каменного угля и др.), коксовальный, доменный, светильный и другие газы. 
Все виды топлива состоят из одних и тех же элементов. Разница между видами топлива заключается в том, что эти элементы содержатся в топливе в различных количествах. Элементы, из которых состоит топливо, делятся на две группы. К первой группе относятся те элементы, которые горят сами или поддерживают горение. К таким элементам относятся углерод, водород и кислород. Ко второй группе элементов принадлежат те, которые сами не горят и не способствуют горению; к ним относятся азот и вода. Особо от названных элементов стоит сера. Она является горючим веществом и при горении выделяет тепло, но ее присутствие в топливе нежелательно, так как при горении серы выделяется сернистый газ, который переходит в нагреваемый металл и ухудшает его механические свойства. 
Выше было сказано, что количество тепла, выделяемое топливом при сгорании, измеряется калориями. Каждое топливо при горении выделяет неодинаковое количество тепла. Количество тепла (калорий), которое выделяется при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива или при сгорании 1 м3 газообразного, называется теплотворной способностью. Теплотворная способность различных видов топлива имеет широкие пределы. Например, для мазута теплотворная способность составляет около 10000 ккал/кг, для качественного каменного угля — 7000 ккал/кг и т. д. Чем выше теплотворная способность топлива, тем оно ценнее, так как для получения одного и того же количества тепла его потребуется меньше. Для сравнения тепловой ценности топлива применяется общая единица измерения. В качестве такой единицы принято топливо, имеющее теплотворную способность 7000 ккал/кг. Эта единица называется условным топливом..

4.2.Горение  топлива.

Горением называют химический процесс  соединения топлива с окислителем, сопровождающийся интенсивным тепловыделением  и быстрым подъемом температуры  продуктов сгорания.

Объем движущихся газов, в котором  совершаются процессы горения, называется пламенем.

В зависимости от величины коэффициента расхода n (отношение действительного расхода к теоретическому), условий смешения окислителя и топлива, горение топлива бывает полное или неполное.

Полное горение топлива получается при n ≥ 1 и полном смешении топлива с окислителем.

Продуктами полного горения  являются СО₂, Н₂О, SO₂,.

Неполное горение:

химический недожог получается при n ≤ 1;

механический недожог получается при n ≥ 1 из-за плохого смешения окислителя с топливом, кроме того, унос частиц с газом, провалом твердого топлива сквозь колосниковую решетку.

Неполное горение вызывает потерю тепла (топлива). При неполном горении  в продуктах горения наряду с  CO₂, O₂, SO₂, H₂O, N₂ содержится CO, H₂, CH₄.

Следует помнить, что основную роль для обеспечения полного сжигания топлива при n ≥ 1 играет стадия смешения топлива с окислителем.

4.2.1.Расчет горения нефти:

Исходные данные: нефть с элементарным составом в массовых долях с=0,849, h=0,005, s=0.034, n=0,04. Теплотой сгорания ∆h_U=41,2 MДж/кг, КПД  η=0,92 и мощностью W=210 МВт.

Вычислим минимальный расход воздуха, необходимый для полного сгорания топлива.

В₀=о*/0,23=(8/3c+8h+0,998s-o)/0,23=13,57 кгВ/кгТ

С помощью заданного состава  топлива, определим состав продуктов  сгорания, используя уравнение баланса  массы:

g_c=8/3c=3,111, g_h=9h=0,965, g_s=2s=0.068

кроме этих веществ в ПС будут азот и  кислород воздуха:

g_n=0,77 α_вВ₀+n,  g_o=0,23 В₀(α_в-1).

Для решения задачи добавим к системе  уравнений, описывающих состав ПС, уравнение  баланса энергии:

∆h_U(T)- h_T(T_T)+ α_вВ₀ h_в(T_в)= h_m(T_m)=∑g_kh_k(T_m).

В результате, система уравнений, описывающая  состав и состояние реакции сгорания топлива, имеет решение, дающее величину  α_в=3,918.

По  найденной величине α_в определим необходимый удельный расход воздуха:

В=α_вВ₀=53,16 кгВ/кгТ.

Удельная массовая газопроизводительность ДГ:

D=1+В=54,16 кгДГ/кгТ.

Переход от массы топлива к массе  сгорания:

h_m[Дж/кгПС]=h_m^*[Дж/кгТ]/D=41,2*10⁶/54,16=0,76*10⁶

Расход топлива:

 

Стоимость топлива:

S=G*20=110 рублей.

4.2.2. Расчет горения природного газа.

 Исходные данные: природный газ с элементарным составом на сухую массу, % CH₄=93,7, C₂H₆=1,6, C₃H₈=0,5, C₄H₁₀=0,3, C₅H₁₂=0,2,  . Теплотой сгорания ∆h_U=37 MДж/кг, сгорает при коэффициенте избытка воздуха α_в=1,05 , КПД  η=0,92 и мощностью W=210 МВт.

Вычислим минимальный расход воздуха, необходимый для полного сгорания топлива.

В₀=(4,76/100)(2CH₄+3,5 C₂H₆+5 C₃H₈+6,5 C₄H₁₀+8C₅H₁₂)=(4,76/100)(2*93,7+3,5,1,6+5*0,5+6,5*0,3+8*0,2)=9,5

Определим необходимый удельный расход воздуха:

В=α_вВ₀=10,45 м³В/ м³Т.

Удельная массовая газопроизводительность ДГ:

D=1+В=11,45м³ДГ/ м³Т.

Переход от массы топлива к массе  сгорания:

h_m[Дж/кгПС]=h_m^*[Дж/кгТ]/D=37*10⁶/11,45=3,23*10⁶

Расход топлива:

 

Стоимость топлива:

S=G*2,7=16,7 рублей.

4.2.3. Расчет горения мазута.

Исходные данные: мазут с элементарным составом в массовых долях с=0,8465, h=0,117, s=0.003, n=0,015. Теплотой сгорания ∆h_U=68,2 MДж/кг, КПД  η=0,7 и мощностью W=210 МВт.

Вычислим минимальный расход воздуха, необходимый для полного сгорания топлива.

В₀=о*/0,23=(8/3c+8h+0,998s-o)/0,23=13,89 кгВ/кгТ

С помощью заданного состава  топлива, определим состав продуктов  сгорания, используя уравнение баланса  массы:

g_c=8/3c=2.25, g_h=9h=1.05, g_s=2s=0.006

кроме этих веществ в ПС будут азот и  кислород воздуха:

g_n=0,77 α_вВ₀+n,  g_o=0,23 В₀(α_в-1).

Для решения задачи добавим к системе  уравнений, описывающих состав ПС, уравнение  баланса энергии:

∆h_U(T)- h_T(T_T)+ α_вВ₀ h_в(T_в)= h_m(T_m)=∑g_kh_k(T_m).

В результате, система уравнений, описывающая  состав и состояние реакции сгорания топлива, имеет решение, дающее величину  α_в=5,71

По  найденной величине α_в определим необходимый удельный расход воздуха:

В=α_вВ₀=79,31 кгВ/кгТ.

Удельная массовая газопроизводительность ДГ:

D=1+В=80.31 кгДГ/кгТ.

Переход от массы топлива к массе  сгорания:

h_m[Дж/кгПС]=h_m^*[Дж/кгТ]/D=61,8*10⁶/80.31=0,76*10⁶

Расход топлива:

 

Стоимость топлива:

S=G*17= 69.7 рублей.

Вывод. Идеальным вариантом является газ - самое экономичное топливо. В нем содержится меньше сернистых соединений, поэтому сжигание газа происходит с большей эффективностью, т.е. при сжигании единицы массы газа получается больше полезной теплоты для нужд отопления и горячего водоснабжения, причем в продуктах сгорания содержится меньше загрязняющих атмосферу веществ..

Заключение:

Парогазовые установки являются наиболее эффективными, за счет совместного использования как цикла ГТУ, так и цикла ПТУ, что позволяет достигнуть наибольшего КПД. Они применяются в различных областях, в частности на транспортных установках. Наиболее эффективным топливом для таких установок является природный газ, использование которого позволяет повышать эффективность ГТУ.

Список  литературы:

1. Термодинамика энергетических систем, Сахин В.В. «Санкт-Петербург» 2005
2. 3ысин В. А., Комбинированные парогазовые установки и циклы, М. — Л.,1962.
3. Паровые и газовые турбины, Шляхин П.Н. Москва 1975 г.
4. Конспект лекций канд. техн. наук доцента Марочек В.И.
5. М.Б. Равич Эффективность использования топлива. «Наука» – 1977
6. Теплотехника, Баскаков А.П. «Энергоатомиздат»  1991
7. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника,» Энергоатомиздат»  1991
8. Техническая термодинамика, Кириллин В.А. «Энергоатомиздат»  1983
9. Газотурбинные установки на газопроводах, «Нефть и газ» 2003
10. Энергетические газотурбинные установки, Ольховский Г.Г. «Энергоатомиздат» 1985