Технология энергетического производства

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 07 Марта 2014 в 14:16, курсовая работа

Краткое описание

Постоянный рост в мире производства электроэнергии с доминирующей ролью тепловых электростанций, сжигающих органическое топливо, стоимость которого неуклонно растет, обусловливает необходимость повышения эффективности топливоиспользования на ТЭС, что возможно только на основе более совершенных технологических и технических решений преобразования энергии топлива в электрическую (и тепловую). Определяющими здесь являются степень совершенства и мощностью возможности теплового двигателя (привода электрогенератора), работающего на водяном паре и газообразных продуктах сжигаемого топлива.
Стратегическим направлением развития мировой энергетики является внедрение парогазовых технологий (ПГУ) при выработке электроэнергии и тепла. Это направление дает возможность существенно повысить КПД конденсационных установок с 38%-40% до 55%-60%.

Содержание

Введение………………………………………………………………….стр.2
1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор). ……………………………………………………………………………...стр.4
2. Выбор схемы ПГУ и ее описание………………………………………..стр.5
3. Цикл ПГУ в T,s-диаграмме……………………………………………….стр.7
4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки………....стр.8
5. Расчет цикла паротурбинной установки……………………………….стр.13
6. Определение технико-экономических показателей ПТУ……………..стр.17
7. Расчет цикла ПГУ………………………………………………………..стр.18
8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели………………………………………………………………...стр.20
9. Технико-экономические характеристики ПГУ………………………...стр.21
10. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок………………………………………..стр.22
Список использованной литературы…………………………………...стр.23

Прикрепленные файлы: 1 файл

курсовая.docx

— 272.59 Кб (Скачать документ)

6-7 – изобарно-изотермический процесс  конденсации отработавшего пара

7-8 – адиабатное повышение давление  воды в насосе

8-9-10-5 – изобарный процесс получения  рабочего тела в парогенераторе

5-6-7-8-9-10-5 – цикл ПТУ

 

Весьма существенное повышение экономичности ПТУ достигается путем применения в них регенеративного подогрева питательной воды за счет теплоты конденсации пара, расширяющегося в турбине. В нашей установке 2 регенеративных подогревателя.

У нас есть следующие исходные данные:

Ро=9,6МПа=96бар.,

 tо=550 0С.,

ротр= 3,5кПа=0,035бар

ротб 1=0,4МПа=4бар,

ротб 2=80кПа=0,8бар.

Воспользовавшись h-s диаграммой, определим энтальпии пара на входе в паровую турбину и на выходе из нее, а также энтальпии пара в отборах.

Получаем следующие значения:

h5=3506;

h6=hотр=2028 ;

hотб1=2690

hотб2=2426

Воспользовавшись таблицами в справочнике Роддатис и Полтарецкого [1], найдем необходимые нам значения энтальпий:

энтальпии конденсата при давлении пара в первом отборе (h¢отб1 = 604,3),

конденсата при давлении пара во втором отборе(h¢отб2 =391,675), энтальпии конденсата при давлении отработавшего пара(h¢6 = 112 ).

Для расчета термического КПД используется следующая формула:

 

 (2.9)

 

Где a1 и a2 – доля пара в соответствующем отборе, определяется из уравнения теплового баланса соответствующего регенеративного подогревателя:

 

 (2.10)

 (2.11)

 

Где hотб1-энтальпия пара в первом отборе;

hотб2- энтальпия пара во втором отборе;

h¢отб1- энтальпия конденсата при давлении пара в первом отборе;

h¢отб2- энтальпия конденсата при давлении пара во втором отборе;

h¢6- энтальпия конденсата при давлении отработавшего пара.

 или 47,31%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Определение технико-экономических  показателей ПТУ

Рассчитаем абсолютный электрический КПД ПТУ. Для этого используем формулу (2.8):

     или 37,3%

Удельный расход пара (в расчете на 1 кВт∙ч) в регенеративном цикле идеальной ПТУ:

 (2.12)

Удельный расход пара реальной ПТУ:

 (2.13)

Расход пара паровой турбиной:

 (2.14)

Расход натурального топлива (природного газа) в парогенераторе для выработки найденного расхода пара:

 (2.15)

где – теплота сгорания топлива(для природного газа из газопровода Бухара-Урал =36260);

Расход условного топлива:

 (2.16)

Удельный расход (в расчете на 1 кВт∙ч выработанной электроэнергии) натурального топлива:

 (2.17)

Удельный расход условного топлива:

 (2.18)

7. Расчет цикла ПГУ

 

Принимаем параметры работы соответствующих турбин ПГУ такими же, как в ГТУ и ПТУ (по заданию). Регенеративный подогрев питательной воды в ПГУ отсутствует. ПГУ, схема которой представлена на рисунке 7.1, является полностью бинарной: выхлопные газы ГТУ направляются в котел- утилизатор (КУ), где значительная часть энергии в виде теплового потока передается питательной воде, из которой генерируется перегретый пар, поступающий в паровую турбину.

 

Рисунок 7.1 «Принципиальная схема ПГУ».

 

Для определения расходов газов на КУ составим уравнение теплового баланса:

 

(- ) = (- ) (2.19а)  или

            (2.19б)

 

Gг, Gп.в – расход газов и питательной воды через КУ;

ср- изобарная теплоемкость газов;

- температура газов на  выхлопе ГТ или на входе  в КУ;

- температура на выходе  из КУ;

 – коэффициент сохранения теплоты в котле утилизаторе;

 – энтальпия перегретого  пара перед турбиной;

 - энтальпия питательной воды (для данной схемы без регенераторов равна энтальпии конденсата ( = = 112).

Расход питательной воды равен расходу пара на турбину( = ), который для цикла без регенерации должен обеспечить заданную электрическую мощность паровой турбины. Тогда удельный расход пара определяется по формуле:

 (2.20)

Реальный удельный расход пара с учетом потерь:

 (2.21)

Определим полный расход пара. Для этого воспользуемся формулой (2.14):

Из уравнения (2.19а) найдем расход газов через КУ:

Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):

 (2.22)

 

 

 

 

 

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

 

Использование выхлопа ГТ в котле-утилизаторе для выработки рабочего тела паровой части схемы не влияет на характеристики цикла ГТУ.

Расход натурального топлива (природного газа) в камере сгорания:

 (2.23)

Рассчитаем расход условного топлива (из формулы (2.16)):

Удельный расход топлива в ГТ (из формулы (2.17)):

Удельный расход условного топлива (из формулы (2.18)):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9. Технико-экономические характеристики ПГУ

 

Термический КПД парогазового цикла:

 (2.24)

Абсолютный электрический КПД ПГУ (из формулы (2.8)):

 или 49,8%

В ПГУ топливо расходуется только в камере сгорания газовой части схемы, т.е. расход натурального и условного топлива на ПГУ:

= = 38513 .

 

Общая электрическая мощность ПГУ равна:

(2.25)

Удельный расход топлива в ПГУ:

Основные технико-экономические показатели по 3 видам установок (ГТУ, ПТУ, ПГУ) сведены в Таблицу 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10. Сводная таблица и  анализ результатов расчета по  трем видам энергогенерирующих  установок

 

Таблица 1

119,7

38513

47612

0,322

0,398

0,322

66

19077

23584

0,289

0,357

0,373

185,7

38513

47612

0,207

0,256

0,498


 

Произведя сравнительный анализ полученных данных, можно сделать вывод о том, что использование ПГУ наиболее выгодно, так как коэффициент полезного действия (КПД) объединенной установки получается более высоким, чем у ПТУ и ГТУ, из которых она составляется; кроме того, достигается ряд конструктивных преимуществ, которые удешевляют установку.

 Повышение КПД при объединении ПТУ и ГТУ получается в результате термодинамической надстройки парового цикла более высокотемпературным газовым и уменьшения удельных потерь тепла с уходящими газами.

Еще одним преимуществом ПГУ является наименьший удельный расход натурального и условного топлива, что, несомненно, свидетельствует об экономичности данной установки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

    1. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. – М.: Энергоатомиздат,1984.
    2. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. – Справочник по котельным установкам малой производительности – М: «Энергоатомиздат», 1989 -484с.
    3. C.В. Цанаев. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие. – М.: МЭИ, 2002.
    4. Ю.И. Шаров. Парогазовые установки в системах централизованного теплоснабжения: Учебное пособие. - Новосиб.: Электрон,2003.
    5. Хрусталев Б.М., Несенчук А.П., Романюк В.Н. – Техническая термодинамика         – учебн. в 2-х ч., ч.1 – Мн.: «Технопринт», 2004 – 487с.
    6. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. – М.: Издательство МЭИ, 2002.
    7. Сазанов Б.В. Тепловые электрические станции. – М.: Энергия, 1974.
    8. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов./Под ред. Е.Я.Соколова. – М.: Энергия, 1979.

 

 

 


Информация о работе Технология энергетического производства