Автор работы: Пользователь скрыл имя, 07 Марта 2014 в 14:16, курсовая работа
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%.
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
6-7 – изобарно-изотермический
7-8 – адиабатное повышение
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%
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)
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)
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)):
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.
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.