Белорусский национальный технический университет
Энергетический факультет
Кафедра “Промышленная теплоэнергетика и теплотехника”
Курсовая работа
По предмету «Производственные энерготехнологии» на тему: «Энергогенерирующая установка и ее технико-экономические показатели“
Исполнитель
16.12.03
Руководитель ёва
Минск 2003
Содержание расчетно-пояснительной записки:
Введение.
1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор).
2. Выбор схемы ПГУ и ее описание.
3. Цикл ПГУ в T-S диаграмме.
4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки.
5. Расчет цикла паротурбинной установки.
6. Определение технико-экономических показателей ПТУ.
7. Расчет цикла ПГУ.
8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели.
9. Технико-экономические характеристики ПГУ.
("1") 10.Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок.
Список используемой литературы.
Введение.
Изменение в структуры баланса СССР открывает широкие возможности энергетического использования газообразного и жидкого топлива. Исключительная народнохозяйственная ценность этих видов топлива требует изыскания наиболее рациональных схем энергетических установок, причем многообразие потребителей и особенности экономических районов заведомо не позволяет ограничиться разработкой какой либо одной оптимальной схемы.
Наряду с обычными газотурбинными установками (ГТУ) и паросиловыми установками (ПСУ), найдет применение и установки комбинированные, рассчитанные на одновременное использование в качестве рабочих тел как пара, так и продуктов сгорания.
Здесь прежде всего следует иметь в виду парогазовую схему с высоконапорным парогенератором, предложенную профессором и разработанная под его руководством в Центральном котлотурбинном институте (ЦКТИ) имени . Эта схема позволяет получить высокий КПД при ориентации на уже имеющиеся элементы оборудования.
Однако схема парогазовой установки с высоконапорным парогенератором и ее модификации далеко не исчерпывает возможностей использования комбинированных паровых и газовых циклов энергетики. Наряду с установками, имеющими раздельные контуры потоков рабочих тел и предусматривающими наличие отдельных паровых и газовых турбин, известны установки контактного типа с непосредственным смещением пароводяного рабочего тела с продуктами сгорания. Такие установки рассматриваются за рубежом в качестве оптимального средства для снятия пиков электрической нагрузки. Работы, проведенные в Ленинградском политехническом институте имени , показали, что в ряде других случаев установки с подачей пара в проточную часть газовой турбины оказываются экономичнее не только обычных ГТУ, но и комбинированных установок с высоконапорными парогенераторами.
Новые перспективы открывают комбинированные установки в области разработки рациональных систем теплоснабжения и утилизации связи с этим энергоресурсов.
1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор).
Многообразие, а в ряде случаев и большая сложность схем комбинированных установок затрудняет их изучение и сопоставление. Однако можно убедиться в том, что многие схемы при их кажущихся различиях одинаковы по характеру осуществляемых рабочих процессов. Все комбинированные установки можно грубо разделить на три группы:
2. Выбор схемы ПГУ и ее описание.
Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) — сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе.
Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения — газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.
В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Существуют и некоторые другие типы комбинированных ПГУ, но погоды в современной энергетике они не делают.
3. Цикл ПГУ в T-S диаграмме.
Сравнивая цикл Ренкена для перегретого пара с циклом Карно взятым для такого же температурного интервала (Т5 – Т6) можно заметить, что заполнение верхней части этого интервала у цикла ПТУ не велико из-за относительно низкой температуры насыщения при которой идет парообразование в котле (парогенератор). Соответственно и термический КПД этого цикла значительно меньше чем у цикла Карно. Увеличить заполнение верхней части расположенного температурного интервала одновременно несколько расширив его за счет повышения верхнего температурного предела можно путем создания установки с двумя турбинами: газовой и паровой.
Т5
("2") Рис. 1. Цикл ПГУ в T-S диаграмме.
На рис. 1. наложены циклы ПСУ и ГТУ, где рабочими телами являются соответственно водяной пар и продукты сгорания топлива – газовый цикл, а 0-5 – паровой.
4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки.
Для удобства расчетов примем индексацию точек для всех установок одинаковой.
Точка 1.
Точка 4.
Точка 3.
Точка 2.
Количество теплоты подведенного к 1 кг рабочего тела в ГТУ:
По молекулярно-кинетической теории:
("3") 
i – число степеней свободы молекул.
Для двухатомного газа (воздух) i = 5
Количество теплоты отведенной от 1 кг рабочего тела ГТУ:
Рассчитаем термический КПД цикла ГТУ:
Абсолютный электрический КПД цикла ГТУ:
Работа цикла ГТУ:
5. Расчет цикла паротурбинной установки.
Построим процесс расширения пара в турбине с двумя регенеративными отборами в H-S диаграмме:
h6
hотб1
Рис. 2. Расширение пара в турбине.
ПГУ имеет 2 регенеративных отбора, давление пара в отборах:
("4") 
Термический КПД регенеративного цикла с двумя отборами:
где α1 и α2 – доля пара в соответствующем отборе, определяется из уравнения теплового баланса регенеративного подогревателя (принимаем смесительные подогреватели).
где hотб1 и hотб2 – 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 Ротб1=2,3МПа, Ротб2=280кПа и Ротр=3,5кПа(Ротб1=23бар, Ротб2=2,8бар и Ротр=0,035бар) находим h’отб1=941,5кДж/кг, h’отб2=551,4кДж/кг и h’6=111,86кДж/кг.
6. 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; h11в – энтальпия питательной воды на цикле точка 11 (h11в=h’отб1=941,5кДж/кг):
Удельный (на 1 кВтч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива:
("5") 
Удельный расход натурального топлива:
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 осуществляется (согласно заданию) в поверхностном теплообменнике за счет теплоты выхлопных газов газовой турбины.
Составим уравнение теплового баланса регенеративного подогревателя:
Gг, Gп. в – расход газов и питательной воды.
Заданную электрическую мощность парового турбогенератора NП=NПТУ=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, cp=1,005 кДж/кгК. Расход газов через регенеративный подогреватель:
Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):
8. 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:
("6") 
На 1 кВтч выработанной электроэнергии расход натурального топлива:
Удельный расход условного топлива:
Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):
9. Технико-экономические характеристики ПГУ.
Термический КПД парогазового цикла:
Абсолютный электрический КПД ПГУ:
Расход натурального топлива в парогенераторе для выработки DПГУ=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:
("7") Удельный (на 1 кВтч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива на ПГУ:
Удельный расход условного топлива:
10. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок.
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 |
("8") 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.
preview_end()
