Термодинамика - курсовая

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшегопрофессионального образования «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» (УрФУ)

Кафедра теоретической теплотехники

РАСЧЕТ ЦИКЛОВ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

КУРСОВАЯ РАБОТА ПО ТЕОРЕТИЧЕСКИМ ОСНОВАМ ТЕПЛОТЕХНИКИ(ТЕХНИЧЕСКОЙ ТЕРМОДИНАМИКЕ)

Руководитель А.В.Островская

Студент М.Л.Востриков

Группа СЗ-120704

Екатеринбург

2013

1. Цикл Ренкина на перегретом паре.

Данные для расчета:

Паротурбинная установка имеет мощность N=150 МВт.

Параметры пара на входе в турбину:

Давление P1=100 бар,

Температура t1=475 ͦC,

Давление в конденсаторе P2 =0,04 бар.

Охлаждающая вода нагревается в конденсаторе на Δt=15 ͦC.

Топливо – природный газ с теплотворной способностью =25 МДж/кг.

КПД парогенератора ηпг=0,9.

Таблица параметров пара в турбине

№ т.

P, бар

t, ͦC

h, кДж/кг

S, кДж/кг∙K

V, м³/кг

x

1

100

475

3306

6,51

0,03

–

2

0,04

29

1848,5

6,51

24,4

0,71

3

0,04

29

121

0,422

0,001

0

4

100

30,1

162,8

0,422

0,001

–

Схема паротурбинной установки

ПГ – Парогенератор

ПП – Пароперегреватель

ПТ – Паровая турбина

ЭГ – Электрогенератор

К – Конденсатор

ПН – Питательный насос

1. По заданным параметрам (P, t ͦC) методом интерполяции находим по таблице остальные параметры пара на входе в турбину в точке №1:

▫ h1 = ((h” – h’) / (500 – 450)) ∙ (t1 – 450) + h’

h1 = ((3372 – 3239) / (500 – 450)) ∙ (475 – 450) + 3239 = 3306кДж/кг.

▫ S1 = ((S” – S’) / (500 – 450)) ∙ (t1 – 450) + S’

S1 = ((6,6 – 6,42) /( 500 – 450)) ∙ (475 – 450) + 6,42 = 6,51 кДж/кг∙K.

▫ V1 = ((V” – V’) / (500 – 450)) ∙ (t1 – 450) + V’

V1 = ((0,0328 – 0,0298) / (500 –450)) ∙ (475 – 450) + 0,0298 = 0,03 м³/кг.

3

2. Находим коэффициент степени сухости пара ( х ) и рассчитываем остальные параметры пара в турбине, в точке №2: S1=S2

▫ Х = (Sx – S’) / (S” – S’); X2= (6,51 – 0,422) / (8,47 – 0,422) = 0,71

▫ h2 = h’ (1 – x) + h” ∙ х; h2 = 121(1 – 0,71) + 2554 ∙ 0,71 = 1848,5 кДж/кг.

▫ V2 = V’ (1 – x) + V” ∙ x; V2 = 0,001 (1 – 0,71) + 34,8 ∙ 0,71 = 24,4 м³/кг.

3. В точке №3 х=0, переписываем данные ts из таблицы P2 = Р3 = 0,04 бар.

4. Через энтропию (S3 = S4; P1 = Р4.) находим температуру и другие параметры пара в турбине, в точке №4:

▫ t4= (S4 – S’) / (S” – S’) ∙50+t’ = (0,422 – 0 ) / (0,7 – 0) ∙50+0 = 30,1 ͦC

▫ h4 = ((h” – h’) / (50 – 0)) ∙ (37,2 – 0) + h’ = ((218 – 10,2)/(50 – 0))∙(30,1 – 0)+10,2= 135,3 кДж/кг.

V4 = V3 (V const 50 ͦC –100 ͦC ) = 0,001 м³/кг.

а) с учетом работы насоса:

q1 = h1 – h4 = 3306 – 135,3 = 3170,7 кДж/кг

q2 = h2 – h3 = 1848,5 – 121 = 1727,5 кДж/кг

q0 = q1 – q2 = 3170,7 – 1727,5 = 1443,2 кДж/кг

ȴ т = h1 – h2 = 3306 – 1848,5 = 1457,5 кДж/кг

ȴ н = h4 – h3 = 135,3 – 121 = 14,3 кДж/кг

ȴ 0 = ȴ т – ȴ н = 1457,5 – 14,3 = 1443,2 кДж/кг

ɳt = ȴ 0 / q1 = 1443,2 / 3170,7= 45,52 %

D = N / ȴ 0 = 150 000 000 / 1443200 = 103,9 кг/с. = 374 т/ч

Вт = q1 ∙ D / ∙ ɳпг = 3170 ∙ 103,9 / 25 000  ∙ 0,9 = 7,4 кг/с.

Мв = q2 ∙ D / св ∙ Δt =1727,5 ∙ 103,9 / 4,19 ∙ 15 = 2856 кг/с.

б) без учета работы насоса:

q1 = h1 – h3 = 3306 – 121 = 3185 кДж/кг

q2 = h2 – h3 = 1848,5 – 121 = 1727,5 кДж/кг

q0 = q1 – q2 = 3185 – 1727,5= 1457,5 кДж/кг

ȴ т = ȴ 0 = h1 – h2 = 3306 – 1848,5 = 1457,5 кДж/кг

ɳt = ȴ 0 / q1 = 1457,5 / 3185 = 45,76 %

D = N / ȴ 0 = 150 000 000 / 1 457 500 = 102,9 кг/с.

Вт = q1 ∙ D / ∙ ɳпг = 3 185 000 ∙ 102,9 / 25 000 000 ∙ 0,9 = 14,57 кг/с.

4

Мв = q2 ∙ D / св ∙ Δt = 1 727 500 ∙ 102,9 / 4,19 ∙ 15 = 2828,3 кг/с.

Вывод: в цикле Ренкина на перегретом паре с учетом работы насоса расход пара, топлива и воды больше, чем в цикле без учета работы насоса. КПД больше в цикле без учета работы насоса.

Цикл Ренкина на перегретом паре с учетом и без учета работы насоса в p-v, h-s и t-s диаграммах.

5

2. Цикл Ренкина с промежуточным перегревом пара.

Данные для расчета:

Паротурбинная установка имеет мощность N=150 МВт.

Параметры пара на входе в турбину:

Давление P1=100 бар, Pа=45 бар,

Температура t1=475 ͦC,

Давление в конденсаторе P2 =0,04 бар.

Охлаждающая вода нагревается в конденсаторе на Δt=15 ͦC.

Топливо – природный газ с теплотворной способностью =25 МДж / кг.

КПД парогенератора ηпг=0,9.

Таблица параметров пара в турбине

Схема паротурбинной установки

ПГ – Парогенератор

ПП – Пароперегреватель

ППП – Промежуточный пароперегрев.

ПТ – Паровая турбина(№1,2)

ЭГ – Электрогенератор

К – Конденсатор

Н – Питательный насос

1. Параметры точки №1 принимаем из расчета первого цикла.

2. По заданным параметрам (P, S1=Sa) методом интерполяции находим по таблице остальные параметры пара в турбине, в точке «а»:

▫ ta = ((Sa – S’) / (S” – S’)) ∙ 50 + t’= ((6,51 – 6,5) / (6,7 – 6,5)) ∙ 50 + 350 = 475 ͦC.

▫ hа = ((h”– h’) / (350 – 300)) ∙ (tа – 300) +h’ =((3075 – 2938) / (350 – 300)) ∙ (347,5 – 350) + +2938 = 291,2 кДж/кг.

6

▫ Vа = ((V” – V’) / (350 – 300)) ∙ (ta –300) + V’ = ((0,0584 – 0,0544) / (350-300)) ∙ (347,5 – 300) + 0,0544 = 0,0582 м³/кг.

3. По данным (Pа=Рб, t ͦC) методом интерполяции находим по таблице остальные параметры пара в турбине, в точке «б»:

▫ Sб= ((S” – S’) / (500 – 450)) ∙ (tб – 450) + S’ = ((7,03 – 6,87) / (500 – 450)) ∙ (475 – 450) + +6,87 = 6,95 кДж/кг.

▫ hб= ((h” – h’) / (500 – 450)) ∙ (tб – 450)+h’ = ((3439 – 3322) / (500-450)) ∙ (475 – 450) + 3322 = 3380,5 кДж/кг.

▫ Vб = ((V” – V’) / (500 – 450)) ∙ (tб – 450) + V’ = ((0,0765 – 0,0707) / (500 – 450)) ∙ (475 – 450) + 0,0707 = 0,0736 м³/кг.

4. Находим коэффициент степени влажности пара ( х ) и рассчитываем остальные параметры пара в турбине, в точке №2: S1=S2

▫ Х2 = (Sx – S’) / (S” – S’)= (6,51 – 0,422 ) / (8,47 – 0,422) = 0,756

▫ h2 = h’ (1 – x) + h” ∙ х = 121 (1 – 0,756) + 2554 ∙ 0,756 = 1960,3 кДж/кг.

▫ V2 = V’ (1 – x) + V” ∙ x = 0,001 (1 – 0,756) + 34,8 ∙ 0,756 = 26,3 м³/кг.

5. В точке №3 х=0, переписываем данные ts из таблицы (P2=Р3= 0,04 бар).

6. q1 = (h1 – h3) + (hб – hа) = 3306 – 121 + 3380,5 – 2931,2= 3634,3 кДж/кг

q2 = h2 – h3 = 1960,3 – 121 = 1839,3 кДж/кг

q0 = q1 – q2 = 3634,3 – 1839,3 = 1795 кДж/кг

ȴ 0 = ȴ т = (h1 – hа) + (hб – h2) = 3306 – 2931,2 + 3380,5 – 1960,3 = 1795 кДж/кг

ɳt = ȴ 0 / q1 = 1795 / 3634,3 = 49,3 %

D = N / ȴ 0 = 150 000  / 1 795 =83,6 кг/с

Вт = q1 ∙ D / ∙ ɳпг = 3634,3 ∙ 83,6 / 25 000  ∙ 0,9 = 13,5 кг/с.

Мв = q2 ∙ D / св ∙ Δt = 1839,3 ∙ 83,6 / 4,19 ∙ 15 = 2446,5 кг/с.

Вывод: в цикле Ренкина с промежуточным перегревом пара без учета работы насоса произошло уменьшение расхода рабочего тела, расхода топлива воды. Также произошло увеличение КПД.

7

Цикл Ренкина с промежуточным перегревом пара в p-v, h-s и t-s диаграммах.

8

3. Цикл Ренкина с регенеративным отбором пара.

Данные для расчета:

Паротурбинная установка имеет мощность N=150 МВт.

Параметры пара на входе в турбину:

Давление P1 = 100 бар, P01 = 15 бар, P02 = 3 бар,

Температура t1=475 ͦC,

Давление в конденсаторе P2 =0,04 бар.

Охлаждающая вода нагревается в конденсаторе на Δt=15 ͦC.

Топливо – природный газ с теплотворной способностью =25 МДж / кг

КПД парогенератора ηпг=0,9.

Таблица параметров пара в турбине

Схема паротурбинной установки

ПГ – Парогенератор

ПП – Пароперегреватель

ПТ – Паровая турбина(№1,2)

ЭГ – Электрогенератор

К – Конденсатор

Р – Регенератор

ПН – Питательный насос

1. Параметры точки №1 принимаем из расчета первого цикла.

2. Через энтропию (S1 = S01) находим температуру и другие параметры пара в турбине, в точке№01:

▫t01=((Sa–S’) / (S”–S’)) ∙ 50 + t’ = ((6,51 - 2,31) / (6,44 - 2,31)) ∙ 50 + 150= 200,8 ͦC

▫ Х01 = (Sx – S’) / (S” – S’)= (6,51 – 6,44 ) / (6,7 – 6,44) = 0,269

▫ h01 = h’ (1 – x) + h” ∙ х = 2796 (1 – 0,269) +2921 ∙ 0,269 = 2829,6 кДж/кг.

9

▫ V01 = V’ (1 – x) + V” ∙ x = 0,132 (1 – 0,269) + 0,152 ∙ 0,269 = 0,1374 м³/кг.

3. Через энтропию (S1 = S02) находим температуру и другие параметры пара в турбине, точке №02:

▫ Х02 = (Sx – S’) / (S” – S’)= (6,51 – 1,67) / (6,99 – 1,67) = 0,9

▫ h02 = h’ (1 – x) + h” ∙ х = 561 (1 – 0,9) +2725 ∙ 0,9 = 2508,6 кДж/кг.

▫ V02 = V’ (1 – x) + V” ∙ x = 0,0011 (1 – 0,9) + 0,606 ∙ 0,9 = 0,5455 м³/кг.

4. В точках № 01’ и 02’ х=0, переписываем данные ts из таблицы соответствующих им давлении (01’ = 15 бар; 02’ = 3 бар).

5. Находим коэффициент степени влажности пара ( х ) и рассчитываем остальные параметры пара в турбине, в точке №2: S1=S2

▫ Х2 = (Sx – S’) / (S” – S’)= (6,51 – 0,422) / (8,47 – 0,422) = 0,756

▫ h2 = h’ (1 – x) + h” ∙ х = 121 (1 – 0,756) +2554 ∙ 0,756 = 1960,3 кДж/кг.

▫ V2 = V’ (1 – x) + V” ∙ x = 0,001 (1 – 0,756) + 34,8 ∙ 0,756 = 26,3 м³/кг.

6. В точке № 3 х=0, переписываем данные ts из таблицы (Р3= 0,04 бар).

7. α 1 = (h01’ – h02’) / (h01 – h02’ ) = (845 – 561) / (2829,6 – 561) = 0,125

▫ α 2 = (1 – α 1)(h02’ – h3) / (h02 – h3) = (1– 0,125)( 561 – 121) / (2508,6 – 121) = 0,161

▫ q1 = h1 – h01’ = 3306 – 845 = 2461 кДж/кг.

▫ q2 = (h2 – h3)(1 – α 1 – α 2 ) = (1960,3 – 121)(1– 0,125 – 0,161) = 1313,26 кДж/кг.

q0 = q1 – q2 = 2461 – 1313,26 = 1147,74

ȴ 0 = ȴ т = α 1 ( h1 – h01 ) + α 2 ( h1 – h02 ) + ( 1 – α 1 – α 2)( h1 – h2 ) = 0,125 (3306 – 2829,6 ) + 0,161 (3306 – 2508,6 ) + ( 1 – 0,125 – 0,161)( 3306 – 1960,3) = 1148,76 кДж/кг.

ɳt = ȴ 0 / q1 = 1148,76 / 2461 = 46,7 %

D = N / ȴ 0 = 150 000  /  1148,76 = 130,6 кг/с.

Вт = q1 ∙ D / ∙ ɳпг = 2 461 000∙ 130,6 / 25 000 000 ∙ 0,9 = 14,3 кг/с.

Мв = q2 ∙ D / св ∙ Δt = 1313,26 ∙ 130,6 / 4,19 ∙ 15 = 2728,9 кг/с.

Вывод: в цикле Ренкина с регенеративным отбором пара произошло уменьшение расхода пара, топлива и воды, КПД увеличился.

10

Цикл ПТУ с двумя регенеративными отборами пара

и теплообменными аппаратами смешивающего типа.

11

4. Цикл Ренкина с теплофикационным отбором пара.

Данные для расчета:

Паротурбинная установка имеет мощность N=150 МВт.

Параметры пара на входе в турбину:

Давление P1 = 100 бар, P01 = 15 бар, P02 = 3 бар,

Температура t1=475 ͦC,

Давление в конденсаторе P2 =0,04 бар.

Охлаждающая вода нагревается в конденсаторе на Δt=15 ͦC.

Топливо – природный газ с теплотворной способностью =25 МДж / кг

КПД парогенератора ηпг=0,9.

Схема паротурбинной установки

Схема паротурбинной установки

ПГ – Парогенератор

ПП – Пароперегреватель

ПТ – Паровая турбина

ЭГ – Электрогенератор

К – Конденсатор

ТП – Тепловой потребитель

ТА – Нагреватель сетевой воды, бойлер

ПН – Питательный насос

1. Параметры точек №1, 2 и 3 принимаем из расчета первого цикла, точки № 02 – из третьего цикла.

Nо = Dо(h1 – hо) = 55,5 (3306 – 2508,6) = 44255,7 кВт

Так как доля мощности, вырабатываемая частью пара, направляемого в конденсатор,составит:

Nк = N – Nо = 150 000  – 44 255,7 = 105 744,3 кВт,

то расход пара, проходящего через конденсатор, будет равен:

Dк = Nк /( h1 – h2) = 105 744,3 / (3306 – 1960,3) = 78,58 кг/с , а полный расход пара:

D = Dо + Dк = 55.5 + 78.58 = 134,08 кг/с

αо = Dо / D = 55,5 / 134,08 = 0,41 12

(1 – αо) ∙ h3 + αо ∙ hо’ = hпв

hпв = (1 – 0,41) ∙ 121 + 0,41 ∙ 561 = 302,61 кДж/кг

▫ q1 = h1 – hпв = 3306 – 302.61 = 3003,39 кДж/кг.

▫ q2 = (h2 – h3)(1 – αо ) + αо(hо – hо’) = (1960,3 – 121) (1 – 0,41) + 0,41(2508,6 – 561) = 1883,7 кДж/кг.

qo = q1 – q2 = 3003,39 – 1883,7 = 1119,69 кДж/кг

▫ lо= l т = αо (h1 – h0) + (1 – αо) (h1 – h2) = 0,41 (3306 – 2508,6) + (1 – 0,41) (3306 – 1960,3) = 1120,89 кДж/кг.

ηт = lо / q1 = 1120,89 / 3003,39 = 37,3 %

qт = (hо – hо’) αо = (2508,6 – 561) 0,41 = 798,5 кДж/кг.

Коэффициент использования теплоты пара и топлива:

Ктп = ( lо+ qт ) / q1 = (1120,89 + 798,5) / 3003,39 = 0,639

Ктт = Ктп ∙ ηпг = 0,639 ∙ 0,9 = 0,575

Вт = q1 ∙ D / ∙ ηпг = 3 003 390 ∙ 134,08 / 25 000 000 ∙ 0,9 = 17,9 кг/с

Мв = q2 ∙ D / св ∙ Δt = 1883,7 ∙ 134,08 / 4,19 ∙15 = 4018,56 кг/с

Вывод: в цикле Ренкина с теплофикационным отбором пара уменьшился расход пара, расход воды и топлива увеличился. КПД уменьшился.

Цикл Ренкина с теплофикационным отбором пара в h-s и t-s диаграммах:

13

5. Цикл Ренкина с необратимыми потерями в турбине и насосе.

Данные для расчета:

Паротурбинная установка имеет мощность N=150 МВт.

Параметры пара на входе в турбину:

Давление P1=100 бар,

Температура t1=475 ͦC,

Давление в конденсаторе P2 =0,04 бар.

Охлаждающая вода нагревается в конденсаторе на Δt=15 ͦC.

Топливо – природный газ с теплотворной способностью =25 МДж / кг

КПД парогенератора ηпг=0,9.

Относительный КПД турбины ηоi = 0,85.

Относительный КПД насоса ηоi = 0,8.

Таблица параметров пара в турбине

Данные для расчета и схему принимаем из цикла №1.

1. h2д = h1 – (h1 – h2) = 3306 – 0,85 (3306 – 1960,3) = 2162,15 кДж/кг.

▫ h4д = h3 + ((h4 – h3) / )= 121 + ((135,3 – 121) / 0,8) = 138,9 кДж/кг.

q1д = h1 – h4д = 3306 –138,9 = 3167,1 кДж/кг.

q2д = h2д – h3 = 2162,15 – 121 = 2041,15 кДж/кг.

q0д = q1д – q2д = 3167,1 – 2041,15 = 1125,95 кДж/кг.

l тд = h1 – h2д = 3306 – 2162,15 = 1143,85 кДж/кг.

l нд = h4д – h3 = 138,9 – 121 = 17,9 кДж/кг.

l 0д = l т – l н = 1143,85– 17,9 = 1125,95 кДж/кг.

ηt = l 0д / q1д = 1125,95 / 3167,1 = 35,5%

D = N / l 0д = 150 000 000 / 1 125 950 = 133,22 кг/с

Втд = q1д ∙ D / ∙ ηпг = 3 167 100 ∙ 133,22 / 25 000 000 ∙ 0,9 = 18.75кг/с.

Мвд = q2д ∙ D / св ∙ Δt = 2041,15 ∙ 133,22 / 4,19 ∙ 15 = 4326,5 кг/с.

Вывод: в цикле Ренкина с необратимыми потерями в турбине и насосе расход пара уменьшился, расход топлива и воды увеличился. КПД уменьшился.

Цикл Ренкина с необратим. потерями в турбине и насосе в h-s диаграмме:

14

6.Сравнение результатов расчета циклов ПТУ. Вывод

Результаты расчетов циклов ПТУ

Вывод по курсовой работе.

В ходе расчета паротурбинной установки, работающей по циклу Ренкина, выяснилось, что термический КПД таких установок очень низок (около 40%). Но так как термический вид энергии очень распространен, необходимо искать методы повышения КПД паротурбинных установок.

Одним из способов повышения тепловой эффективности паросиловых установок является использование регенеративного цикла - цикла с использованием теплоты пара, частично отработавшего в турбине, для подогрева питательной воды. Регенеративный подогрев увеличивает термический КПД цикла паротурбинной установки и снижает потери теплоты в конденсаторе турбины с охлаждающей водой.

15

СОДЕРЖАНИЕ

1. Цикл Ренкина на перегретом паре……………………………………………….3

2. Цикл Ренкина с промежуточным перегревом пара…………………………….6

3. Цикл Ренкина с регенеративным отбором пара………………………………...9

4. Цикл Ренкина с теплофикационным отбором пара…………………………...12

5. Цикл Ренкина с необратимыми потерями в турбине и насосе……………….14

6. Сравнение результатов расчета циклов ПТУ. Вывод…………………………15

2