Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Санкт-Петербургский государственный технологический университет растительных полимеров»

Кафедра ТСУ и ТД

Курсовой проект на тему:

«Расчёт цикла парогазовой установки»

по дисциплине «Техническая термодинамика»

Выполнил студент гр.428:

Осипов А.А.

Проверил зам.декана ФПЭ:

Горбай С.В.

Санкт-Петербург

2010

Описание принципиальной схемы парогазовой установки с высоконапорным парогенератором.

Стремление повысить увеличить термический КПД паротурбинных и газотурбинных установок привело к созданию комбинированных парогазовых циклов. В этих установках работают два рабочих тела: газообразные продукты сгорания топлива и водяной пар. Принципиальная схема такой парогазовой установки с высоконапорным парогенератором представлена на рис. 1. Она состоит из следующего основного оборудования: высоконапорного парогенератора (ВПГ) с промежуточным перегревом пара, паровой конденсационной турбины, газотурбинного агрегата, включающего газовую турбину (ГТ) и компрессор (К).

Установка работает следующим образом: атмосферный воздух, сжатый в компрессоре, подается в высоконапорный парогенератор, работающий на жидком или газообразном топливе, сжигаемом под давлением. Продукты сгорания топлива с требуемой температурой (700 -1100⁰С) поступают в газовую турбину, в которой расширяются до атмосферного давления и затем, охладившись в горячей стороне газового подогревателя до температуры 120-160⁰С , выбрасываются в атмосферу.

Перегретый пар из ВПГ поступает в часть высокого давления (ЧВД) паровой турбины, в которой расширяется до промежуточного давления Р_пп. Далее пар отводится из турбины в промежуточный пароперегреватель, где нагревается до первоначального значения температуры. Вновь перегретый пар возвращается в часть низкого давления (ЧНД) паровой турбины, в которой расширяется до давления в конденсаторе (КД)

Конденсат и конденсатора, под действием конденсатных насосов, прокачивается через систему регенеративных подогревателей, включающую в себя подогреватель низкого давления (ПНД) и деаэратор (Д).

Подогрев воды в них осуществляется паром, отбираемым из отборов турбин.

Подогретая таким образом питательная вода насосом (ПН.) подается в холодную сторону газового подогревателя, где нагревается до температуры кипения и затем направляется в высоконапорный парогенератор.

рис.1. Принципиальная схема ПГУ

Расчет тепловой схемы пгу.

1.Исходные данные.

Мощность газотурбинной установки 24 МВт

Температура перед газовой турбиной

Параметры воздуха перед компрессором мм. рт. ст. = 0,101 МПа

Параметры пара перед паровой турбиной

Давление в конденсаторе МПа

Давление в отборах турбины МПа.

Давление в промежуточном парогенераторе МПа.

Внутренний относительный КПД газовой турбины

Внутренний относительный КПД компрессора

Внутренний относительный КПД паровой турбины

Топливо природный газ 33000 кДж/кг

Рабочее тело в ГТУ обладает свойствами воздуха.

(рис 2)

T-S-диаграмма цикла ПГУ с ВПГ.

2. Расчет параметров цикла пгу.

В качестве определяющего параметра цикла ПТУ при изобарном подводе теплоты принимают степень повышения давления при адиабатном сжатии в компрессоре. Полезную удельную работу цикла ГТУ можно выразить как разность между действительной удельной работой газовой турбины и действительной удельной работой сжатия в компрессоре :

(1)

Выразим каждую из этих работ через ее теоретическое значение:

;

Запишем выражение для внутреннего относительного КПД реального цикла ГТУ в следующем виде:

, (2)

Как известно работа сжатия в компрессоре находится из равенства:

, (3)

Для действительных циклов ГТУ оптимальная степень сжатия определяется по формуле:

, (4)

Оптимальная степень сжатия для действительных циклов ПГУ.

Где коэффициенты m=(K-1)/K; .

При заданных значениях находим:

6.5

Принимаем 6.5

Из соотношения находим:

482 К

Давление в топке ВПГ:

МПа

Параметры газа на выходе из газовой турбины при изоэнтропном процессе расширения определяем при условии что т.е.

, (5)

, (6)

, (7)

Из отношений (6) и (7) следует:

. (8)

Откуда К

Давление 0,101 МПа

Значение действительных температур газа на выходе из компрессора и газовой турбины из выражения внутреннего относительного КПД этих машин.

, (9)

, (10)

Из уравнений (9) и (10) найдем действительные значения температур газа на выходе из компрессора и газовой турбины.

К

К

3.Определение расходов рабочих тел пгу.

Полезная мощность ГТУ может быть определена из уравнения:

, (11)

В выражении (11) - теоретическая мощность, развиваемая газовой турбиной:

, (12)

а теоретическая мощность потребляемая компрессором.

, (13)

Принимая что , уравнение (11) перепишем в следующем виде:

, (14)

Откуда =141.3 кг/с

здесь значение теплоемкости Дж/кг К=1,005 кДж/кг К

действительная мощность газовой турбины составит:

кВт

Действительная мощность, потребляемая компрессором составит:

кВт

Расход питательной воды соответствующий расходу острого пара , подаваемого на паровую турбину, определим из уравнения теплового баланса газового подогревателя с учетом действительных параметров газовой ступени:

(15)

или

(16)

Температура газа на выходе газового подогревателя принимается равной С . При более низкой температуре наблюдается сернистая коррозия поверхностей нагрева.

Энтальпия воды на выходе смешивающего подогревателя (деаэратора) определяется из условия, что питательная вода нагревается в нем до состояния насыщения при давлении греющего пара.

В тепловой схеме ПТУ применяется деаэратор атмосферного типа с давлением греющего пара 0,12 МПа.

По таблицам водяного пара для давления 0,12 МПа находим кДж/кг. Как видно из рисунка 2 питательная вода в газовом подогревателе нагревается до состояния насыщения при давлении 4,2 (точка 13). По таблицам водяного пара находим кДж/кг и определяем расход.

Расход:

кг/с