Технология энергетического производства
Оглавление:
Введение…………………………………………………………
- Общая характеристика парогазовых установок
(информационный обзор). …………………………………………………………………………….
..стр.4 - Выбор схемы ПГУ и ее описание………………………………………..стр.5
- Цикл ПГУ в T,s-диаграмме……………………………………………
….стр.7 - Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки………....стр.8
- Расчет цикла паротурбинной установки……………………………….стр.13
- Определение технико-экономических показателей ПТУ……………..стр.17
- Расчет цикла ПГУ………………………………………………………..стр.
18 - Определение электрической мощности
ГТУ и ее технико-экономические показатели……………………………………………………
…………...стр.20 - Технико-экономические характеристики ПГУ………………………...стр.21
- Сводная таблица и анализ результатов
расчета по трем видам энергогенерирующих установок………………………………………..стр.
22
Список
использованной литературы…………………………………...стр.
Введение
Энергетика
- базовая отрасль, влияющая на
состояние всей экономики. Вместе
с тем она является одним
из основных потребителей
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%. ПГУ особенно актуальны для отечественной электроэнергетики, которая почти на 90% зависит от привозного топлива Рост производства электроэнергии нужно рассматривать еще и с точки зрения наращивания экспортного потенциала в качестве важной валютной составляющей совокупного дохода. С этих позиций назрела необходимость внедрения современных ПГУ или надстройки паровой части в установленных ГТУ. Это позволяет значительно снизить удельные расходы топлива на выработку тепла и электроэнергии, сократить эксплуатационные расходы и численность персонала, существенно улучшить экологическую обстановку.
1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)
Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. В парогазовых установках на одном валу с газовой турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают водяной пар. Температуры продуктов сгорания достаточно для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для вращения паровой турбины (температура 500 градусов по Цельсию и давление 80 атмосфер). С паровой турбиной механически связан второй генератор.
Существуют различные схемы ПГУ: ПГУ с высоконапорным парогенератором, ПГУ с обычным (низконапорным) парогенератором, ПГУ с котлом-утилизатором.
2. Выбор схемы ПГУ и её описание
ПГУ– это установка, объединяющая ГТУ и ПТУ. Согласно заданию к курсовой работе, выбираем парогазовую установку с использованием котла-утилизатора, параметры работы соответствующих турбин в ПГУ такие же, как в ПТУ и ГТУ. ПТУ имеет два регенеративных отбора, электрическая мощность паровой турбины = 66 МВт, рабочее тело ГТУ обладает свойствами воздуха, его теплоёмкость принять постоянной.
Рис. 1 «Принципиальная схема ПГУ»
( 1 - воздух из атмосферы; 2 - топливо; 3 - отработавшие в турбине газы; 4 - уходящие газы; 5 - свежий пар; 6 - питательная вода)
На рис. 1 представлена схема простейшей установки со сбросом еще горячих газов (продуктов сгорания) 3, поступающих из газовой турбины Т в котел-утилизатор КУ.
Как видно из рис. 1, топливо 2 (газотурбинное, жидкое, газ) поступает в камеру сгорания КС, куда также с помощью компрессора К подается воздух. Компрессор размещен на одном валу с газовой турбиной Т и электрическим генератором; компрессор К и генератор приводятся в действие газовой турбиной Т.
В котле-утилизаторе КУ за счет тепла продуктов сгорания 3 вода 6 превращается в пар 5, поступающий в паровую турбину ПТ, на одном валу с которой находится второй электрический генератор. Такого рода парогазовая установка позволяет использовать (утилизировать) тепло отработавших в газовой турбине продуктов сгорания 3. Охладившиеся в котле-утилизаторе продукты сгорания 4 выбрасываются наружу. Отработавший в паровой турбине ПТ пар поступает, как обычно, в конденсатор, в котором отдает тепло охлаждающей воде, превращается в конденсат и затем с помощью питательного насоса 6 снова поступает в котел-утилизатор.
3. Цикл ПГУ в T,s-диаграмме
Представим данный цикл в T,s координатах.
Рис.2 « Цикл ПГУ в T,s-диаграмме»
На рис. 2 наложены циклы ПСУ и ГТУ, где рабочими телами являются соответственно водяной пар и продукты сгорания топлива 1-2-3-4-1 – газовый цикл, а 5-6-7-8-9-10-5 – паровой.
В ПГУ, работающей по данному циклу, повышение КПД достигается только за счет надстройки парового цикла газовым. Передача теплоты отработавших газов ГТУ паровому циклу осуществляется путем подогрева питательной воды, направляемой в парогенератор. Расход уходящих газов у этой ПГУ практически равен суммарному расходу уходящих газов ГТУ и ПТУ до их объединения, но температура уходящих газов ПГУ значительно ниже чем у отдельной ГТУ и примерно равна температуре уходящих газов парогенератора, что и является источником экономии топлива.
4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки
Газотурбинными установками (ГТУ) называются теплоэнергетические устройства, в которых рабочим телом служат газообразные продукты сгорания топлива, а рабочим двигателем является газовая турбина.
Рис. 3 «Принципиальная схема ГТУ»
Компрессор (К) сжимает атмосферный воздух и нагнетает его в камеру сгорания. Топливо в камеру сгорания (КС) подается (в случае газообразного топлива – топливным компрессором; в случае жидкого – топливным насосом через форсунки). Образовавшиеся продукты сгорания являются рабочим телом давлением 12÷20 атм. и 1000÷1200 , которые подаются в газовую турбину (ГТ) и превращают ее в действие (вращение на валу). Затем выбрасываются наружу. Турбина находится на одном валу с компрессором и одновременно приводит в действие ротор электрогенератора (ЭГ), вырабатывающего электроэнергию.
Цикл ГТУ, работающий по описанной выше схеме, осуществляется с изобарным подводом теплоты.
Рис. 4 «Цикл ГТУ в T,S–координатах»
1-2 - адиабатное сжатие воздуха в компрессоре.
2-3 - изобарный процесс подвода теплоты в камеру сгорания (горение топлива).
3-4 - адиабатное расширение
4-1 - изобарный процесс смены отработавших газов, атмосферным воздухом, условно замыкающей цикл
Рассчитаем основные характеристики в этих точках.
Точка 1
По условию нам известно:
р1=0,1МПа
t1=22°С
T1= t1+273=22+273=295K
Из уравнения состояния идеального газа( , м3/кг) для точки 1 следует:
P1v1 = RT1; (2.1)
v1 = RT1/P1
где R-газовая постоянная.
Принимая, что рабочее тело обладает свойствами воздуха:
R = 8314/28, 9 = 287Дж/(кг×К))
Из формулы (2.1) выразим удельный объем и рассчитаем его:
(2.2)
Точка 4
Найдем основные характеристики рабочего тела в т.4. Нам известны следующие параметры:
Т4 = 570+273 = 843К,
P4 = P1 = 0,1МПа.
Воспользуемся формулой (2.2) и рассчитаем удельный объем газов в т.4:
Точка 3
Перейдем к расчету основных характеристик в т.3. Нам известны следующие параметры:
T3 = 1150+273=1423K
Так как процесс (3-4) адиабатный, то между температурами и давлениями в этих точках существует следующая зависимость:
(2.3)
Преобразуем данное выражение и выразим из него :
,
Воспользовавшись формулой (2.2) и подставив в нее значение параметров в т.3, мы получим удельный объем газов на входе в газовую турбину:
Точка 2
2-3 – изобарный процесс, поэтому верно следующее равенство:
p2 = p3 = 0,63МПа,
1-2 – адиабатный процесс, и для него верно равенство:
, выразим из него :
;
;
Подставим в формулу (2.2) значение параметров в т.2:
.
Рассчитаем энергетические характеристики цикла ГТУ
Удельное количество теплоты, подведенное к одному килограмму рабочего тела в ГТУ:
(2.4)
где - теплоемкость тела при изобарном процессе и рассчитывается по формуле:
(2.5)
где i – количество степеней свободы, для двухатомного газа равное 5
Рассчитаем удельное количество подводимой теплоты:
q1 = Cp(T3 - T2) = 3,5×287×(1423-498) = 929,163.
Количество теплоты, отведенной от 1кг. рабочего тела в ГТУ:
q2 = Cp(T4 - T1) = 3,5×287×(843-295) = 550,466
Удельная теоретическая работа цикла ГТУ:
(2.6)
Термический КПД цикла ГТУ:
или 40,8% (2.7)
Абсолютный электрический КПД ГТУ:
или 32,2% (2.8)
5. Расчет цикла паротурбинной установки
Паротурбинные установки – это установки, тепловым двигателем в которых является турбина, а рабочим телом – водяной пар, который получается в специальных установках, называемых паровыми котлами (парогенераторами), благодаря сжиганию в последних топлива и за счет теплообмена между продуктами сгорания и водой, получения из нее пара.
Паровой котел, или парогенератор (I), представляет собой устройство, в котором производится сжигание топлива, и тепло образовавшихся газообразных продуктов сгорания используется для превращения поступающей в него воды в пар (насыщенный или перегретый). Выработанный пар поступает в пароперегреватель (II), а затем в паровую турбину (III), где его потенциальная энергия превращается в кинетическую энергию струи пара, попадающего на лопатки турбины и заставляющего вращаться рабочее колесо турбины и ротор электрогенератора (IV), вырабатывающего электроэнергию.
Рис. 5 «Принципиальная схема ПТУ с двумя регенеративными отборами».
Изобразим описанный цикл в T,S-диаграмме водяного пара:
Рис.6 «Цикл ПТУ в T,S-координатах»
5 – свежий пар перед турбиной
5-6 – адиабатное расширение пара в турбине
6 – отработавший пар на выходе из турбины
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%
6. Определение технико-
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
- Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. – М.: Энергоатомиздат,1984.
- Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. – Справочник по котельным установкам малой производительности – М: «Энергоатомиздат», 1989 -484с.
- C.В. Цанаев. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие. – М.: МЭИ, 2002.
- Ю.И. Шаров. Парогазовые установки в системах централизованного теплоснабжения: Учебное пособие. - Новосиб.: Электрон,2003.
- Хрусталев Б.М., Несенчук А.П., Романюк В.Н. – Техническая термодинамика – учебн. в 2-х ч., ч.1 – Мн.: «Технопринт», 2004 – 487с.
- Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. – М.: Издательство МЭИ, 2002.
- Сазанов Б.В. Тепловые электрические станции. – М.: Энергия, 1974.
- Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов./Под ред. Е.Я.Соколова. – М.: Энергия, 1979.