«Расчет тепловой схемы комбинированной ПГУ электростанции» - Курсовая работа

Содержание

Введение….

1 Принципиальная тепловая схема парогазовой установки….

1.1 Принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки….….

1.1.1 Краткое описание принципиальной тепловой схемы на базе турбоустановки ПТ-30-90/10…

1.1.2 Результаты расчета принципиальной тепловой схемы….

1.2 Описание основного оборудование ПГУ….

1.2.1 Паровая турбина ПТ-30-90/10 …

1.2.2 Описание парогенератора…

1.2.2.1 Котельный агрегат Е-230-100ГМ…

1.2.2.2 Модернизация парового котла при совместной работе с с ГТУ….….

1.3 Газотурбинная установка АЛ-31СТЭ….

1.3.1 Краткое описание ГТУ….

1.3.2 Результаты расчета ГТУ….

1.4 Предварительное согласование совместной работы ПТУ и ГТУ….

2 Расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки….

2.1 Расчет ГТУ с подогревателем сетевой воды (ГТУ-ТЭЦ)…

2.2 Расчет КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в котле-утилизаторе…

2.3 Расчет КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в котле-утилизаторе с дожиганием топлива….

2.4 Расчет КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в паровом котле с дожиганием топлива….

3 Сопоставление результатов расчета тепловых схем КПГУ со сбросом продуктов сгорания в котел-утилизатор и в топку парового котла для существующего режима ПТУ…

3.1 Результаты расчета КПГУ с дожиганием топлива….

3.2 Энергетические показатели КПГУ с дожиганием топлива….

4 Анализ вариантов тепловых схем КПГУ по показателям тепловой эффективности….

Заключение….

Список использованных источников…

Введение

Курсовой проект посвящен расчету тепловой схемы комбинированных парогазовых установок. Такая тематика очень актуальна в настоящее время, так как применение комбинированных парогазовых установок (КПГУ) в энергетике является перспективным. Опыт развития мировой энергетики показывает, что радикальное улучшение основных характеристик паротурбинных установок тепловых электростанций возможно путем их реконструкции по парогазовому циклу с подачей выхлопных газов ГТУ в топки реконструированных котлов.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 530-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода в ГТУ и низкотемпературного отвода тепла в конденсаторе паровой турбины. Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%.

Привлекательными особенностями ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое время (2 года), вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность. С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.

1 Принципиальная тепловая схема

парогазовой установки

1.1 Принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки

1.1.1 Краткое описание принципиальной тепловой схемы на базе турбоустановки ПТ-30-90/10

Энергоблок номинальной электрической мощностью 30 МВт состоит из котла высокого давления Е-230-100 ГМ, турбины ПТ-30-90/10 УТМЗ, электрогенератора и вспомогательного оборудования. Руководствуясь методикой [8], составлена принципиальная тепловая схема (ПрТС) турбоустановки ПТ-30-90/10 на базе тепловой схемы Уфимской ТЭЦ-3.

Выдержка из текста работы

2.5 Расчет КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в паровом котле с дожиганием топлива

На рисунке 2.9 представлена расчетная схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ. Выходные газы ГТУ по газоходу направляются в горелки парового котла (КД) для сжигания в их среде газообразного топлива, т.к. они содержат достаточное количество несгоревшего кислорода ( ). В отличие от котла-утилизатора продукты сгорания сначала проходят испарительные поверхности нагрева, затем пароперегревательные и экономайзерные.

Коэффициент избытка воздуха в топке котла ограничен величиной , а, следовательно, существует ограничение по температуре газов в топке котла.

При расчете тепловой схемы соблюдались следующие минимальные температурные напоры [17]:

- на холодном конце испарительной поверхности нагрева;

- на холодном конце экономайзерной поверхности нагрева;

- на горячем конце пароперегревательной поверхности нагрева.

Рисунок 2.9 - Расчетная схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла

Таблица 2.4 – Результаты расчета КПГУ с сбросом продуктов сгорания в топку парового котла

Наименование Значение

Результаты расчёта элемента модели "Вход питат воды":

Давление воды, [КПа] 12500

Расход воды, [кг/с] 60.75

Степень сухости, [-] -0.551522

Температура воды, [0C] 203

Удельная энтальпия воды, [кДж/кг] 870.331

Результаты расчёта элемента модели "КД":

Давление газа на выходе из КС, [кПа] 101.335

Коэффициент избытка воздуха в КС, [-] 1.0511

Коэффициент полного давления в КС, [-] 0.99

Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-] 0.995

Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с] 72.8361

Расход топлива в камере сгорания, [кг/с] 2.77253

Температура газа на выходе из КС, [К] 2070

Результаты расчёта элемента модели "ЭК":

Давление воды на выходе, [кПа] 10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе. [-] 1.11972

Потери давления воды, [кПа] 309

Расход воды на выходе, [кг/с] 60.75

Расход газов на выходе, [кг/с] 77.3361

Степень сухости на выходе. [-] 0

Температура воды на выходе, [0C] 316.644

Температура газов на входе в экономайзер, [К] 883.902

Температура газов на выходе, [К] 506.627

Температурный напор на горячем конце, [0C] 294.108

Температурный напор на холодном конце, [0C] 30.3444

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] 35051.6

Результаты расчёта элемента модели "ИСП":

Давление пара на выходе, [кПа] 10791

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] 1.0511

Расход воды на входе на расчетном режиме, [кг/с] 60.75

Расход воды на продувку, [кг/с] 1.215

Расход газов на выходе, [кг/с] 72.8361

Продолжение таблицы 2.4

Расход пара на выходе, [кг/с] 59.535

Степень сухости пара на выходе, [-] 1

Температура газов на входе в испаритель, [К] 2070

Температура газов на выходе, [К] 1342.71

Температура пара на выходе, [0C] 316.644

Температурный напор на горячем конце, [0C] 1480.2

Температурный напор на холодном конце, [0C] 752.916

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] 76304.7

Результаты расчёта элемента модели "ПЕ":

Давление пара на выходе, [кПа] 9811

Коэффициент избытка воздуха на выходе, [-] 1.08156

Потери давления пара, [кПа] 980

Расход газов на выходе, [кг/с] 74.8361

Расход пара на выходе, [кг/с] 59.535

Степень сухости пара на выходе, [-] 1.5072

Температура газов на входе в пароперегреватель, [К] 1320.45

Температура газов на выходе, [К] 900.054

Температура пара на выходе, [0C] 510

Температурный напор на горячем конце, [0C] 537.3

Температурный напор на холодном конце, [0C] 310.26

Тепловая мощность, отданная газами, [кВт] 41651.1

В результате расчета получен максимальный расход пара на выходе из ПЕ 59,535 кг/с вместо 63,89кг/с. Следовательно, КПГУ со сбросом продуктов сгорания в топку парового котла Е-230-100ГМ не способна генерировать пар с номинальным расходом.

Температура уходящих газов (т.е. на выходе из ЭК) очень высока и составляет 506,6 К. Поэтому, исходя из рекомендаций [20], для утилизации теплоты уходящих газов до температуры 1300С, в конвективной шахте котла устанавливается газовый подогреватель сетевой воды (ГСП). Расчетная схема представлена на рисунке 2.10.

Заключение

В результате проведения аналитического расчета вариантов схем КПГУ, исследованы 2 тепловых схемы комбинированных энергоустановок: КПГУ со сбросом продуктов в топку котла-утилизатора с дожиганием топлива и со сбросом в топку существующего парового котла Е-230-100ГМ. Обе схемы обеспечивают потребную теплопроизводительность ( ), которая выдает необходимые параметры пара перед турбиной ПТ-30-90/10. Необходимо подчеркнуть, что сбрасывать продукты сгорания в топку парового котла неэкономично с термодинамической точки зрения по сравнению со сбросом в топку котла-утилизатора, т.к. имеет место разница в температурах дожигания топлива 90С (следовательно, и в расходах топлива 0,01889 кг/с). Эта разница связана, прежде всего, с присосами холодного воздуха из котельного цеха в газовоздушный тракт котла.

Основным недостатком рассмотренных двух схем является высокое значение температуры уходящих газов, что связано с высокой температурой питательной воды. Для понижения температуры уходящих газов можно предложить следующие схемы утилизации тепла:

• установка ГСП;

• частичное вытеснение регенерации.

Предлагаемые схемы требуют предварительной разработки, что выходит за рамки данной работы.

При сравнении энергетических показателей раздельно работающих ГТУ и ПТУ с КПГУ можно выделить следующие основные положения:

• уменьшение расхода условного топлива при применении КПГУ;

• уменьшение удельного расхода условного топлива;

• увеличение электрического КПД КПГУ по сравнению с ПТУ.

В качестве одного из вариантов использования теплоты уходящих из ГТУ выхлопных газов была рассмотрена схема ГТУ с ПСВ. Результаты расчета данной схемы показали, что при одинаковой электрической мощности схем ГТУ и ГТУ с ПСВ происходит снижение удельного расхода топлива, обусловленное утилизацией теплоты выхлопных газов ГТУ в подогревателе сетевой воды.

Таким образом, результаты расчета показали, что реализация любой схемы комбинированной установки, в которой осуществляют утилизацию теплоты выхлопных газов, приводит к улучшению показателей тепловой эффективности энергетической установки.

Список литературы

1. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. Службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 – М.: Издательство МЭИ, 1999.

2. Арьков Ю.Г. , Шайхутдинов З.Г. Конвертирование АД для использования в наземных энергетических установках.- Уфа: изд УАИ, 1986- 82 с.

3. А.М.Ахметзянов «Термогазодинамические расчеты авиационных ГТД» - Уфа: УАИ, 1982.

4. Инструкция по эксплуатации парового котла Е-230-100 ГМ (ТКЗ) Уфимской ТЭЦ-3. – Уфа, 2006. – 76 с.

5. Инструкция по эксплуатации турбогенератора ПТ-30-90 УТМЗ ст. №5 Уфимской ТЭЦ-3. – Уфа, 2004. – 38 с.

6. Каталог газотурбинного оборудования. Газотурбинные технологии. Газпром, 2006.

7. Моделирование работы элементов авиационных ГТД в системе DVIGw: Практикум по курсу «Теория, расчет и проектирование АД и ЭУ»/ Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т; Сост.: Х.С. Гумеров, О.Н. Иванова. – Уфа, 2005. – 74 с.

8. Наземная газотурбинная энергетическая установка с силовой турбиной. Прототип АЛ-31СТЭ. Курсовой проект по дисциплине «Теория и расчет ГТУ» студ. К. Н. Брезгин. Руковод. И. М. Горюнов.– Уфа: УГАТУ, 2007.–63 с.

9. Полещук И. З. Расчет тепловой схемы комбинированной парогазовой установки электростанции: учебное пособие/ И. З. Полещук; Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т. – Уфа: УГАТУ, 2007. – 47с.

10. Полещук И. З. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: учебное электронное издание: учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции». – Уфа: УГАТУ, 2005.

11. Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-30-90/10. Курсовой проект по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции» студ. К.Н. Брезгин. Руковод. И. М. Горюнов.– Уфа: УГАТУ, 2007.–49 с.

12. Руководство по эксплуатации двигателя АЛ-31СТН. ОАО «НПО Сатурн» НТЦ им. А. Люльки. – Рыбинск, 2005.

13. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 447с

14. Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок: Учебник/ В.И. Бакулев, В.А. Голубев, Б.А. Крылов и др.; Под редакцией В.А. Сосунова, В.М. Чепкина – М.: Изд-во МАИ, 2003 – 688 с.

15. Тепловой расчет (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное и дополненное. – СПб.: Издательство НПО ЦКТИ, 1998. – 256 с.

16.Теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/под ред.

А. В. Клименко, В. М. Зорина. 3-е изд., перераб. и доп. – М.: МЭИ.- (ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА. Справочная серия в 4-х книгах)– Т.3: Тепловые и атомные электростанции, 2003.– 648с.

17. Цанев, С. В. Газотурбинные и парогазовые установки электростанций: учебное пособие – М.: МЭИ, 2002. – 580 с.

18. Щегляев А.В. Паровые турбины: Учеб. для вузов. – 3-е изд., перераб. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1955. – 320 с.

19. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1960. – 367 с.

20. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. для техникумов. – Л.: Энергоатомиздат. Ленинг. отд-ние, 1989. – 280 с.