Файл: Курсовой проект по модулю Теоретические основы теплоэнергетики.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 39
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
ФГАОУ ВО «Уральский федеральный университет имени
первого Президента России Б.Н.Ельцина»
Уральский энергетический институт
Кафедра теплоэнергетики и теплотехники
Оценка: _____________________
Руководитель курсового
проектирования: А. В. Островская
Члены комиссии ______________
_____________________________
Дата защиты: __________________
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к междисциплинарному курсовому проекту
по теме: Термодинамический расчет цикла парогазовой установки
Студент: Ажимова Е. Н. ________________
(ФИО) (Подпись)
Группа: ЭНЗ-210008у-КТ
Екатеринбург
2023
Содержание
Задание…………………………………………………………………………..…3
Введение…………………………………………………………………………...5
Принципиальная схема парогазовой установки и ее циклы……………….…...7
Расчетная часть………………………………………………………………….....8
-
Расчет цикла ГТУ…………………………………………………………...8 -
Расчет цикла ПТУ………………………………………………………….10 -
Расчет цикла ПГУ………………………………………………………….12
Вывод………………………………………………………………………………13
Библиографический список……………………………………………………....14
М инистерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования «Уральский федеральный университет имени первого
Президента России Б. Н. Ельцина» (УрФУ)
Институт Уральский энергетический (УралЭНИН)_______________________
Кафедра/департамент Теплоэнергетика и теплотехника (ТиТ)___________
Задание
на междисциплинарный курсовой проект по модулю «Теоретические основы теплоэнергетики»
Студент: Ажимова Елена Николаевна
группа_ ЭНЗ-210008у-КТ
специальность/направление подготовки:
энергетическое машиностроение_____
-
Тема курсового проекта
Термодинамический расчет цикла парогазовой установки .
-
Содержание проекта/работы, в том числе состав графических работ и расчетов
ГТУ мощностью N работает на природном газе с теплотворной способностью Qнр = 48 МДж/кг. Воздух на входе в компрессор имеет температуру tI и давление pI. Продукты сгорания на входе в турбину имеют температуру tIII. Степень повышения давления в компрессоре . Отработавшие газы поступают в котел-утилизатор КУ (парогенератор), где отдают свою теплоту и после выбрасываются в атмосферу с температурой ta.
Паротурбинная установка имеет следующие параметры пара на входе в паровую турбину : давление p1, температура t1; давление в конденсаторе p2. КПД парогенератора hпг .
Исходные данные для расчета:
ФИО | Вар | ГТУ | ПТУ | ||||||||
pI, бар | tI, оС | tIII, оС | β | N, МВт | ta , оС | t1 ,оС | P1, бар | P2, бар | ηпг | ||
Ажимова Е.Н. | 1 | 1,1 | 10 | 720 | 5,2 | 150 | 130 | 610 | 120 | 0,06 | 0,92 |
Анисимков Д.А. | 2 | 1 | 15 | 740 | 5,4 | 80 | 110 | 525 | 130 | 0,08 | 0,91 |
Геннеберг В.А. | 3 | 1,05 | 20 | 760 | 5,6 | 130 | 115 | 470 | 90 | 0,04 | 0,88 |
Киреев Н.А. | 4 | 0,95 | 5 | 780 | 5,8 | 90 | 125 | 563 | 80 | 0,06 | 0,89 |
Кобызев Л.В. | 5 | 0,98 | 10 | 800 | 6 | 110 | 135 | 615 | 180 | 0,14 | 0,9 |
Коновалов И.В. | 6 | 1,03 | 15 | 820 | 6,2 | 115 | 120 | 542 | 190 | 0,04 | 0,92 |
Матипоненко И.Д. | 7 | 1,12 | 20 | 840 | 6,4 | 125 | 130 | 610 | 110 | 0,06 | 0,91 |
Миллер А.В. | 8 | 1,14 | 5 | 860 | 6,8 | 140 | 110 | 475 | 115 | 0,04 | 0,88 |
Панов А.О. | 9 | 1,08 | 10 | 880 | 7 | 155 | 115 | 410 | 120 | 0,1 | 0,89 |
Пыжов М.С. | 10 | 1,15 | 15 | 900 | 7,2 | 145 | 125 | 560 | 170 | 0,16 | 0,9 |
Сорогин А.В. | 11 | 1,1 | 20 | 920 | 7,4 | 135 | 135 | 630 | 130 | 0,04 | 0,92 |
Чебыкин В.Ю. | 12 | 1 | 5 | 940 | 7,6 | 95 | 120 | 430 | 140 | 0,06 | 0,91 |
План выполнения курсового проекта/работы
Наименование элементов проектной работы | Сроки | Примечания | Отметка о выполнении |
Термодинамический расчет цикла. | 20.05.23-28.05.23 | | |
Формирование пояснительной записки | 20.05.23-28.05.23 | | |
Руководитель _____________________________________ (А.В.Островская )
Введение
Парогазовая установка (ПГУ) – это установка, объединяющая в себе две ранее рассмотренных установки – газотурбинную, с высокой начальной температурой газов и паротурбинную, с низкой температурной отвода теплоты к холодному источнику. Такая комбинация позволяет снизить потери теплоты с уходящими газами газовых турбин, передав часть этой теплоты низкотемпературному циклу паротурбиной установки. Таким образом, мы получаем установку с высокой начальной температурой рабочего тела и низкой температурной отвода теплоты. Такая комбинация двух циклов позволяет получить КПД парогазовой установки порядка 60-61%. Схема парогазовой установки и ее термодинамический цикл изображены на рис
Парогазовая установка содержит два отдельных двигателя: паросиловой и газотурбинный. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива.[1] Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счёт вращения ротора вырабатывает электрический ток.
Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к атмосферному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру.
С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (
температура дымовых газов около 500 °C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.
Широко распространены парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае используется только один, чаще всего двухприводный генератор. Такая установка может работать как в комбинированном, так и в простом газовом цикле с остановленной паровой турбиной. Также часто пар с двух блоков ГТУ—котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку (дуплексная схема).
Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок. В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котёл, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля».
На установках небольшой мощности поршневая паровая машина обычно эффективнее, чем лопаточная радиальная или осевая паровая турбина, и есть предложение применять современные поршневые паровые двигатели в составе ПГУ.
Преимущества:
-
Парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60 %. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок — в диапазоне 28-42 % -
Низкая стоимость единицы установленной мощности -
Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками -
Короткие сроки возведения (9-12 мес.) -
Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом -
Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии -
Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками.
Недостатки:
-
Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива. -
Ограничения на типы используемого топлива. Как правило в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного — дизельное топливо. Применение угля в качестве топлива возможно только в установках с внутри цикловой газификацией угля, что сильно удорожает строительство таких электростанций. Отсюда вытекает необходимость строительства недешёвых коммуникаций транспортировки топлива — трубопроводов. -
Сезонные ограничения мощности. Максимальная производительность в зимнее время.
Принципиальная схема парогазовой установки и ее циклы
Газовый цикл:
I–II – адиабатное сжатие рабочего тела.
II–III – изобарный подвод теплоты (горение топлива)
III–IV – адиабатное расширение.
IV–a – изобарный отвод теплоты в КУ
а–I – изобарный отвод теплоты с выхлопом продуктов сгорания в окружающую среду
Паровой цикл:
1–2 – адиабатное расширение пара в ПТ;
2–3 – изобарно-изотермическая конденсация пара в К;
3–4 – адиабатно-изохорное повышение давление воды в ПН;
4–1 – изобарный подвод теплоты в КУ с превращением воды в перегретый пар
Расчетная часть
1.Расчет цикла ГТУ
-
Рабочее тело обладает свойствами воздуха (идеальный газ) -
Газовая постоянная воздуха
-
Теплоемкость по МКТ
-
Показатель адиабаты для двухатомного газа к = 1,4
Состояние | Параметры | ||
р, бар | Т, К | , м3/кг | |
Ⅰ | 1,1 | 283 | 0,7384 |
Ⅱ | 5,72 | 452,8 | 0,2272 |
Ⅲ | 5,72 | 993 | 0,4982 |
Ⅳ | 1,1 | 620,6 | 1,6192 |
а | 1,1 | 403 | 1,0515 |
-
Степень повышения давления в компрессоре
откуда
-
Процессы подвода и отвода теплоты происходят при p = const, поэтому рIII = рII = 5,72 бар; рIV = рI = 1,1 бар. -
Процесс сжатия воздуха в компрессоре I-II адиабатный