Расчёт тепловой схемы бинарной газотурбинной установки ГТН-10
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
Брянский государственный технический университет
Кафедра «Тепловые двигатели»
Расчёт тепловой схемы бинарной газотурбинной установки ГТН-10
РАСЧЕТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА
по дисциплине «Газотурбинные установки»
Студент группы 12-ЭМ1
Соболь В.И.
Руководитель: ассистент
Светляева Е. И.
Брянск 2014
Задание
Произвести расчет тепловой схемы, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей газотурбинной установки по следующим исходным данным:
Эффективная мощность ГТУ Ne=10 МВт;
Начальная температура воздуха T3=288 K;
Начальная температура газа T1=1223K;
Частота вращения роторов n=6850/6500мин-1.
Тип исполнения и назначение: двухвальный газотурбинный газоперекачивающий агрегат (ГГПА).
Вариант тепловой схемы - бинарная.
Аннотация
В данной расчетно-графической работе произведен расчет тепловой схемы бинарной парогазовой установки (ПГУ) типа ГТН-10, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей установки, эти данные в дальнейшем будут использованы в курсовом проекте по газотурбинным двигателям.
Содержание
Введение
1. Схема и цикл ГТУ
2. Определение расчётных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа
3. Выбор расчётных значений начальных температур воздуха и газа
4. Выбор расчётного значения степени повышения давления цикла
5. Расчёт компрессора
6. Расчёт камеры сгорания
7. Расчёт газовой турбины
8. Определение технико-экономических показателей ГТУ
Вывод
Список использованных источников
Введение
газотурбинная установка тепловая давление
На современном этапе развития тепловых двигателей газотурбинные установки (ГТУ) прочно завоевали первое место и нашли широкое применение практически во всех основных сферах жизнедеятельности человеческого общества: энергетике, газо- и нефтеснабжении, металлургической и нефтехимической промышленности, воздушном, водном, железнодорожном, автомобильном транспорте и пр.
В Российской Федерации ГТУ получили наибольшее применение в газовой промышленности, где они используются в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) являются преобладающим типом ГПА на магистральных газопроводах. Их доля в настоящее время превысила 80% и продолжает возрастать, а ГТУ постоянно совершенствуются. Поэтому основное внимание в данном курсовом проекте уделено теории расчёта и проектированию газотурбинных ГПА (ГГПА) с учётом последних достижений в области аэродинамики проточной части турбомашин, организации потока в ступени и турбине в целом. Существенное внимание уделяется вопросам обоснования и определения основных технико-экономических показателей проектируемой ГТУ.
Крупнейшими производителями отечественных ГГПА являются: ПО «Невский машиностроительный завод» (ПО НЗЛ), г. С.- Петербург, ПО «Турбомоторный завод» (ПО ТМЗ), г. Екатеринбург.
Темой данной курсовой работы по дисциплине «Паро- и газотурбинные установки» является расчёт тепловой схемы для двухвальнойгаховой турбины ГТН-12 бинарного типа (ПГУ).
1.Схема и цикл ГТУ
Рис. 1 Принципиальная тепловая схема и цикл ПГУ
Принцип действия ПГУ: Всасываемый в компрессор (К) воздух с температурой Т3 и давлением Р3 сжимается в нём до давления Р4и приобретает температуру Т4. Затем сжатый воздух поступает в камеру сгорания (КС) где смешивается с топливом, впрыскиваемым при помощи форсунок, и паром, получаемым в котле-утилизаторе за счёт отработавших газов. Вода поступает в котёл-утилизатор с помощью питательного насоса (ПН), предварительно пройдя химическую водоочистку (ХВО). Пар в камере сгорания перегревается и после вместе с основным рабочим телом поступает в турбину высокого давления (ТВД) с температурой Т1 и давлением Р1. Вал турбины высокого давления вращает вал компрессора. После расширения в турбине низкого давления (ТНД) всё рабочее тело с температурой Т2 и давлением Р2 поступает в котёл-утилизатор. Вал турбины низкого давления вращает привод (П). Пар, получаемый в котле-утилизаторе, частично может направляться к тепловому потребителю (ТП) (см. рис. 1).
2. Определение расчётных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа
Расчёт тепловой схемы любой ГТУ начинается с построения зависимости внутреннего КПД ГТУ от степени повышения давления в цикле при различных значениях начальной температуры газа перед турбиной и температуры атмосферного воздуха с тем, чтобы сразу же оценить влияние этих параметров на работу ГТУ правильно выбрать их расчётные значения.
Зависимости рассчитываются по формуле:
,
где и - КПД соответственно турбины и компрессора; - коэффициент потерь давления в ГТУ.
Зависимости hв=f(p) при принятых значениях всех коэффициентовhТ, hК, v, m рассчитывают для пяти значений температурного коэффициента (данные вычисления производились с помощью прикладной программы MicrosoftExcel на ЭВМ).
.
Для рассматриваемых циклов ГТУ в расчетах можно принимать hТ=0,86…0,90;hК=0,85…0,88; v - коэффициент потерь давления в ГТУ.
;
Для предварительных расчетов можно принимать kг=1,33…1,35; kв=1,37…1,39
Для всех вариантов приняты следующие значения величин:
hТ=0,86;hК=0,85;v=1,07; kг=1,34;mг=0,254; kв=1,38; mв=0,275.
??hвпри t1при t2при t3при t4при t520,09650,09260,09960,09790,095040,18270,17360,18980,18600,179360,21860,20470,22910,22360,213480,23660,21790,25050,24320,2297100,24570,22210,26300,25390,2370120,24940,22060,27010,25930,2388140,24950,21510,27370,26110,2370160,24690,20660,27480,26040,2323180,24230,19570,27410,25770,2255200,23610,18250,27180,25340,2169220,22840,16730,26840,24780,2067240,21940,15020,26390,24110,1950260,20920,13120,25860,23340,1819280,19800,11030,25240,22480,1675300,18570,08730,24560,21530,1518Таблица 1
Рис. 2 Графики зависимостей hв ГТУ от степени повышения давления ? при различных значениях степени повышения температуры ?.
. Выбор расчётных значений начальных температур воздуха и газа
На основании полученных зависимостей hв=f(p) при t=var (рис. 2) построим графики изменения максимальных значений внутреннего КПД цикла hвmax в зависимости от начальной температуры газа T1 (рис. 3) и начальной температуры воздуха T3 (состояние атмосферы) (рис. 4). Значения КПД при различных температурах T1 и T3 приведены в табл. 2 и 3 соответственно.
Таблица 2
1123122313230,2220,2500,275
Рис. 3 График зависимости КПД ГТУ от начальной температуры T1
Таблица 3
Значения максимального внутреннего КПДhвmax от начальной темпертуры воздуха T3
2782882980,360,340,32
Рис. 4 График зависимости КПД ГТУ от температуры атмосферного воздуха T3
. Выбор расчётного значения степени повышения давления цикла
В данном варианте с котлом-утилизатором и паровой турбиной оптимальное popt ПГУ определяется из выражения
-коэффициент утилизации;
-КПД парового контура (hпк=0,28 - 0,32 для подобного типа установок; в данной работе примем hпк=0,3);г=0,254, при kг=1,34; mв=0,275, при kв=1,38.
Коэффициент утилизации
,
где Т5=393 - 423К - температура отработавших газов за котлом-утилизатором[4, стр. 49];
Т2=670 - 770 К - температура газов на выходе из турбины[4, стр. 17].
Таким образом, в варианте бинарной ПГУ (без дожигания топлива), значение popt получается достаточно близким к прототипу. Поэтому для этого варианта можно принять pрасч= 11,500.
. Расчёт компрессора
Давление за компрессором
.
Средняя температура изоэнтропийного сжатия(в первом приближении)
;
где Т4 = 620 - 640 К - температура воздуха, поступающего в камеру сгорания [4, стр. 16]; принимаем Т4=630 К
тогда kв1 =1,391, [4, прил. 1, рис. 2].
Температура изоэнтропийного сжатия за компрессором (в первом приближении)
Средняя температура изоэнтропийного сжатия (во втором приближении)
,
тогда kв2=1,393, ; cp.в(ср)=1,017 кДж/кг.
Температура изоэнтропийного сжатия за компрессором (во втором приближении)
Средняя температура изоэнтропийного сжатия (во втором приближении)
,
тогда kв3=1,393, ; cp.в(ср)=1,017 кДж/кг.
Изоэнтропийный перепад энтальпий в компрессоре
Действительный перепад энтальпий при hК=0,87
Температура воздуха за компрессором, равная температуре воздуха, поступающего в камеру сгорания
. Расчёт камеры сгорания
При отсутствии данных по топливу за его основу принимаем стандартный углеводород (85% С и 15% Н), для которого низшая теплота сгорания и теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива, . Примем КПД камеры сгорания . Физической теплотой топлива, вносимой в камеру сгорания, пренебрегаем.
В первом приближении относительное количество воздуха , содержащегося в продуктах сгорания за камерой сгорания, определяется из уравнения теплового баланса
=
=[44300·0.99+15·350?(15+1)·1350]/(1200?350)=32,36.
Значения теплосодержания воздуха и и продуктов сгорания при при соответствующих температурах принимались по графикам [4, прил. 1, рис.4, рис.5].
Коэффициент избытка воздуха для простейшей схемы
a = (Lo+qв)/ Lo = (32,36+8,78)/15 = 3,16.
Удельный расход рабочего тела в КС увеличился на величину
топ= 1/(a×Lo) = 1/(3,16×15) = 0,0211.
. Расчёт газовой турбины
Для схемы ПГУ коэффициент потерь давления =1,07,тогда =11,5/1,07=10,75.
Давление перед турбиной
.
Давление за турбиной
.
Процесс расширения (в первом приближении)
,
откуда ; ; при a=3,16.
Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (в первом приближении)
К.
Процесс расширения (во втором приближении)
;
откуда ; ; при a=3,16.
Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (во втором приближении)
К.
Процесс расширения (в третьем приближении)
;
откуда ; ; Ср(ср)= 1,182 кДж/кг; при a=3,16.
Изоэнтропийная температура расширения за турбиной (во втором приближении)
К.
Изоэнтропийный перепад энтальпий (теоретическая работа) в турбине рассчитывается по выражению
.
Действительная работа расширения в турбине
Действительная температура газа за турбиной
.
Расход газа для охлаждаемой ГТУ определяется по соотношению
.
Эффективная удельная работа охлаждаемой ГТУ определяется из выражения
где - внутренний КПД турбины с учётом потерь от охлаждения в проточной части; - коэффициент гидравлических потерь;
- коэффициент термодинамических потерь);
. При (т.к. схема установки бинарная, без регенерации)
- по прототипу;
- расход топлива;
;
- механический КПД турбины;
- механический КПД компрессора.
Расход газа .
Расход топлива определяем по выражению
,
где ;
; -теплосодержание воздуха на выходе из компрессора;
- теплосодержание продуктов сгорания перед турбиной.
Относительный расход топлива
.
Таким образом, в данном варианте ПГУ по сравнению с простейшей ГТУ из-за увеличения сопротивления выходного тракта удельная работа ГТУ снизилась, расход газа и воздуха возросли. Относительный же расход топлива составил=0,0159.
. Определение технико-экономических показателей ГТУ
Для того, чтобы правильно оценивать теплотехнический уровень спроектированной ГТУ, иметь возможность сравнения её с лучшими аналогичными образцами и делать правильные выводы по полученным результатам, мы должны определить основные технико-экономические показатели ГТУ.
Основные технико-экономические показатели, характеризующие тепловую экономичность ГТУ (удельные расходы топлива и теплоты, КПД), рассчитываются на основе энергетических характеристик турбины, компрессора, камеры сгорания, регенератора или утилизаторов тепла и вспомогательного оборудования.
Для варианта ПГУ имеем ранее принятые величины
hК=0,85; hTохл=0,84; hМТ=hМК=0,98; ; p=11,5; Т1= 1223 К; Т3= 288 К; Т4= 616,1 К.
Из-за увеличения сопротивления выходного тракта ГТУ (наличие котла-утилизатора) претерпят изменения и станут равными
Неохл=148,78 кДж/кг; Т2=759 К; =67,21 кг/с; =68,93 кг/с; =0,09; =1,151 кг/с;= 0,017;
=67,21+(0,09 - 0,03)·68,93=70,11 кг/с .
Расход теплоты в камеру сгорания
кДж/кг
Температуру газов, покидающих котел-утилизатор примем, Т5= 423 К (150°С);
Коэффициент утилизации
,
Удельная эффективная работа ПГУ
ПГУ=HеГ.К.+HеП.К.=Неохл+HеП.К.=Неохл+qкс·(1-hГТУ)×hут×hпк= =148,78+646,2·(1 - 0,2302)×0,698×0,3=252,9 кДж/кг,
где hгту=hеохл= Неохл /q1=148,78/646,2=0,2302 - КПД газового контура.
КПД ПГУ
hпк = hеохл+(1-hеохл)·hут·hпк = 0,2302+(1- 0,2302)×0,698×0,3 = 0,391.
Удельный расход тепла ПГУ= 3600/0,391 = 9207,16 кг/(кВт×ч).
Удельный расход условного топлива
9207,16/29308 = 0,314 кг/(кВт×ч).
Если принять среднестатистический относительный расход пара
= 0,11,
то при = 67,21 кг/с
= d×= 0,11×67,21 = 7,39 кг/с.
Общая мощность ПГУ ПГУ=Nеохл+Nпк=148,78×67,21+8,592×91=13511кВт=10781,3 МВт.
Поскольку удельная эффективная работа ПГУ приведена к расходу газа через ГТУ, то общую мощность ПГУ, то общую мощность ПГУ приближенно можно определять и другим путем
=×НеПГУ= 67,21×252,9= 16002,6 кВт=16997,4 МВт.
Таким образом, включение в схему ГТУ ПТУ с котлом утилизатором даже без дожигания топлива в нем (чисто утилизационная схема) существенно улучшает экономические показатели установки. Следует однако учитывать, что из всех вариантов утилизации тепла отработавших газов ГТУ, вариант с ПТУ требует наибольших затрат и сооружений
Параметр и его формулаВариант схемы ГТУПростейшаяПГУКПД установкиhеохл.0,2300,391Экономия удельного расхода топлива ?bут=bбаз-bi, кг/(кВт*ч).00,137Стоимость сэкономленноготоплива Сут=?bут*Nе*К*C, руб.0Стоимость установкиСi=Суст, руб.9·107Годовой экономический эффект Э=Сут-(Сi-Сбаз)/n, руб.0
Вывод
Таким образом, расчёты показали, что включение в схему ГТУ ПТУ с котлом-утилизатором даже без дожигания топлива в нём существенно улучшает экономические показатели установки. Следует однако учитывать, что из всех вариантов утилизации тепла отработавших газов ГТУ, вариант с ПТУ требует наибольших затрат и сооружений.
Список использованных источников
Арсеньев, Л.В.Комбинированные установки с газовыми турбинами/ Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин - Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1982. - 247 с.
Арсеньев, Л.В. Газотурбинные установки. Конструкция и расчёт. Справочное пособие/ Под общ. ред. Л.В.Арсеньева, В.Г. Тырышкина - Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1978. - 232 с.
Костюк, А.Г. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов/
А.Г. Костюк, А.Н. Шерстюк - М.: Высшая школа, 1979. - 254 с.
Кузьмичёв, Р.В.Расчёт тепловых схем и переменных режимов работы газотурбинных установок: Учеб. пособие/ Р.В.Кузьмичёв - Брянск: БГТУ, 1997. - 80 с.
Больше работ по теме:
Предмет: Физика
Тип работы: Курсовая работа (т)
Новости образования
КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]
Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение
ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ