Расчет цикла парогазовой установки

Содержание

Введение 3
1 Исходные данные 5
2 Тепловой расчет парогазовой установки 7
2.1 Расчет параметров цикла газотурбинной установки 7
2.2 Расчет расходов рабочих тел парогазовой установки 8
2.3 Построение теплового процесса расширения пара в турбине 11
2.4 Расчет регенеративной системы паровой турбины 13
2.5 Определение мощности, развиваемой паровой турбиной 15
2.6 Определение расхода охлаждающей воды в конденсаторе паровой турбины 16
2.7 Определение показателей эффективности ПГУ 17
3 Исследовательский раздел 20
3.1 Влияние паровой регенерации на эффективность ПГУ при переменном расходе пара в цикле паротурбинной установки 20
3.1.1 Расчет с отключенным деаэратором 20
3.1.2 Расчет с отключенным деаэратором и ПНД 22
3.1.3 Сопоставление полученных результатов 23
3.2 Влияние паровой регенерации на эффективность ПГУ при постоянном расходе пара в цикле паротурбинной установки 23
3.2.1 Расчет с отключенным деаэратором 23
3.2.2 Расчет с отключенным деаэратором и ПНД 25
3.2.3 Сопоставление полученных результатов 26
3.3 Исследование эффективности ПГУ при многоступенчатом сжатии воздуха в компрессоре 26
3.4 Влияние температуры газа перед ГТУ на эффективность ПГУ 30
Заключение 31
Список литературы 32
ПРИЛОЖЕНИЕ А 33

Введение

Осуществление инвестиционной программы ОАО РАО «ЕЭС России» преду-сматривает проектирование, строительство и введение в эксплуатацию целого ряда современных парогазовых установок (ПГУ), в состав которых входит высокотемпе-ратурные газовые турбины большой мощности. Инвестиционная привлекательность заключается в отработке новых высокоэффективных парогазовых установок для дальнейшего их совершенствования и широкомасштабного использования при тех-ническом перевооружении тепловых электрических станций нашей страны .
В современной теплоэнергетике ПГУ привлекают наибольшее внимание, так как они имеют наиболее высокий КПД и сравнительно короткий срок ввода в экс-плуатацию при низком значении удельной стоимости электроэнергии.
Высокие значения КПД существующих ПГУ достигается в основном за счет повышения начальных температур газа перед газовыми турбинами (ГТУ) более 1300 и до 1500 °С с перспективой создания газовых турбин, работающих при начальных температурах газа, равных 1600 °С. При столь высоких температурах КПД ГТУ со-ставляет от 39 до 41 %, а высокий КПД ПГУ (от 58 до 61 %) определяется глубиной утилизации теплоты газов, покидающих газовую турбину, в паротурбинном цикле с начальной температурой пара на уровне от 540 до 560 °С [1].
К существующим недостаткам ПГУ можно отнести допускаемые разработчи-ками технические ошибки при расчетах. Так, по результатам тепловых испытаний оборудования блока ПГУ-450Т Калининградской ТЭЦ-2 установлено, что из-за не-достаточной паропроизводительности контура высокого давления котла-утилизатора не достигнута расчетная мощность в 151,4 МВт паровой турбины, а полученное зна-чение КПД котла-утилизатора на номинальном режиме на более 6 и до 6,5 % ниже данных завода-изготовителя [2]. Уменьшенная паропроизводительность контура вы-сокого давления и увеличенная разность температур газового потока приводят к по-вышению перегрева на величину от 9 до 11 С по сравнению с расчетным значением.
Во избежание подобного рода технических ошибок необходимо глубоко пони-мать и анализировать процессы, происходящие при работе ПГУ. Компетентность проектировщиков играет наиважнейшую роль при подготовке современных специа-листов в области теплоэнергетики. Использование программных средств при проек-тировании, автоматических систем управления и тренажеров при эксплуатации по-зволяет минимизировать мелкие неточности, приводящие к несоответствию резуль-татов испытаний с пунктами технического задания на разработку ПГУ. Кроме этого, в связи с наступившим в России периодом широкого строительства и освоения ПГУ крайне актуальной становится задача всестороннего исследования, накопления и обобщения опыта эксплуатации подобного рода установок.
Целью данной работы является тепловой расчет цикла парогазовой установки. Анализ различных режимов работы оборудования и определение термического КПД ПГУ позволит определить эффективность ПГУ при отключении деаэратора и подог-ревателя низкого давления, при многоступенчатом сжатии воздуха в компрессорной установке, а также при изменении температуры газа перед газотурбинной установ-кой.

Заключение

В работе выполнен тепловой расчет парогазовой установки. Определены пара-метры цикла ГТУ, получены значения температур для характерных точек. Определе-ны расходы газа на ГТУ и ПТУ, которые при условии исходных данных составили 67,5 кг/с и 32,0 кг/с соответственно.
Для упрощения дальнейших расчетов определены параметры для построения теплового процесса расширения пара в турбине. Для построения процессов расши-рения пара в турбине и определения энтальпий использовалось программное обеспе-чение «Диаграмма HS для воды и пара».
В результате расчета регенеративной системы паровой турбины определены расходы пара на деаэратор и ПНД, которые составили 1,3 кг/с и 1,2 кг/с соответст-венно. Мощность, развиваемая ПТУ составила 34857 кВт. Расход охлаждающей во-ды на конденсатор при этом составил 1120 кг/с. Основным показателем эффективно-сти работы ПГУ является термический КПД, который согласно результатам расчета составил 36,7 %.
В исследовательском разделе изучено влияние различных параметров на рабо-ту ПГУ. Получены результаты паровой регенерации на эффективность ПГУ при пе-ременном и постоянном расходе пара в цикле паротурбинной установки. Исследова-на эффективность ПГУ при трехступенчатом сжатии воздуха в компрессоре, а также произведены расчеты, оценивающие влияние температуры газа перед ГТУ. По каж-дой задаче исследования сделаны выводы, приведенные в соответствующих разде-лах.
Выполнение данной работы позволило овладеть навыками расчета наиболее сложных циклов парогазовых установок с высоконапорным парогенератором. При-менение специализированного программного обеспечения способствовало более бы-строму определению различных теплофизических параметров и повторяющимся расчетам при изучении влияния различных параметров на эффективность парогазо-вой установки.