Создан заказ №2216026
31 июля 2017
В этом типе ПГУ каждое рабочее тело направляется соответственно в газовую и паровую части установки
Как заказчик описал требования к работе:
Расчет ПГУ с КУ – гл. 6 уч. пособия. Исходные данные брать на стр. 218 (12), изменяя МОЩНОСТЬ - порядковый номер в списке, в МВт.
мой номер 40
Фрагмент выполненной работы:
В этом типе ПГУ каждое рабочее тело направляется соответственно в газовую и паровую части установки. По составу оборудования возможны различные тепловые схемы парогазовых установок этого типа. В данном конкретном случае ПГУ относится к типу парогазовой установки с котлом - утилизатором (ПГУ КУ) .
Появлению парогазовых установок с котлами утилизаторами предшествовало освоение высокотемпературных газовых турбин и котельных труб с устройствами для интенсификации теплообмена. (работа была выполнена специалистами author24.ru) В настоящее время этот тип ПГУ получил наибольшее распространение.
Котлы-утилизаторы не рассчитываются на автономную работу паротурбинной части при останове газотурбинного агрегата, чем отличаются от котлов парогазовых установок с котлами полного горения.
Котел-утилизатор (КУ) представляет собой газо-водо-паровой теплообменник, в котором газовая сторона практически определяет интенсивность теплообменных процессов.
Количество котлов-утилизаторов в составе ПГУ КУ равно количеству газотурбинных агрегатов. Применяют котлы с контурами одного, двух и трех давлений. В котлах двухконтурного исполнения генерируется пар высокого и низкого давления.
Рис. 1. Принципиальная схема ПГУ КУ с теплофикационной паровой турбиной
Пар высокого давления направляется в головную часть паровой турбины, а пар низкого давления направляется в систему регенеративного подогрева питательной воды низкого давления.
При пусковых режимах газ, отработавший в газотурбинном агрегате, может отводиться в дымовую трубу котла утилизатора по байпасному газоходу.
Доля мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности современных парогазовых установок с котлами-утилизаторами достигает 70 %.
Параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах первых ПГУ этого типа, росли от 3 МПа и 400 °С для первых котлов до 11 МПа и 540 °С у котлов-утилизаторов современных ПГУ КУ.
На рис. 2 в Т–S диаграмме показан идеальный цикл ПГУ КУ.
Тепло цикла ГТУ в ПГУ такого типа является единственным источником тепла для цикла паротурбинной установки. Процесс отвода теплоты из цикла газотурбинного агрегата изображается отрезком 4 – 5. Отрезок 5 – 1 соответствует потерям тепла в окружающую среду.
Рис. 2. Идеальный цикл ПГУ КУ Рис. 3. Процесс расширения пара в
теплофикационной турбине
Термодинамический расчет цикла ПГУ КУ
Исходные данные:
1. Электрическая мощность газотурбинной установки 40 МВт = 40 000 кВт.
2. Температура газа на выходе из камеры сгорания Т3 = 1173 К.
3. Температура воздуха перед компрессором Т1 = 288 К.
4. Давление воздуха перед компрессором Р1 = 101 кПа.
5. Коэффициент гидравлических потерь во всасывающем тракте 0,97.
6. Степень повышения давления компрессора 6,0.
7. Внутренний относительный КПД компрессора 0,87.
8. Механический КПД установки 0,96.
9. КПД электрогенератора 0,98.
10. КПД камеры сгорания 0,98.
11. Коэффициент гидравлических потерь камеры сгорания кс = 0,98.
12. Коэффициент, учитывающий массу топлива добавленного в цикловой воздух, 0,01÷0,02.
13. Внутренний относительный КПД газовой турбины 0,89.
14.Коэффициент гидравлических потерь в газовыхлопном тракте 0,97.
15. Теплотворная способность топлива:
природный газ – Qрн = 50000 кДж/кг;
дизельное топливо - Qрн = 42000 кДж/кг.
16. Теплоемкость атмосферного воздуха Срв = 1,01 кДж/(кг·К).
17. Теплоемкость продуктов сгорания Срг = 1,15 кДж/(кг·К).
18. Показатель адиабаты сжимаемого воздуха kк = 1,41.
19. Показатель адиабаты продуктов сгорания топлива kг = 1,33.
20. Давление пара перед паровой турбиной 1,4 МПа.
21. Температура перегретого пара 220 ºС = 493 К.
22. Давление в конденсаторе 4 кПа = 0,004 МПа.
23. Давление теплофикационного отбора 0,12 МПа.
24. Внутренний относительный КПД паровой турбины 0,89.
25. Потери давления в клапанах паровой турбины .
26. Потери давления в теплофикационном патрубке .
27. КПД подогревателя сетевой воды 0,99.
28. Температурный график тепловой сети 95/70 ºС.
29. Расход воды через сетевой подогреватель 8 кг/с.
Решение:
Расчет цикла газотурбинной установки (ГТУ)
Некоторые постоянные величины для расчета цикла ГТУ
;
;
.
Давление воздуха за компрессором
МПа.
Действительная температура воздуха за компрессором
К;
К.
Действительная работа сжатия в компрессоре
;
кДж/кг.
Давление газа перед турбиной
МПа.
Степень понижения давления в турбине с учетом потерь давления в газовыхлопном тракте
.
Давление газа за турбиной
МПа.
Теоретическая температура газа за турбиной
К.
Действительная температура газа за турбиной
К.
Теоретическая работа расширения в турбине
кДж/кг.
Действительная работа расширения газа в турбине
кДж/кг.
Полезная работа ГТУ
кДж/кг.
Затраченная теплота в цикле ГТУ
кДж/кг.
14. Внутренний КПД ГТУ установки
.
Электрический КПД ГТУ установки
.
Удельный расход топлива
кг/кВт·ч.
17. Часовой расход топлива
BT = bЭ·NГТУ = 0,275·40000 = 11000 кг/ч .
18. Удельный расход воздуха
кг/кДж.
19. Расход воздуха в цикле ГТУ
GB = d·NГТУЭ = 0,00403·40000 = 161,2 кг/с .
Расчет цикла паротурбинной установки (ПТУ)
20. Расход газа через котел-утилизатор
GГ = NГТУЭ/lГТУ·ηМ·ηГ = 40000/248·0,96·0,98 = 171,44 кг/с .
21. Энтальпия газов на входе в котел-утилизатор
кДж/кг.
22. Температура насыщения при давлении МПа
ºС.
23. Энтальпия газов на входе в экономайзер котла-утилизатора
кДж/кг.
24. Энтальпия перегретого пара при давлении МПа и ºС
кДж/кг.
25. Энтальпия кипящей воды при давлении
кДж/кг.
26. Расход острого пара генерируемого в котле-утилизаторе (по перегревателю и испарителю)
D0 = GГ·(I4Д – IЭК)/(h0 – hЭК) = 171,44·(508 – 242)/(2855 – 830) = 22,52 кг/с .
27. Энтальпия питательной воды при ºС
кДж/кг.
28. Энтальпия уходящих газов
IУХ = IЭК – D0·(hЭК – hПН)/GГ = 242 – 22,52·(830 – 251)/171,44 = 165,94 кДж/кг .
29. Температура уходящих газов
tУХ = IУХ/сРГ = 165,94/1,15 = 144,3 0С .
30. Давление пара после клапанов турбины
МПа.
31. Энтропия острого пара перед турбиной определяется при МПа и ºС по h-S диаграмме
кДж/(кг·К).
32. Энтропия пара после клапанов турбины определяется при МПа и кДж/кг по h-S диаграмме
кДж/(кг·К).
33. Энтальпия отработавшего пара при давлении МПа и кДж/(кг·К) определяется по h-S диаграмме
кДж/кг.
34. Теоретический теплоперепад в паровой турбине
кДж/кг.
35. Энтальпия пара отработавшего в первой ступени при давлении
и кДж/(кг·К) определяется по h-S диаграмме
кДж/кг.
36. Теоретический теплоперепад в первой ступени паровой турбины
кДж/кг.
37. Действительный теплоперепад в первой ступени паровой турбины
кДж/кг.
38. Энтальпия пара в теплофикационном отборе
кДж/кг.
39. Давление пара на входе в турбину второй ступени
МПа.
40...Посмотреть предложения по расчету стоимости
Заказчик
заплатил
заплатил
200 ₽
Заказчик не использовал рассрочку
Гарантия сервиса
Автор24
Автор24
20 дней
Заказчик принял работу без использования гарантии
1 августа 2017
Заказ завершен, заказчик получил финальный файл с работой
5
В этом типе ПГУ каждое рабочее тело направляется соответственно в газовую и паровую части установки.docx
2020-03-30 16:54
Последний отзыв студента о бирже Автор24
Общая оценка
4.8
Положительно
Спасибо автору Валерию, работу сделал вовремя, с подробным разбором задач. Если еще раз понадобится помощь буду обращаться к нему.
Хочешь такую же работу?
300 ₽
