Реферат: Анализ цикла паротурбинной установки
Задание
Паротурбинная установка мощностью NЭ работает при начальных параметрах p1, t1 и конечном давлении пара pк. Исходные данные для расчётов выбираются по номеру варианта в табл. «Исходные данные».
1. По исходным данным рассчитать характеристические точки идеального и действительного циклов Ренкина. Результаты расчётов представить в табл. 2.
По данным табл. 2 построить в Ts-координатах идеальный и действительный циклы простой ПТУ. Рассчитать основные характеристики циклов, перечисленные в табл. 2.
2. Рассчитать характеристические точки действительного цикла ПТУ с изменённым параметром. Построить в Ts-координатах первоначальный действительный цикл с изменённым параметром.
Построить в hs-диаграмме процессы расширения пара в турбине для первоначального цикла и с изменённым параметром. Рассчитать основные характеристики цикла с изменённым параметром.
3. Рассчитать тепловой и эксергетический балансы действительного цикла простой ПТУ. Построить диаграммы тепловых и эксергетических потоков в установке.
4. Рассчитать основные характеристики установки, работающей по действительному циклу и имеющей n регенеративных подогревателей при давлении в отборах p111, p112, p113. Рассчитать тепловой и эксергетический балансы регенеративного цикла ПТУ. Построить диаграммы тепловых и эксергетических потоков.
Все результаты расчётов представить в сводной табл. 2.
NЭ =110 МВт
р1 =9 МПа
t1 =500˚С
рК =0,010 МПа
ηoiT =0,85
ηoiH =0,80
ηка =0,82
QHP =38 МДж/кг
Δt1 = +15%
p111 =1,0 МПа
p113 =0,20 МПа
Расчёт параметров точек идеального и действительного циклов ПТУ
1 – перегретый пар
v1 =0,0368 м3 /кг
h1 =3387,3 кДж/кг
s1 =6,6601 кДж/(кг*К)
2а – влажный насыщенный пар
t2 =45,81˚C
v’2а =0,0010103 м3 /кг v’’2а =14,671 м3 /кг
h’2а =191,81 кДж/кг h’’2а =2583,9 кДж/кг
s’2а =0,6492 кДж/(кг*К) s’’2а =8,1489 кДж/(кг*К)
x2a =(s-s’)/(s’’-s’) x2a =(6,6601-0,6492)/(8,1489-0,6492)=0,801
v2a =v’2a *(1-x2a )+v’’2a *x2a v2a =11,759 м3 /кг
h2a = h’2a *(1-x2a )+h’’2a *x2a h2a =2109,035 кДж/кг
2д – влажный насыщенный пар
ηoiT =(h1 -h’2д )/(h1 -h2a )
h2д =h1 — ηoiT *(h1 -h2a )
h2д =2300,77 кДж/кг
x2д =(h2д -h’2д )/(h’’2д -h’2д ) x2д =0,882
v2д =12,940 м3 /кг
s2д =7,264 кДж/(кг*К)
3 – кипящая жидкость
x3 =0
v3 =v’2 =0,0010103 м3 /кг
h3 =h’2 =191,81 кДж/кг
s3 =s’2 =0,6492 кДж/(кг*К)
4a – жидкость
si =0,5689 кДж/(кг*К) t(si )=40˚C
si+1 =0,6996 кДж/(кг*К) t(si+1 )=50˚C
t4a (s=0,6492)=46,14 ˚C=319,14 K
ti =40 ˚C v(ti )=0,0010039 м3 /кг
ti+1 =50 ˚C v(ti+1 )=0,0010082 м3 /кг
v4a (t=46,14)=0,00100654 м3 /кг
ti =40 ˚C h(ti )=175,5 кДж/кг
ti =40 ˚C h(ti )=217,1 кДж/кг
h(t=46,14)=201,04 кДж/кг
4д – жидкость
ηoiH =(h4a -h3 )/(h4д -h3 )
h4д =h3 +(h4a -h3 )/ ηoiH
h4д =203,35 кДж/кг
hi =175,5 кДж/(кг*К)
t(si )=40˚C
hi+1 =217,1 кДж/(кг*К) t(si+1 )=40˚C
t4д (h=203,25)=46,96 ˚C=319,96 K
ti =40 ˚C
v(ti )= 0,0010039м3 /кг
ti+1 =50 ˚C
v(ti+1 )=0,0010082 м3 /кг
v4д (t=46,96)=0,0010066 м3 /кг
ti =40 ˚C
s(ti )=0,5689 кДж/(кг*К)
ti+1 =50 ˚C
s(ti+1 )=0,6996 кДж/(кг*К)
s4д (t=46,96)=0,6599 кДж/(кг*К)
5 – кипящая жидкость
t5 =303,35˚C=576,35 K
v5 =v’5 =0,0014181 м3 /кг
h5 =h’5 =1363,6 кДж/кг
s5 =s’5 =3,2866 кДж/(кг*К)
6 – сухой насыщенный пар
t6 =303,35 ˚C=576,35 K
v6 =v’’6 =0,02077 м3 /кг
h6 =h’’6 =2742,9 кДж/кг
s6 =s’’6 =5,6790 кДж/(кг*К)
паротурбинный установка тепловой эксергетический поток
По рассчитанным данным составляется таблица
Идеальный цикл ПТУ
q1 =h1 -h4a =3387,3-201,04=3186,26кДж/кг
q2 =h2a -h3 =2109,035-191,81=1917,23кДж/кг
lТ = h1 -h2a =3387,3-2109,035=1277,97 кДж/кг
lH = h4a -h3 =201,04-191,81=9,23 кДж/кг
lц =lT -lH =1277,97-9,23=1268,74 кДж/кг
ηt =(q1 -q2 )/q1 =(3186,26-1917,23)/3186,26=0,3983
D=N0/(h1 -h2a )=Nэ / (h1 -h2a )/ηМ / ηГ =110/1277,97/0,98/0,99=88,718 кг/с
dЭ =3600*D/NЭ =3600*88,718/110=2,903 кг/(кВт*ч)
Q1 =D*q1 =88,718*3186,26=282,679 МВт
qT =3600*Q1 /NЭ =3600*282,679/110=9,251 МДж/(кВт*ч)
B=Q1 /( ηка *QHP )=282,679/(0,82*38)=9,072 кг/с
bЭ =3600*B/ NЭ =3600*9,072/110=0,297 кг/(кВт*ч)
Q2 =q2 *D=1917,23*88,718=170,093 МВт
ηoi =lцд /lца =1
ηЭ =NЭ /Q1 =110/282,679=0,3891
ηi =(q1 -q2 )/q1 =(3186,26-1917,23)/3186,26=0,3983
Действительный цикл ПТУ
q1 =h1 -h4д =3387,3-203,35=3183,95 кДж/кг
q2 =h2д -h3 =2300,77-191,81= 2108,96кДж/кг
lТ = (h1 -h2а )* ηoiT =(3387,3-2109,035)*0,85=1086,53 кДж/кг
lH = (h4а -h3 )/ ηoiН =(201,04-191,81)/0,8=11,54 кДж/кг
lц =lT -lH =1086,53-11,54=1074,99 кДж/кг
ηt =(q1 -q2 )/q1 =(3183,95-2108,96)/3183,95=0,3376
D=Ni /(h1 -h2д )=Nэ / (h1 -h2д )/ηМ / ηГ =110/1086,53/0,98/0,99=104,349 кг/с
dЭ =3600*D/NЭ =3600*104,349/110=3,415 кг/(кВт*ч)
Q1 =D*q1 =104,349*3183,95=332,242 МВт
qT =3600*Q1 /NЭ =3600*332,242/110=10,873 МДж/(кВт*ч)
B=Q1 /( ηка *QHP )=332,242/(0,82*38)=10,662 кг/с
bЭ =3600*B/ NЭ =3600*10,662/110=0,349 кг/(кВт*ч)
Q2 =q2 *D=2108,96*104,349=220,068 МВт
ηoi =lцд /lца =1074,99/1268,74=0,8473
ηЭ =NЭ /Q1 =110/332,242=0,3311
ηi =(q1 -q2 )/q1 * ηoi =(3183,95-2108,96)/3183,95*0,8473=0,2860
Ni =D*(h1 -h2д )=104,349*1086,53=113,378 МВт
Расчёт параметров точек цикла ПТУ с измененным параметром
t1 =500*1,15=575 ˚C=848K
1 – перегретый пар
ti =570 ˚Cv(ti )=0,04109 м3 /кг
ti+1 =580 ˚Cv(ti+1 )= 0,04168м3 /кг
v1 (t=575)=0,041385 м3 /кг
ti =570 ˚C s(ti )=6,8752 кДж/(кг*К)
ti+1 =580 ˚C s(ti+1 )= 6,9040 кДж/(кг*К)
s1 (t=575)=6,8896 кДж/(кг*К)
ti =570 ˚C h(ti )=3561,0 кДж/кг
ti+1 =580 ˚C h(ti+1 )= 3585,4 кДж/кг
h1 (t=575)=3573,2 кДж/(кг*К)
2а – влажный насыщенный пар
t2 =45,81˚C
v’2а =0,0010103 м3 /кг
v’’2а =14,671 м3 /кг
h’2а =191,81 кДж/кг
h’’2а =2583,9 кДж/кг
s’2а =0,6492 кДж/(кг*К) s’’2а =8,1489 кДж/(кг*К)
x2a =(6,8896-0,6492)/(8,1489-0,6492)=0,832
v2a =v’2a *(1-x2a )+v’’2a *x2a
v2a =12,206 м3 /кг
h2a = h’2a *(1-x2a )+h’’2a *x2a
h2a =2182,03 кДж/кг
2д – влажный насыщенный пар
ηoiT =(h1 -h’2д )/(h1 -h2a )
h2д =h1 — ηoiT *(h1 -h2a )
h2д =2390,71 кДж/кг
x2д =(h2д -h’2д )/(h’’2д -h’2д ) x2д =0,919
v2д = 13,483 м3 /кг
s2д =7,541 кДж/(кг*К)
По рассчитанным данным составляется таблица 2
Действительный цикл ПТУ c измененным параметром
q1 =h1 -h4д =3573,2-203,35=3369,85кДж/кг
q2 =h2д -h3 =2390,71-191,81= 2198,9кДж/кг
lТ = (h1 -h2а )* ηoiT =(3573,2-2182,03)*0,85=1182,49 кДж/кг
lH = (h4а -h3 )/ ηoiН =(201,04-191,81)/0,8=11,54 кДж/кг
lц =lT -lH =1182,49-11,54=1170,95 кДж/кг
ηt =(q1 -q2 )/q1 =(3369,85-2198,9)/3369,85=0,3475
D=Ni /(h1 -h2д )=Nэ / (h1 -h2д )/ηМ / ηГ =110/1182,49/0,98/0,99=95,88 кг/с
dЭ =3600*D/NЭ =3600*95,88/110=3,138 кг/(кВт*ч)
Q1 =D*q1 =95,88*3369,85=323,101 МВт
qT =3600*Q1 /NЭ =3600*323,101/110=10,574 МДж/(кВт*ч)
B=Q1 /( ηка *QHP )=323,101/(0,82*38)=10,369 кг/с
bЭ =3600*B/ NЭ =3600*10,369/110=0,339 кг/(кВт*ч)
Q2 =q2 *D=2198,9*95,88=210,831 МВт
ηoi =lцд /lца =1170,9/1268,74=0,923
ηЭ =NЭ /Q1 =110/323,101=0,3405
ηi =(q1 -q2 )/q1 * ηoi =(3369,85-2198,9)/3369,85*0,923=0,3207
Ni =D*(h1 -h2д )=95,88*1182,49=113,377 МВт
Тепловой баланс действительного цикла простой ПТУ
Котельная установка
Q=B*QHP =10,662*38=405,156 МВт
Q1 =ηка *Q=0,82*405,156=332,228 МВт
ΔQкА =Q-Q1 =405,156-332,228=72,928МВт
Турбина
Q1 =Q2 +Ne +ΔQм
Q2 =D*q2 =104,349*2108,96=220,068 МВт
Ne =NЭ /ηГ =110/0,99=111,111 МВт
ΔQм =Q1 -Q2 -Ne =332,228-220,068-111,111=1,049 МВт
Конденсатор
Q2 =Q1 — ηi*Q1 =(1-0,3376)*332,228=220,068 МВт
Ne =NЭ + ΔQГ
ΔQГ =Ne -NЭ =111,111-110=1,111 МВт
Тепловой баланс
Q=NЭ +Q2 + ΔQГ + ΔQм + ΔQкА
405,156=110+ 220,068+1,111+1,049+72,928
405,156=405,156
Эксергетический баланс дейстаительного цикла простой ПТУ
Котлоагрегат
Eпв =Екавх =D*((h4д -h0)-T0*(s4д -s0))=104,349*((203,35-84)-293(0,6599-0,2965))=104,349*
*(119,35-106,4762)=1,343 МВт
Eтоп =0,975*B*QHP =0,975*38*10,662=395,027 МВт
Eкавых =D((h1 -h0)-T0*(s1 -s0))=104,349*((3387,3-84)-293(6,6601-0,2965))=104,349*
*(3303,3-1864,5348)=150,134 МВт
ΔEкА =(Eкавх +Етоп )-Екавх =1,343+395,027-150,134=246,236 МВт
Турбина
ЕТвх =Екавых
ЕТвых =D*((h2д -h0)-T0*(s2д -s0))=104,349*((2300,77-84)-293*(7,264-0,2965))=104,439*
*(2216,77-2041,4775)=18,307 МВт
ΔET =( ЕТвх — ЕТвых )-Ne =150,134-18,307-111,111=20,716 МВт
Генератор
ΔЕГ =Ne -NЭ =111,111-110=1,111 МВт
Коденсатор
Еквх = Етвых
ЕКвых =D*((h3 -h0)-T0*(s3 -s0))=104,349*((191,81-84)-293*(0,6492-0,2965))=104,349*
*(107,81-103,3411)=0,466 МВт
ΔЕк = Еквх — Еквых =18,307-0,466-17,841 МВт
Проверка
ΔЕк =Q2 *(1-T0/TK )=220,068*(1-293/318,81)=17,816 МВт
Насос
Енвх = Еквых
Енвых = Екавх
LН =D*(h4д -h3 )=104,349*(203,351-191,81)=1,204 МВт
ΔEH = Енвх -Енвых +LH =0,466-1,343+1,204=0,327 МВт
Етоп + Епв = NЭ + ΔЕка + ΔЕТ + ΔЕГ + ΔЕК + ΔЕН -LH
ηех = NЭ /( Етоп + Епв )=110/(395,027+1,343)=0,2775
ПТУ с регенерацией
p1 =1 МПа
α1 *hП1 +(1- α1 )* hр2 = hр1
α1 =( hР1 –hР2 )/( hП1 + hР2 )
α1 =(762,7-504,7)/(2900-504,7)=0,1077
p2 =0,2 МПа
α2 *hП2 +(1- α1 — α2 )* hр3 = (1- α1 )*hр2
α2 =(1- α1 )( hP2 — h3 )/( hП2 -h3 )=(1-0,1077)(504,7-191,81)/(2660-
191,81)=0,8923*312,89/2468,19=
=0,1131
lдТ =(1- α1 — α2 )*( h1 — h2д )+ α1 *( h1 — hП1 )+ α2 *( h1 — hП2 )
y1 =( hП1 — h2д )/( h1 — h2д )=(2900-2300,77)/(3387,3-
2300,77)=599,23/1086,53=0,5515
y2 =( hП2 — h2д )/( h1 — h2д )=(2660-2300,77)/(3387,3-2300,77)=0,3306
lдТ =(1- y1 *α1 — y2 *α2 )*( h1 — h2д )=(1-0,5515*0,1077-0,3306*0,1131)*(3387,3-
2300,77)=
=(1-0,05939655-0,03739086)*1086,53=0,981 МДж/кг
DP =Ni / lдТ =113,378/0,981=115,574 кг/с
q1 = h1 — hP1 =3387,3-762,7=2,625 МДж/кг
q2 = (1- α1 — α2 )*( h2д — h3 )=(1-0,1077-0,1131)*(2300,77-
191,81)=0,7792*2108,96=1,643 МДж/кг
ηi = lдТ /q1 =0,981/2,625=0,3737
Тепловой баланс регенеративного цикла ПТУ
Регенератор
QП1 = α1 *D*( hп1 — h3 )=0,1077*115,574*(2900-191,81)=33,710 МДж/кг
QП2 = α2 *D*( hп2 — h3 )=0,1131*115,574*(2660-191,81)=32,263 МДж/кг
QP1 = D*(1- 0)*( hP1 — h3 )=115,574*(762,7-191,81)=65,980 МДж/кг
QP2 = D*(1- α1 )*( hP2 — h3 )=115,574*(1-0,1077)*(504,7-
191,81)=115,574*0,8923*312,89=
=32,267 МДж/кг
Проверка
QP1 =QП1 +QП2
65,980≈33,710+32,263=65,973
QP2 =QП2
32,267≈32,263
Котельный агрегат
Q=B*QPH =Q1 /ηка =q1 *D/ ηка =2,625*115,574/0,82=369,978 МВт
Q1 =303,382 МДж/кг
ΔQкА =Q- Q1 =369,978-303,382=65,596 МВт
Турбина
Q2 =D*q2 =115,574*1,643=189,888 МВт
Ne =111,111 МВт
ΔQм =113,378-111,111=2,267 МВт
Генератор
Ne = Nэ + ΔQГ
ΔQГ = Ne — NЭ =111,111-110=1,111 МВт
Насос
LH =D*lH =115,574*11,54=1,334 МВт
QПВ =LH + QP1 =1,334+65,980=67,314 МВт
Тепловой баланс
Q+QP +LH = NЭ +Q2 + ΔQкА + ΔQМ + ΔQГ +QП1 +QП2
369,978+65,98+1,334=110+189,888+65,596+2,267+1,111+33,710+32,263
437,292≈434,835
Эксергетический баланс регенеративного цикла ПТУ
Котельный агрегат
Етоп =0,975*В* QPH =0,975*369,978=360,729 МВт
Епв =Екавх =D*(hP1 -h0-T0*(sP1 -s0))=115,574*(762,7-84-293*(2,1384-0,2965))=16,067МВт
Екавых =D*(h1 -h0-T0*(s1 -s0))=115,574*(3387,3-84-293*(6,6601-0,2965))=166,284 МВт
ΔЕкА = Етоп + Епв -Екавых =360,729+16,067-166,284=210,512 МВт
Турбина
ЕТвх =Екавых
ЕП1 =α1 * D*(hП1 -h0-T0*(sП1 -s0))=0,1077*115,574*(2900-84-293*(6,84-
0,2965))=11,871 МВт
ЕП2 =α2 * D*(hП2 -h0-T0*(sП2 -s0))=0,1131*115,574*(2660-84-293*(7,01-
0,2965))=7,960 МВт
ЕТвых = Еквх =(1- α1 — α2 )*D*(h2д -h0-T0*(s2д -s0))=(1-0,1077-
0,1131)*115,574*(2300,77-84-293*
*(7,264-0,2965))=0,7792*115,574*174,523=15,717 МВт
ΔЕТ = ЕТвх — ЕП1 — ЕП2 -Ne — Еквх =166,284-11,871-7,96-111,111-15,717=19,625 МВт
Генератор
ΔЕГ = Ne — NЭ =111,111-110=1,111 МВт
Конденсатор
ЕТвых = Еквх
Еквых =(1- α1 — α2 )*D*(h3 -h0-T0*(s3 -s0))= (1-0,1077-
0,1131)*115,574*(191,81-84-293* *(0,6492-
0,2965))=0,7792*115,574*4,4689=0,402МВт
ΔЕк =Еквх -Еквых =15,717-0,402=15,315МВт
Теплообменник 2
ЕР2 =(1- α1 -)*D*(hP2 -h0-T0*(sP2 -s0))=(1-0,1077)*115,574*(504,7-84-
293*(1,5301-0,2965))=
=0,8923*115,574*59,2552=6,111МВт
ΔЕП2 =ЕП2 +Еквых -ЕP2 =7,96+0,402-6,111=2,251МВт
Теплообменник 1
ЕP1 =D*(hP1 -h0-T0*(sP1 -s0))=115,574*(762,7-84-293*(2,1384-0,2965))=16,067МВт
ΔЕП1 =ЕP2 +ЕП1 -ЕP1 =6,111+11,871-16,067=1,915 МВт
Насос
LH =D*(h4д -h3 )=115,574*(203,35-191,81)=1,334 МВт
ΔЕH = LH + ЕP1 -Eпв =1,334+16,067-16,067=1,334 МВт
Эксергетический баланс
Етоп + ЕP1 + LH = NЭ + ΔЕкА + ΔЕТ + ΔЕГ + ΔЕк + ΔЕН + ΔЕП1 + ΔЕП2 + ЕП1 + ЕП2
360,729+16,067+1,334=110+210,512+19,625+1,111+15,315+1,334+1,915+2,251+11,871+7,96
378,13≈381,894
ηех = NЭ /( Етоп + Епв + LH )=110/(360,729+16,067+1,334)=0,2909
По рассчитанным данным составляется таблица 3
Вывод
Одним из способов повышения тепловой эффективности паросиловых установок является использование регенеративного цикла – цикла с использованием теплоты пара, частично отработавшего в турбине, для подогрева питательной воды. Регенеративный подогрев увеличивает термический КПД цикла ПТУ и снижает потери теплоты в конденсаторе турбины с охлаждающей водой.
Список использованной литературы
1. Анализ цикла паротурбинной установки. Методические указания по выполнению курсовой работы, Новосёлов И.В., Кузнецова В.В. Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1999.