Контрольная работа: 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 ˚C v(ti)=0,04109 м3/кг

ti+1=580 ˚C v(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.