close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Moy kursach po gladyshevu(1)

код для вставкиСкачать
Расчет схем паротурбинных и парогазовых установок.
Расчет паротурбинной ТЭС
Исходные данные:
Температура на входе в подогреватель tх = 5 °С;
Параметры пара перед паровой турбиной Pо = 4,6 МПа;
tо = 440 °С;
Давление в конденсаторе Pк = 0,01МПа;
Gw = 15 т/ч = 4,17 кг/с;
tw = 94 °С;
Dп = 50 т/ч = 13,89 кг/с;
Pп =1,0 МПа;
Nэ = 42 МВт = 42000 кВт.
Схема паротурбинной ТЭС
1. Энтальпия острого пара на входе в паровую турбину:
По hs-диаграмме по параметрам пара перед турбиной,
Pо = 4,6 МПа, tо = 440 °С, находим
ho = 3298 кДж/кг.
2. При давлении в конденсаторе Pк = 0,01 МПа и энтропии S = 6,83 кДж/кг∙K
энтальпия конденсата
hк = 2164 кДж/кг.
3. Действительная энтальпия конденсата.( ηoi пт=0.83)
Ho = ho - hк = 3298-2164 = 1134 кДж/кг.
hкд = ho - (ho - hк)∙ηoi пт = 3298 - 1134 ∙ 0,83 = 2356,8 кДж/кг.
4. Энтальпия отбора пара на потребитель:
По hs-диаграмме по давлению в отборе Pп =1,0 МПа, и энтропии S = 6,83 кДж/кг∙K находим hп = 2890 кДж/кг.
hпд= ho - (h0-hп) ∙ ηoi пт=3298 - (3298-2890) ∙ 0,83=2959,4 кДж/кг.
5. Температура пара в отборе:
tотб = tw + (5-7) = 94 + 6 = 100 °С.
6. Энтальпия пара в теплофикационном отборе.
hw = 2452 кДж/кг
7. Давление пара в отборе.
По температуре отбора находим давление пара в отборе Pотб =0,08455 МПа.
8. Энтальпия конденсата на выходе из ПСВ.
По давлению в отборе находим кДж/кг.
9. Расход пара для подогрева горячей воды.
10. Расход пара на паровую турбину.
, где
11. Суммарный расход топлива.
кг/с.
hпв= hk'=191,8 (Pk и x=0)
12. Теплота, отпущенная паровому потребителю.
кВт.
13. Теплота, отпущенная потребителю горячей воды.
кВт.
14. Общая теплота потребителям.
кВт.
15. Расход топлива на выработку отпускаемой теплоты потребителям.
кг/с.
16. Расход топлива на выработку электроэнергии.
кг/с.
17. Удельный расход топлива на выработку электроэнергии.
Расчет парогазовой ТЭС со сбросом отработавших газов в котел- утилизатор.
Исходные данные:
Температура на входе в подогреватель tх = 5 °С;
Параметры пара перед паровой турбиной Pо = 4,6 МПа;
tо = 440 °С;
Давление в конденсаторе Pк = 0,01МПа;
Gw = 15 т/ч = 4,17 кг/с;
tw = 94 °С;
Dп = 50 т/ч = 13,89 кг/с;
Pп =1,0 МПа;
Nэ = 42 МВт = 42000 кВт.
Схема парогазовой ТЭС со сбросом отработавших газов в котел-утилизатор.
1.Температура газа перед турбиной.
Принимаем Т3 = 1273 К.
2.Температура воздуха на входе в компрессор.
Принимаем Т1 = 290 К.
3.Оптимальная степень сжатия.
Πк = (ηoiгт*ηoiк/τ)1/2*m
m = k-1/k = (1.4-1)/1.4 = 0.286
τ = T1/T3 =290/1273 = 0.23
Πк = (0.85*0.8/0.23 )1/2*0.286 =6,6
Принимаем Πк = 7
4.Теоретическая температура на выходе из компрессора.
Т2 =( Πк)m*T1 = (7)0.286 * 290 = 506 K
5. Теоретическая температура на выходе из газовой турбины.
Т4 = Т3 /( Πк)m =1273/70.286 = 730 K.
6.Действительная температура на выходе из компрессора.
Т2д = (Т2 - Т1 + Т1 ∙ ηoiк)/ ηoiк = (506-290+290 ∙0,8)/0,8 = 560 К.
7. Действительная температура на выходе из газовой турбины.
Т4д = Т3 - ηoiгт ∙ (Т3 - Т4) = 1273-0,85∙ (1273-730)=812 К.
8. Для определения расходов рабочих тел, составим систему уравнений.
= 154,52 кг/с
D0 = 0,136·Gг=21,02 кг/с
9. Расход топлива.
10. Расход топлива на выработку электроэнергии.
кг/с.
11. Удельный расход топлива на выработку электроэнергии.
Расчет парогазовой ТЭС с высоконапорным парогенератором.
Исходные данные:
Температура на входе в подогреватель tх = 5 °С;
Параметры пара перед паровой турбиной Pо = 4,6 МПа;
tо = 440 °С;
Давление в конденсаторе Pк = 0,01МПа;
Gw = 15 т/ч = 4,17 кг/с;
tw = 94 °С;
Dп = 50 т/ч = 13,89 кг/с;
Pп =1,0 МПа;
Nэ = 42 МВт = 42000 кВт.
Схема парогазовой ТЭС с высоконапорным парогенератором.
1.Температура газа перед турбиной.
Принимаем Т3 = 1273 К.
2.Температура воздуха на входе в компрессор.
Принимаем Т1 = 290 К.
3.Оптимальная степень сжатия.
Πк = (ηoiгт*ηoiк/τ)1/2*m
m = k-1/k = (1.4-1)/1.4 = 0.286
τ = T1/T3 =290/1273 = 0.23
Πк = (0.85*0.8/0.23 )1/2*0.286 =6,6
Принимаем Πк = 7
4.Теоретическая температура на выходе из компрессора.
Т2 =( Πк)m*T1 = (7)0.286 * 290 = 506 K
5. Теоретическая температура на выходе из газовой турбины.
Т4 = Т3 /( Πк)m =1273/70.286 = 730 K.
6.Действительная температура на выходе из компрессора.
Т2д = (Т2 - Т1 + Т1 ∙ ηoiк)/ ηoiк = (506-290+290 ∙0,8)/0,8 = 560 К.
7. Действительная температура на выходе из газовой турбины.
Т4д = Т3 - ηoiгт ∙ (Т3 - Т4) = 1273-0,85∙ (1273-730)=812 К.
8. Для определения расходов рабочих тел, составим систему уравнени
=132 кг/с
D0 = 25,74 кг/с
9. Суммарные затраты теплоты.
QПГУ = QГТУ + QПТУ
QГТУ = GГ ∙ СРГ ∙ (Т3 - Т2д) = 132 ∙ 1,005 ∙ (1273 - 560) = 94587 кВт.
QПТУ = D0 ∙ (h0 -hпв) = 25,74 ∙ (3298 - 2356,8) =24227 кВт.
QПГУ = 94587 + 24227 = 118814 кВт.
10. Расход топлива.
кг/с
11. Расход топлива на выработку электроэнергии.
кг/с.
12. Удельный расход топлива на выработку электроэнергии.
Заключение:
Для проведения термодинамического анализа с целью выявления наиболее эффективной теплофикационной установки мы сравнивали три схемы:
1.Паротурбинная ТЭС.
2. Парогазовая ТЭС со сбросом отработавших газов в котел-утилизатор. (ПГУКУ).
3. Парогазовая ТЭС с высоконапорным парогенератором. (ПГУВПГ).
Критерием термодинамической эффективности рассматриваемых теплофикационных циклов может служить величина удельного расхода топлива на выработку электроэнергии на тепловом потреблении вэ.
В результате расчетов мы получили следующие значения удельного расхода топлива :
1. вэ = 351 г/кВт*ч.
2. вэ = 190 г/кВт*ч.
3. вэ = 223 г/кВт*ч.
По этим результатам видно, что наиболее эффективной является схема парогазовой ТЭС со сбросом отработавших газов в котел-утилизатор.
.
1
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
14
Размер файла
91 Кб
Теги
kursach, gladyshevu, moy
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа