2018-02-14
1412
Кафедра ТСУ и ТД
Курсовой проект на тему:
«Расчёт цикла парогазовой установки»
по дисциплине «Техническая термодинамика»
Выполнил студент гр.428:
Осипов А.А.
Проверил зам.декана ФПЭ:
Горбай С.В.
Санкт-Петербург
2010
Описание принципиальной схемы парогазовой установки с высоконапорным парогенератором.
Стремление повысить увеличить термический КПД паротурбинных и газотурбинных установок привело к созданию комбинированных парогазовых циклов. В этих установках работают два рабочих тела: газообразные продукты сгорания топлива и водяной пар. Принципиальная схема такой парогазовой установки с высоконапорным парогенератором представлена на рис. 1. Она состоит из следующего основного оборудования: высоконапорного парогенератора (ВПГ) с промежуточным перегревом пара, паровой конденсационной турбины, газотурбинного агрегата, включающего газовую турбину (ГТ) и компрессор (К).
Установка работает следующим образом: атмосферный воздух, сжатый в компрессоре, подается в высоконапорный парогенератор, работающий на жидком или газообразном топливе, сжигаемом под давлением. Продукты сгорания топлива с требуемой температурой (700 -11000С) поступают в газовую турбину, в которой расширяются до атмосферного давления и затем, охладившись в горячей стороне газового подогревателя до температуры 120-1600С, выбрасываются в атмосферу.
Перегретый пар из ВПГ поступает в часть высокого давления (ЧВД) паровой турбины, в которой расширяется до промежуточного давления Рпп. Далее пар отводится из турбины в промежуточный пароперегреватель, где нагревается до первоначального значения температуры. Вновь перегретый пар возвращается в часть низкого давления (ЧНД) паровой турбины, в которой расширяется до давления в конденсаторе (КД)
Конденсат и конденсатора, под действием конденсатных насосов, прокачивается через систему регенеративных подогревателей, включающую в себя подогреватель низкого давления (ПНД) и деаэратор (Д).
Подогрев воды в них осуществляется паром, отбираемым из отборов турбин.
Подогретая таким образом питательная вода насосом (ПН.) подается в холодную сторону газового подогревателя, где нагревается до температуры кипения и затем направляется в высоконапорный парогенератор.
| ВПГ |
| ГТ |
| К |
| ЧВД |
| ЧНД |
| ПНД |
| ПН |
| КН |
| ГП |
| КД |
| топливо |
| Д |
| 3 2(2∂) |
| 12 11 |
| 6 7 8 |
| (7∂) |
| 9(9∂) |
| 13 |
| 4(4∂) 1 |
| 5 |
| 10 |
рис.1. Принципиальная схема ПГУ
Расчет тепловой схемы ПГУ.
Исходные данные.
Мощность газотурбинной установки 
24 МВт
Температура перед газовой турбиной 
Параметры воздуха перед компрессором 
мм. рт. ст. = 0,101 МПа
Параметры пара перед паровой турбиной 
Давление в конденсаторе 
МПа
Давление в отборах турбины 
МПа.
Давление в промежуточном парогенераторе 
МПа.
Внутренний относительный КПД газовой турбины 
Внутренний относительный КПД компрессора 
Внутренний относительный КПД паровой турбины 
Топливо природный газ 
33000 кДж/кг
Рабочее тело в ГТУ обладает свойствами воздуха.
(рис 2)
T-S-диаграмма цикла ПГУ с ВПГ.
Расчет параметров цикла ПГУ.
В качестве определяющего параметра цикла ПТУ при изобарном подводе теплоты принимают степень повышения давления 
при адиабатном сжатии в компрессоре. Полезную удельную работу цикла ГТУ 
можно выразить как разность между действительной удельной работой газовой турбины 
и действительной удельной работой сжатия в компрессоре 
:
(1)
Выразим каждую из этих работ через ее теоретическое значение:
;
Запишем выражение для внутреннего относительного КПД реального цикла ГТУ в следующем виде:
, (2)
Как известно работа сжатия в компрессоре находится из равенства:
, (3)
Для действительных циклов ГТУ оптимальная степень сжатия определяется по формуле:
, (4)
Оптимальная степень сжатия для действительных циклов ПГУ.
Где коэффициенты m=(K-1)/K; 
.
При заданных значениях 
находим:
6.5
Принимаем 
6.5
Из соотношения 
находим:
482 К
Давление в топке ВПГ:
МПа
Параметры газа на выходе из газовой турбины при изоэнтропном процессе расширения определяем при условии что 
т.е.
, (5)
, (6)
, (7)
Из отношений (6) и (7) следует:
. (8)
Откуда 
К
Давление 
0,101 МПа
