АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТИ СТЕПЕНИ СЖАТИЯ ВОЗДУХА В КОМПРЕССОРЕ НА КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ В ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКЕ - Студенческий научный форум

X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

Личный портфель

АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТИ СТЕПЕНИ СЖАТИЯ ВОЗДУХА В КОМПРЕССОРЕ НА КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ В ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКЕ

Шапкин Д.В.
 Комментарии
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF
Парогазовая установка (ПГУ) – это современная энергетически эффективная установка для выработки электроэнергии. Онапревосходят все другие благодаря тому, что в них тепловая энергия при преобразовании в электрическую проходит два цикла: сжигание газа и использование пара при охлаждении отработавших в первом контуре продуктов сгорания. Благодаря этому электрический КПД данной установки позволяют достичь порядка более 50%, что существенно выше, чем у других энергоагрегатов [1].

Для повышения энергетической эффективности ПГУ, проводят технико-экономические анализы на основании разработанных методик. Одним из ключевых узлов для повышения КПД является компрессор в газовой турбине (ГТУ), который сжимает поступающий воздух для подачи в камеру сгорания, тем самым увеличивая температуру уходящих газов и эффективность всей установки в целом [1].

Отношение давления на выходе из компрессора к давлению на входе в него называется степенью повышения давления в компрессоре . Проведем математический анализ и определим, при каком КПД установки будет максимален и какой следует брать оптимальным [2].

Расчёт простой газотурбинной установки (ГТУ) открытого типа по циклу Брайтона выполняется по общепринятому алгоритму, в котором на первом этапе определяются параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре, такие как температура за компрессором, энтальпии воздуха в начале и конце процесса сжатия [3]:

где , и – энтальпии воздуха соответственно при температуре , и стандартной температуре , принятой за начало отчёта энтальпий в расчёте.

При этом средняя теплоёмкость воздуха в процессе сжатия:

Температура газов за турбиной определяется по формуле:

Коэффициент избытка воздуха:

.

Энтальпия газа перед турбиной:

Параметры газа за турбиной:

Средняя теплоёмкость газа в процессе расширения:

Объёмная доля воздуха в продуктах сгорания:

где , - молекулярные массы воздуха и чистых продуктов сгорания.

Молекулярная масса продуктов сгорания находится по формуле:

Газовая постоянная продуктов сгорания:

где R = 8,314 кДж/кг – универсальная газовая постоянная.

Работа расширения одного килограмма газа в турбине:

После чего вычисляется работа, затрачиваемая на сжатие одного килограмма воздуха в компрессоре:

Работа ГТУ на валу агрегата находится по формуле:

где .

Расход газа через турбину и расход воздуха, подаваемого компрессором:

где = 0,005 - 0,02 – коэффициент, характеризующий дополнительные расходы воздуха на утечки через уплотнения компрессора и турбины.

Расход топлива B , мощность газовой турбины и мощность, потребляемая компрессором , находятся по формуле:

В заключение расчета определяется коэффициент полезного действия ГТУ:

Повышение температуры газа перед турбиной позволяет применять более высокие степени сжатия, оптимальные значения которых увеличиваются с ростом температуры. В связи с этим одновременное повышение температуры и степени сжатия является наиболее эффективным способом повышения удельной работы цикла и КПД. Однако увеличение степени сжатия приводит к увеличению избытка воздуха с образованием оксидов азота. Поэтому одним из важнейших показателей для проектирования высокоэффективных газотурбинных установок является проведение исследований газодинамического цикла при температуре перед турбиной, равной 1700 , и различных степенях сжатия воздуха в компрессоре. Результаты такого моделирования для различных степеней сжатия компрессора приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Расчетные варианты ГТУ при различной степени сжатия

Параметр

Варианты

1

2

3

4

Исходные данные

Температура окр. воздуха tнв , °С

15

Давление окр. воздуха, рнв , атм

1

Относительная влажность окр. воздуха, %

60

Состав топлива

метан

Удельная низшая теплота сгорания Qнв , МДж/кг

50,046

Температура определения Qнв , t нв , °С

15

Давление поступающего топлива ртопл , МПа

0,6

Температура поступающего топлива tтопл , °С

15

Степень повышения давления в компрессоре πк

35

20

10

5

Температура газов перед турбиной t °C

1700

Изоэнтропный КПД компрессора ηк , %

87

Внутренний отн. КПД газовой турбины ηгт , %

88

Изоэнтропный КПД топливного компрессора ηтк , %

80

Потеря давления в КС δркс , %

5

Потеря давления за ГТ δргт , %

5

Коэффициент использования теплоты КС ηкс , %

99,5

Расчет свойств окружающего воздуха (ОВ) при атмосферных условиях

Предельное давление воды при темп. ОВ, Па

0,706

Массовая доля влаги в ОВ (влажном) х 1нв , %

0,631

Удельная энтальпия влажного ОВ hнв , кДж/кг

290,1

Удельная энтропия влажного ОВ sнв , кДж/кгК

6,866

Определение параметров продуктов горения топлива

Теоретический объем водяных паров, при сгорании м3 топлива V0Н2Он , м3/м3

2

Плотность топлива, кг/м3

0,706

Теоретическая масса требуемого воздуха на сгорание 1 кг топлива L0 , кг/кг

17,2

Удельная энтальпия продуктов сгорания (ПС) при температуре перед газовой турбиной h0, кДЖ/кг

2548,1

Расчет компрессора, параметры при реальном сжатии

Давление перед компрессором, рнк , МПа

0,1013

Уд. энтропия воздуха до компрессора sнк , кДЖ/кгК

6,866

Давление воздуха за компрессором, ркк , МПа

3,548

2,026

1,013

0,507

Теплоперепад в компрессоре, Δhк , кДЖ/кг

582,6

449,4

310

197,8

Уд. энтальпия воздуха за компрессором, hк , кДЖ/кг

872,6

739,5

600

484,9

Температура воздуха за компрессором tкк , °С

568

445

316,8

206,3

Уд. энтропия воздуха за компрессором sкк , КДж/кгК

6,959

6,95

6,936

6,92

Расчет топливного компрессора (ТК), параметры при реальном сжатии

Удельная энтальпия топлива перед ТК h, кДЖ/кг

602,3

Удельная энтропия топлива перед ТК s , КДж/кгК

10,614

Давление топлива за ТК, ртк, МПа

4,064

2,526

1,513

1,007

Теплоперепад в ТК, Δhктк , кДЖ/кг

444

317,1

192,4

102,6

Удельная энтальпия топлива за ТК, hктк , кДЖ/кг

1046,3

919,5

794,7

704,9

Температура топлива за ТК, tктк , °С

194,9

147,8

98,3

60,5

Расчет камеры сгорания

Энтальпия воздуха при температуре перед турбиной hгт , кДж/кг

2233,5

Избыточный расход воздуха на 1 кг топлива, gизб

14,37

11,47

8,95

7,17

Избыток воздуха, a0

1,835

1,667

1,52

1,417

Уд. энтальпия ПС при температуре перед ГТ h , кДж/кг

2409

2426

2444

2459

Расчет газовой турбины (ГТ), параметры при реальном расширении

Давление перед ГТ, МПа

3,369

1,925

0,963

0,481

Уд. энтропия ПС перед ГТ s , КДж/кгК

8,353

8,548

8,784

9,015

Давление газов за ГТ, МПа

0,106

0,106

0,106

0,106

Теплоперепад в ГТ, кДж/кг

1239,6

1103,5

903,8

666,5

Удельная энтальпия ПС за ГТ, hкгт , кДж/кг

1169,7

1323,5

1540,6

1792,7

Температура продуктов сгорания за ГТ, °С

767,7

882,7

1042,3

1222,7

Удельная энтропия ПС за ГТ s, КДж/кгК

8,5

8,7

8,9

9,1

Содержание кислорода в уходящих газах хО2ух , %

8,948

7,823

6,653

5,695

Расчет энергетических показателей ГТУ ( на 1 кг топлива)

Внутренняя мощность компрессора Niк , МВт/(кг/с)

18,397

12,889

8,1

4,749

Внутренняя мощность ГТ Niгт , МВт/(кг/с)

40,386

32,75

24,544

16,917

Внутренняя мощность ТК Niкт , МВт/(кг/с)

0,444

0,317

0,192

0,103

Внутренняя мощность Niкт , МВт/(кг/с)

21,545

19,544

16,252

12,065

КПД установки ηгту , %

43,5

39,056

32,457

24,1

Зависимость коэффициента полезного действия ГТУ от степени сжатия показана на рисунке 2.

Рисунок 2– Изменение КПД ГТУ

Очевидно, что с увеличением сжатия в компрессоре КПД двигателя существенно возрастает, но в то же время возрастает и коэффициент избытка воздуха, а также доля кислорода в выходящих газах. Можно сделать вывод, что при исследовании математической модели ГТУ показывают, что наиболее рациональным является при проектировании высокотемпературной камеры сгорания использовать диапазон степеней сжатия от 20 до 35 с тем условием, что такие параметры могут реализовать существующие осевые компрессоры серийных установок.

С увеличением сжатия πк в компрессоре от 5 до 35 КПД ГТУ возрастает практически в два раза – от 24,1 до 43,5%, соответственно и возрастает энергетический КПД все парогазовой установки в целом.

Список использованных иточников

1. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоатомиздат,1982.

2. Цанев СВ., Буров В.Д., Конакотин Б.В. Методические указания подипломному и курсовому проектированию для специальности"Тепловые электрические станции". Расчет на ЭВМ утилизационного парового котла в схеме парогазовой установки / М.: МЭИ.-2006.-16с.

3. Андрющенко А.И., Лапшов В.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономическийанализы циклов и тепловых схем). - Л . : Энергия, 1965. - 248с.

Просмотров работы: 321