Расчет цикла паросиловой установки (ПСУ)

Задание и исходные данные

Для выполнения курсовой работы необходимо рассчитать:
1. Расчет теоретического и действительного цикла ПСУ.
2. Расчет теоретического цикла ПСУ с вторичным перегревом.
2. Графическая часть.
Графическая часть должна состоять из Ts- и is – диаграмм, выполненных в масштабе для теоретического цикла ПСУ с указанием действительной точки 2д, и для теоретического цикла ПСУ со вторичным перегревом пара.
Таблица 1
Исходные данные для расчета теоретического цикла ПСУ

№ варианта P1
МПа t1,
°C Р2
МПа ηoi No, кВт
3 3 420 0,004 0,83 10000

Элементарный состав горючей массы
Таблица 2
N Район добычи, месторождение Состав массы топлива, %
W р Aс Sг Cг Hг Nг Oг
3 Канско-ачинский уголь Б2 39 12 0,8 70 4,8 0,8 23,6

Исходные данные для расчета теоретического цикла
ПСУ вторичным перегревом пара
Таблица 3

N варианта P1
МПа t1,
°C Р2
МПа t3
°C Р4
МПа No, кВт
3 3 420 0,3 410 0,004 10000



1. Теоретический и действительный цикл ПСУ

1.1. Теоретические сведения

Принципиальная схема паротурбинной установки, работающей по циклу
Ренкина, представлена на рисунке 1.



Рисунок 1 – Принципиальная схема паротурбинной установки, работающей по циклу Ренкина

В этом цикле происходит полная конденсация пара в конденсаторе, что позволяет вместо габаритного компрессора (применяемого в ПТУ, работающих по циклу Карно) для подачи питательной воды в котел применить питательный насос, имеющий небольшие габариты и высокий КПД. Кроме того, в цикле Ренкина возможно использование перегретого пара, что позволяет в конечном итоге повысить термический КПД цикла.

На рис. 2 на pv-, Ts- и is-диаграммах представлен идеальный цикл Ренкина.


Рисунок 2 – Идеальный цикл Ренкина на pv-, Ts- и is-диаграммах.


Цикл состоит из следующих процессов:
1-2 - адиабатное расширение перегретого пара на лопатках турбины до давления р2 в конденсаторе;
2-3 - изобарно-изотермический отвод теплоты в конденсаторе (пар, отра-ботавший в турбине, полностью конденсируется до состояния кипящей жидко-сти при давлении р2 отдавая теплоту охлаждающей воде);
3-5 - процесс сжатия воды в насосе до давления p1 в парогенераторе (при этом объем практически не изменяется, повышение температуры воды в ре-зультате сжатия ничтожно мало и при давлениях до 3 МПа им пренебрегают);
5-4 - изобарный подвод теплоты к воде в парогенераторе для нагрева ее до температуры кипения;
4-6 - изобарно-изотермический процесс парообразования (к кипящей во-де подводится теплота, в результате образуется влажный насыщенный пар со степенью сухости х— 0,9...0,96, а после подсушки в пароперегре¬вателе - сухой насыщенный пар (точка 6));
6-1 - изобарный перегрев пара в пароперегревателе при давлении р1.

Начальное состояние рабочего тела в цикле характеризуется параметрами воды, соответствующими точке 3. Вода подается (при этом несколько сжимается) насосом Н (процесс 3-5) и поступает в водяной экономайзер котла при давлении p1 (точки 3 и 5 на Т - s диаграмме почти совпадают вследствие небольшого повышения температуры воды при ее сжатии). Здесь за счет теплоты уходящих газов вода нагревается при постоянном давлении (процесс 5 - 4) до температуры кипения (насыщения) Тн (точка 4), затем в котле К происходит парообразование при Тн=const (процесс 4-6). Полученный сухой насыщенный пар в пароперегревателе перегревается при том же постоянном давлении р1, которое создается насосом, до требуемой температуры Т1 (процесс 6 - 1). Перегретый пар с параметрами p1 ,t1, i1 по паропроводу поступает в паровую турбину Т, где происходит адиабатное расширение до давления р2 с совершением технической работы (процесс 1 - 2). После турбины пар с энтальпией i2 поступает в конденсатор, который представляет собой трубчатый теплообменник. Наружная поверхность трубок конденсатора омывается паром, а внутри трубок непрерывно циркулирует охлаждающая вода.
В конденсаторе при помощи охлаждающей воды от пара отнимается теплота парообразования r =q2 , и пар переходит при постоянных давлении р2 и температуре t2 в жидкость с энтальпией i2 (процесс конденсации 2-3). В дальнейшем цикл повторяется.
Если в турбине течет пар, имеющий зна¬чительную влажность, то гидродинамический режим проточной части турбины резко ухудшается и вследствие этого снижается внутренний относительный КПД турбины (ηоi); это в свою очередь приводит к снижению эффективного КПД установки в целом. Для современных турбин допустимое значение степени сухости пара на выходе из турбины должно быть не ниже x = 0,86-0,88.
Одним из способов, позволяющих снизить влажность пара на выходе из турбины, является перегрев пара. Применение перегрева пара приводит к увеличению термического КПД цикла и одновременно сдвигает в Т, s-диаграмме точку, соответствующую состоянию пара на выходе из турбины, вправо, в область более высоких степеней сухости.
При одной и той же температуре перегрева пара при¬менение более высокого давления увеличивает коэффициент заполнения цикла и, следовательно, термический КПД цикла, но одновременно уменьшает степень сухости пара на выходе из турбины и внутренний относительный КПД турбины.
Возмож¬ность дальнейшего повышения температуры ограничивается свойствами кон¬струкционных материалов; экономическая целесообразность этого мероприятия должна сообразовываться также с увеличивающимися капиталовложениями на сооружение такой установки.

 
1.2. Расчет теоретического цикла

Определение параметров рабочего тела в характерных точках цикла (рисунок 3).

Точка 1.
Рабочее тело находится в состоянии перегретого пара со степенью сухости х=1. Значения параметров в точке 1: v, i, s (при давлении р1 = 3 МПа в парогенераторе и температуре t1 = 420 °С перегрева пара) найдем по таблицам воды и перегретого водяного пара или пользуясь i-s- диаграммой для водяного пара.