Термодинамический анализ когенерационной системы

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра “Промышленная теплоэнергетика и теплотехника”
Курсовая работа по дисциплине «Термодинамический анализ технических систем»
Тема: «Термодинамический анализ когенерационной системы»
Минск 2019

ИД для расчета процесса сжатия воздуха в компрессоре:
Давление окружающей среды кПа 100 98
Температура всасываемого воздуха оС 20 30
Относительный внутренний КПД процесса сжатия в компрессоре 82% 78%
Степень увеличения давления = р2/р1 8 25
КПД привода компрессора 99% 100%
ИД для расчета процесса сжатия топлива в компрессоре:
Состав топлива: k  R Контрольная сумма = 100,0% 100%
СН4 1,33 16,042 кг/кмоль 518,3 кДж/(кг*гр) 96,3% 96,3%
С2Н6 1,33 30,068 кг/кмоль 276,5 кДж/(кг*гр) 1,0% 1,0%
С3Н8 1,33 44,094 кг/кмоль 188,6 кДж/(кг*гр) 0,3% 0,3%
С4Н10 1,33 58,12 кг/кмоль 143,1 кДж/(кг*гр) 0,1% 0,1%
N2 1,4 28,016 кг/кмоль 296,8 кДж/(кг*гр) 1,0% 1,0%
Н2О 1,33 18,016 кг/кмоль 461,5 кДж/(кг*гр) 1,2% 1,2%
Теплота сгорания топлива, рабочая, низшая кДж/м3 35626 35626 35626
Температура всасываемого топливного газа оС 20 10
Относительный внутренний КПД процесса сжатия в компрессоре 77% 70%
КПД привода дожимного компрессора 65% 65%
Начальное давление топливного газа МПа 0,6 0,3
ИД для расчета процесса в КС
Влагосодержание окружающего воздуха г/кг 10 28
Контрольная сумма = 100,0% 100,0%
Состав продуктов сгорания при теоретически необходимом количестве окислителя: rj rj rj
содержание азота в теоретических продуктах сгорания, VN20 68,6% 68,6% 68,6%
содержание трёхатомных газов в -"- , VCO2 9,5% 9,5% 9,5%
содержание паров воды в теоретических продуктах сгорания, VH2O0 21,1% 21,1% 21,1%
содержание аргона в теоретических продуктах сгорания, VAr0 0,8% 0,8% 0,8%
теоретический объём ДГ, V0дг, образующийся при окислении м3 топлива м3/м3 10,51 10,51 1051,4
теоретическое количество воздуха, V0, подаваемое в КС на м3 топлива м3/м3 9,46 9,46
Температура перед ГТ оС 800 850
 Состав сухого воздуха (объемный):  rj) rj rj
28,016 кг/кмоль содержание N2 21,88 78,1% 78,1%
44,011 кг/кмоль содержание СО2 0,013 0,03% 0,03%
32 кг/кмоль содержание О2 6,704 21,0% 21,0%
39,948 кг/кмоль содержание аргона (Ar) 0,372 0,9% 0,9%
Для воздуха - смеси  Сумма = 28,97 Контрольная сумма = 100,0% 100,0%
ИД для расчета процесса расширения РТ в ГТ
Относительный внутренний КПД процесса расширения в турбине 80,0% 86%
Противодавление на выходе газов из ГТ Па 600 1000
ИД для расчета энергетических и эксергетических характеристик ГТУ
КПД механический КПДм = 99% 98%
КПД генератора КПДг = 99% 98%
Собственные нужды энергии без учета затрат на привод "дожимного" компрессора топлива, с/н1 1,0% 2%
Мощность ГТУ ( электрическая) Nгту,э = МВт 3,00 14,0

Продолжение ИД для КР по ТДА ТС
обучающемуся Савицкому В.В. группа 30605116
Давление питательной воды, рпв МПа 1,5 3,5
Недогрев воды в ЭК до температуры насыщения tвs оС 10 5
Недоохлаждение газов ГТУ в КА до температуры насыщения в барабане оС 50 75
Давление воды перед КА, рэк МПа 1,4 10
Давление в барабане КА, рка МПа 1,35 9,8
Давление перегретого пара, рпп МПа 1,3 3,9
Температура перегретого пара, tпп оС 250 270
Процент продувки 4% 3%
Рассеяние энергии через ограждающие конструкции теплообменников, q5 2% 3%
Давление сетевой воды, рсв МПа 0,3 0,4
Температура обратной сетевой воды, tосв оС 70 60
Температура прямой сетевой воды, tпсв оС 95 105
Температура уходящих газов из когенерационной установки оС 100 120
ИД: Расчета процесса расширения продувки
Давление в сепараторе, рsc ата 3 8
ИД: Расчета процесса нагрева подпитки сетевой воды
Давление в деаэраторе подпитки СВ ата 1,2 1,2
Расчетный объем подпитки теплотрасс СВ* Пппсв = 0,75% 0,75%
Температура воды, поступающей на подпитку, tпсв оС 30 40
Удельный объем воды в трубопроводах СВ* м3/МВт 65 65
ИД: Расчета процесса нагрева питательной воды в деаэраторе
Давление в деаэраторе питательной воды Па 196133 ата 2 10
Процент возврата конденсата Пвк = 70,0% 80%
Температура воды, поступающей на подпитку, tпсв К 303,15 оС 30 40
Температура возвращаемого конденсата, tвк К 323,15 оС 50 70

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЗАДАННОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ И ЕЕ ОПИСАНИЕ. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ 7
2 БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ОСНОВНЫХ ПОДСИСТЕМ 10
2.1 Расчет подсистемы «Тепловой двигатель» 10
2.1.1 Расчет процесса сжатия воздуха в компрессоре 10
2.1.2 Расчет процесса сжатия топлива в компрессоре 12
2.1.3 Расчет камеры сгорания. 15
2.1.4 Расчет процесса расширения рабочего тела в турбине 20
2.1.5 Расчет энергетических и эксергетических характеристик ГТУ. 21
2.1.6 Изменение режима: 90%;80%;70%;60%;50% нормального расходы топлива. 24
2.2 Расчет подсистемы «Теплоутилизирующее оборудование» 30
2.2.1 Описание подсистемы 30
2.2.2 Расчет процессов утилизации энергии ДГ: получения перегретого пара и нагрева сетевой воды 31
2.2.3 Параметры характерных точек 33
2.2.3.1 Параметры характерных точек потоков воды в КУ и СП 33
2.2.3.2 Параметры характерных точек потоков дымовых газов ГТУ в КУ 34
2.2.4 Расчет расходов сред и теплоты процессов охлаждения ДГ, генерации пара, нагрева СВ. 35
2.2.5 Баланс энергии теплообменной группы 37
2.2.6 Баланс теплоты теплообменной группы. 38
2.2.7 Составляющие теплоты процесса получения перегретого пара 39
2.3 Расчет подсистемы «Оборудование инженерного обеспечения» 40
2.3.1 Описание подсистемы 40
2.3.2 Расчет процесса расширения продувки 40
2.3.3 Расчет процесса нагрева подпитки сетевой воды 42
2.3.4 Расчет процесса нагрева воды в деаэраторе 46
3 ПОЛНЫЙ ЭНЕРГОБАЛАНС КОГЕНЕРАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ 48
4 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕХНИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ, ИХ СРАВНЕНИЕ С ПОКАЗАТЕЛЯМИ ДРУГИХ СИСТЕМ КОМБИНИРОВАННОГО ПРОИЗВОДСТВА ПОТОКОВ ЭНЕРГИИ 49
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 51
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 52