Применение газовой турбины в современной промышленности
Содержание
Введение
1. Технологический процесс
1.1 Применение газовой турбины в современной промышленности
1.2 Краткое описание энергоблока ПГУ-190/220 Тюменской ТЭЦ-1
1.3 Выбор объекта моделирования и постановка задачи
1.4 Основные показатели работы камер сгорания
2. Программная среда разработки проекта
2.1 Краткое описание метода конечных элементов
2.2 Основные принципы проектирования в ANSYS
Предварительная подготовка и вход в программу
Основные стадии решения задач
Приложение нагрузок и получение решения
Постпроцессорная обработка
Типы основных файлов, создаваемых программой
3. Проектирование модели исследуемого объекта
3.1 Построение графической модели
3.2 Наложение конечно-элементной сетки
3.3 Задание начальных условий и нагрузок
3.4 Подготовка и проведение расчетов
3.5 Определение оптимального коэффициента избытка воздуха
Выводы по главе
4. Безопасность и экологичность проекта
4.1 Характеристика условий труда
4.2 Расчет искусственного освещения
Источники, виды и системы искусственного освещения
Расчет искусственного освещения с помощью коэффициента использования светового потока
4.3 Оценка экологичности проекта
4.4 Оценка чрезвычайных ситуаций
Выводы по разделу
5. кономическая эффективность проекта
5.1 Источники экономической эффективности
5.2 Расчет единовременных затрат
5.3 Оценка экономической целесообразности и выводы по разделу
|
|
|
Заключение
Список использованных источников
Приложения
Введение
В настоящее время более 80% всей производимой в мире энергии вырабатывается за счет сжигания органического топлива. Другие источники энергии: ядерная энергетика, гидроэнергетика, солнечные и ветряные электростанции - в ближайшие десятилетия не смогут конкурировать с традиционными способами, включающие в себя и газотурбинные установки.
Развитие техники ставит новые задачи в области исследования работоспособности газовых турбин и их элементов. Повышение их надежности и долговечности, являются важнейшим фактором, определяющим рост конкурентоспособности изделий. Ограниченность ресурсов ископаемого топлива диктует необходимость поиска более экономичных способов его сжигания. По этим причинам все большее распространение в промышленности получают методы вычислительной гидрогазодинамики.
Обладая свойством полноты информации, получаемой в результате расчета, численный эксперимент позволяет в значительной мере сократить объем, сроки и, следовательно, стоимость экспериментальной отработки газовых турбин. Такое сокращение возможно благодаря более глубокому анализу особенностей рабочего процесса турбины и, вследствие этого, более рациональному планированию экспериментальных доводочных работ.
|
|
|
В ходе совместного использования натурного и численного экспериментов проводится согласование данных, которое дает исследователю основание для корректирования технологии испытаний, а также систем измерений.
В представленном дипломном проекте разработана методика газодинамического анализа кольцевой камеры сгорания с использованием инженерного пакета ANSYS.
Методика включает в себя:
камера сгорание газовая турбина
разработку плоской графической модели камеры в виде радиального сечения в прикладном графическом пакете SolidWorks 2004;
наложение конечно-элементной сетки в ANSYS на импортированную в него графическую модель камеры;
определение граничных условий и нагрузок, необходимых для исследования режимов работы камеры сгорания;
представление результатов решения в виде анимации и диаграмм;
постановка виртуального эксперимента по определению оптимального коэффициента избытка воздуха.
Камера сгорания является наиболее чувствительным и одним из самых дорогих элементов всей конструкции газовой турбины. Оптимальная настройка всех параметров камеры является актуальной задачей современной газотурбинной промышленности. В этой связи, применение инженерных пакетов типа ANSYS, гармонично дополняют уже существующие методики проектирования и разработки, позволяя без дорогостоящих испытаний, сузить область поиска оптимальных решений.
|
|
|
Технологический процесс
Благодаря повсеместному переходу в 90-е годы на использование природного газа в качестве основного топлива для электроэнергетики, газовые турбины заняли существенный сегмент рынка. Несмотря на то, что максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт и выше (до 300 МВт), некоторые производители выпускают модели в диапазоне 1-5 МВт.
Значительная роль в техническом перевооружении должна принадлежать программе широкого внедрения в электроэнергетику газотурбинных и парогазовых технологий [14,18, 19]. В области создания газотурбинных установок (ГТУ) отечественная промышленность в основном находится на стадии разработок и испытаний опытных образцов и пока существенно отстает от мирового уровня.
Применение газовой турбины в современной промышленности
Разработка отечественных газотурбинных установок ведется с использованием потенциала оборонных предприятий-производителей авиационных и судовых газотурбинных двигателей.
|
|
|
Рисунок 1.1 - Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110
Внедрение парогазовых и газотурбинных технологий обеспечит повышение КПД установок до 55 %, а в перспективе до 60 % и более. Это позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе, улучшить экологические показатели электростанций, резко снизить капитальные затраты на новое строительство и техническое перевооружение.
Продолжаются работы по созданию разных видов ГТУ [19]. В настоящее время РАО "ЕЭС России" совместно с предприятиями ГП НПКГ "Зоря - Машпроект" и ОАО "Сатурн" завершают на испытательном стенде Ивановской ГРЭС испытания опытного образца газотурбинной энергетической установки ГТЭ-110, изображенной на рисунке 1.1, которая станет основой современных отечественных парогазовых энергоблоков ПГУ-325.
В 2002 г. по заказу РАО "ЕЭС России" ОАО ЛМЗ совместно с ОАО "Авиадвигатель" завершили разработку технического проекта газотурбинной установки ГТЭ-180. На базе ГТЭ-180 будут модернизироваться существующие газомазутные энергоблоки 300 МВт, а также разрабатываться пилотные проекты для ГРЭС-3 "Мосэнерго", Пермской ГРЭС, ТЭЦ-5 "Ленэнерго".
На Северо-Западной ТЭЦ "Ленэнерго" продолжается опытно-промышленная эксплуатация первого парогазового энергоблока мощностью 450 МВт. Начато строительство Калининградской ТЭЦ-2 с подобными парогазовыми установками. Принято решение о строительстве Сочинской ТЭЦ мощностью 76 МВт.
Одним из эффективных способов экономии топлива и повышения КПД электростанций, работающих на угле, является сочетание газотурбинных и паровых циклов. Если на таких станциях используется природный газ, то возможны различные схемы газотурбинных надстроек: со сбросом газов в котел, выработкой пара в котле-утилизаторе и т.п. При этом в ГТУ сжигается природный газ, а в топке котла - уголь. В таких схемах с ПГУ можно применять любые, в том числе и сверхкритические параметры пара.
Для технического перевооружения КЭС и ТЭЦ имеются, в основном, следующие две альтернативы [17]:
применение самых современных технологий производства энергии - нового поколения газовых турбин (ГТ), паровых турбин (ПТ), парогазовых установок (ПГУ) и котлов - в первую очередь на имеющихся площадках ТЭС, что позволяет использовать существующие линии электропередачи для вывода мощности в энергосистему и использовать уже имеющиеся разрешения на размещение электростанции на существующей площадке;
использование имеющегося технического потенциала модернизации оборудования (паровых турбин, котлов, АСУТП и др.) в соответствии с современным уровнем техники.
Первый вариант означает последовательный вывод из эксплуатации существующих морально устаревших и неэкономичных установок с параллельным строительством на площадке энергоблоков с самыми современными техническими решениями. Примером такой стратегии может служить модернизация всей структуры электростанций бывшей ГДР в период с 1992 по 2000 гг.
Решающим для правильного выбора стратегии технического перевооружения и модернизации ТЭС является выбор топлива при условии, что будут действовать рыночные ценовые соотношения на газ, уголь и мазут, включая транспортные расходы. При этом решающую роль играют размеры страны. Так, например, в такой относительно небольшой стране, как Германия, с развитой инфраструктурой можно почти к любой площадке электростанции подвести газ, уголь и мазут и отвести от нее электроэнергию в сеть. А в такой большой стране, как Россия, как правило, доступен и экономически обоснован лишь один вид топлива - газ или уголь. Для ТЭС, работающих на газовом топливе в Европейской части РФ (доля газа 83%) переход на уголь по причине огромных расстояний от мест добычи угля экономически необоснован, учитывая при этом рыночные транспортные тарифы. Применение газа на городских ТЭЦ, прежде всего, обусловлено соображениями экологии.
При модернизации ТЭС на газе экономически целесообразно использовать самые современные ПГУ с КПД до 58% [18].
Одной из особенностей электроэнергетики России является то, что на паросиловых электростанциях получила большое распространение комбинированная выработка тепла и электроэнергии [14]. В настоящий момент в РАО "ЕЭС России" на КЭС и ТЭЦ установлено свыше 132 000 МВт электрической мощности и более 187 000 МВт тепловой мощности. Здесь имеются возможности технического перевооружения ПСУ (паросиловая установка) - ТЭЦ в ПГУ (парогазовая установка) - ТЭЦ. При сохранении тепловой нагрузки электрическая мощность ТЭЦ с применением парогазовой технологии может увеличиться в 2-2,5 раза. Исходя из этого, концепцию технического перевооружения и модернизации ТЭС РАО "ЕЭС России" целесообразно строить в строгом соответствии с топливным признаком, с учетом особенностей комбинированной выработки электроэнергии и тепла на различных типах турбин.
Принцип работы газовых турбин состоит в следующем: газ, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с воздухом, формируя топливную смесь, и поджигается. Образующиеся продукты горения с высокой температурой (900°С-1200°С), проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. Механическая энергия вала передается через понижающий редуктор электрическому генератору. Тепловая энергия выходящих из турбины газов поступает в теплоутилизатор. Вместо производства электричества, механическая энергия турбины может использоваться для работы насосов, компрессоров и т.п. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (механические включения, влажность).
Температура исходящих из турбины газов составляет 450°С-550°С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1.5: 1 до 2.5: 1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя:
непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов;
производство пара низкого или среднего давления (8-18 кг/см2) во внешнем котле;
производство горячей воды (лучше, когда требуемая температура превышает 140°С);
производство пара высокого давления.
КПД газовой турбины составляет 25% - 35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Газовые турбины обладают хорошими экологическими параметрами (эмиссия NOx на уровне 25 ppm).
Работа турбины сопровождается высоким уровнем шума, поэтому для их установки используются индустриального типа здания (в том числе контейнерного типа), которые также обеспечивают влагозащищенность оборудования.
Дата добавления: 2018-09-22; просмотров: 855; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!