Расчет теплообменника для газотурбинной установки

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Промежуточное охлаждение воздуха между компрессорами позволяет при одном и том же расходе воздуха поднять полезную мощность газотурбинной установки примерно на 30% благодаря тому, что объёмный расход воздуха после охладителя уменьшается приблизительно на треть и последующий компрессор, сжимая меньший объём воздуха, потребляет меньшую мощность.

Однако промежуточное охлаждение воздуха связано со значительным усложнением конструктивной схемы. В процессе эксплуатации сложных ГТУ с несколькими ступенями сжатия отмечались затруднения в компенсации температурных расширений воздухопроводов большого диаметра, повышенные потери давления в воздушном тракте между компрессорами.

Несмотря на внешнюю простоту подобных аппаратов и накопленный опыт эксплуатации теплообменников в различных областях техники, применение воздухоохладителей в ГТУ усложняет конструкцию и эксплуатацию всей установки. Поэтому использование систем с промежуточным охлаждение целесообразно только в том случае, если это вызвано специальным условиями работы установки (ГТУ замкнутого цикла, судовые ГТУ, установки большой мощности и т. п.).

Газотурбинные установки (ГТУ) в настоящее время имеют широкое применение в технике. Газотурбинные двигатели применяются в авиации, на судах различного назначения. Большое количество ГГУ применяется в качестве привода различного рода нагнетателей, причем значительная часть ГТУ данного типа установлена на газоперекачивающих станциях магистральных газопроводов. Все большее применение находят ГТУ в энергетике и автомобильном транспорте. В нашей стране изготовлена и успешно работает на электростанциях газотурбинная установка ГГ-100 (мощностью 100 МВт) производства Ленинградского металлического завода. Указанная ГТУ вы полнена по сложной схеме (рис. 1 г) с промежуточным охлаждением и подогревом рабочего тела и имеет относительно высокий эффективный ЮЩ порядка 28%. Большинство в настоящее время работают по простейшей схеме и включают три основных элемента: компрессор (К), камеру сгорания (КС) и турбину (Т). Эти установки отличаются малой массой и компактностью, но имеют низкий КПД и по экономичности не могут конкурировать с паротурбинными установками и дизелями. Повышение экономичности ГГУ наряду с повышением начальной температуры газа перед турбиной возможно за счет применения регенерации, а также при усложнении схемы с введением промежуточного охлаждения и подогрева рабочего тела.

Наиболее сложной проблемой является создание регенераторов как рекуперативного, так и регенеративного типов. Применение степени регенерации порядка 80% почти удваивает массу газотурбинной установки и соответственно увеличивает ее габариты, а также усложняет обслуживание. Поэтому ведутся работы по изысканию новых типов эффективных поверхностей теплообмена и конструкций регенераторов. Особую роль может сыграть регенерация в транспортных установках малой мощности, где ее применение явится одним из направлений, ведущим к вытеснению бензиновых и дизельных двигателей из автомобильного и гусеничного транспорта.

В связи с вышеизложенным, значение различного типа теплообменных аппаратов для повышения технико-экономических показателей ГГУ очень велико. На рис. 1 приведены различные схемы газотурбинных установок с теплообменными аппаратами. Теплообменные аппараты можно разделить на две основные группы.

К первой группе относятся теплообменные аппараты, которые непосредственно не влияют на состояние рабочего тела ГТУ. Такими аппаратами являются, например, маслоохладители ГТУ и другие вспомогательные теплообменники. Указанные аппараты имеются и в других энергетических установках: паротурбинных, двигателях внутреннего сгорания и т. д.

Ко второй группе относятся теплообменники, которые изменяют состояние рабочего тела ГТУ. Использование этой группы теплообменников преследует следующие цели:

1. Снижение мощности, потребной для сжатая рабочего тела, путем снижения начальной температуры (к теплообменникам данной группы относятся воздухо- и газоохладители для промежуточного охлаждения рабочего тела между ступенями сжатия компрессора).

2. Увеличение мощности, получаемой за счет расширения рабочего тела, путем повышения начальной температуры расширения (к теплообменникам данной группы относятся газонагреватели для промежуточного подогрева рабочего тела в ГТУ замкнутого цикла).

3. Уменьшение затраты топлива за счет использования части тепла отходящих газов после турбины. Тепло отходящих газов утилизируется путем передачи его рабочему телу в точках цикла с низкой температурой и высоким давлением (т. е. за компрессором) или рабочей среде, используемой в другом цикле (к теплообменникам данной группы относятся регенераторы-воздухоподогреватели ГТУ; подогреватели сетевой воды, устанавливаемые на выхлопе газовой турбины).

/

Рис. 1а

Теплообменные аппараты ПУ могут использоваться в различных циклах:

1. В простом открытом цикле с косвенным нагревом рабочего тела, например, путем сжигания топлива в воздухе низкого давления на выходе из воздушной турбины и последующей передачей тепла воздуху высокого давления перед поступлением последнего в турбину. (Рис. 1.).

Рис. Б

2. В простом замкнутом цикле с подогревом рабочего тела в газовом котле или реакторе и с окончательным охлаждением рабочего тела низкого давления перед поступлением его в компрессор. В данном случае применяется обычно газоохладитель с водяным охлаждением, выполняющий роль холодного источника в цикле.

3. В различных сложных циклах ГТУ (рис. 1 а, в-е).

Основными теплообменными аппаратами, используемыми в различного вида газотурбинных установках (рис. 1), являются подогреватели (регенераторы) воздуха или газа — ВП, ГП; нагреватели воздуха или газа -- ВП, ГН; воздухоохладители или газоохладители — ВО, ГО.

Основное различие между подогревателями (ВП, ГП) и нагревателями (ВН, ГН) заключается в температурном уровне газов в теплообменнике. Воздухо (газо) нагреватель обычно работает при более высокой максимальной температуре газов. Это обуславливает, конечно, применение более жаропрочных материалов.

На рис 1а показана газотурбинная установка открытого цикла с камерой сгорания перед турбиной и регенератором (ВП). В ГТУ открытого цикла с воздушной турбиной и камерой сгорания после турбины (рис. 1б) воздух после сжатия в компрессоре поступает в воздухонагреватель (ВН), где нагревается до начальной температуры перед турбиной за счет тепла газов низкого давления и высокой температуры.

Рис. 1 (в, г, д, е)

После расширения в воздушной турбине воздух с пониженными температурой и давлением поступает в камеру сгорания низкого давления, где нагревается за счет сжигания до максимальной температуры цикла. Преимуществом схемы ГТУ (рис. 1-б) является то, что через проточную часть турбины проходит чистый воздух. В этом случае отсутствуют и коррозионный износ лопаточного аппарата, который имеет место в обычных ГГУ из-за наличия вредных примесей в продуктах сгорания. недостатком указанной схемы является более высока максимальная температура в цикле (температура газов на входе в ВН) при одной и той же температуре рабочего тела перед турбиной, как и в схеме ГТУ на рис. 1-а. Так, если принять температуру перед турбиной в обеих схемах равной 750 °C, то в схеме (рис. 1) температура газов на выходе из камеры сгорания и на входе в воздухонагреватель будет порядка 880 °C. При этом в установке появляются два теплонапряженных элемента (КС и ВН), работающие' при более высоких температурах. На рис. 1-в показана ГТУ замкнутого цикла. Основными теплообменными аппаратами. В этой установке являются газонагреватель (ГН), в котором газ, идущий в турбину, нагревается до максимальной температуры цикле; регенератор — газоподогреватель (ГП) и газоохладитель (ГО), в котором осуществляется передача тепла в цикле холодному источнику. В качестве газонагревателя может использоваться газовый котел, в котором сжигается топливо. Для одноконтурной ядерной ГТУ газонагревателем является непосредственно активная зона реактора.

На рис. 1-г представлена ГГУ открытого цикла, работающая по сложной схеме: с промежуточным охлаждением воздуха между ступенями компрессора в воздухоохладителе, промежуточным перегревом между ступенями турбины в камере сгорания КС2, а также утилизацией тепла выхлопных газов турбины низкого давления для подогрева сетевой воды системы теплофикации в сетевом подогревателе СП.

На рис. 1-д показана схема ГТУ открытого цикла с разделенным регенератором. Нагревающая и охлаждающая стороны теплообменника размещены в разных аппаратах (ВП1 и ВП2), через которые прокачивается промежуточный теплоноситель (жидкий металл, органический теплоноситель, газ высокого давления и т. д.). В этом случае теплообменный аппарат выполняется в виде двух раздельных частей. Одна из них -- воздушная сторона теплообменника -- располагается у выхода воздуха из компрессора; другая часть -- газовая сторона теплообменника -- располагается у выхода газов из турбины. Здесь промежуточный теплоноситель нагревается газами турбины и подается насосом в первую часть, где нагревает идущий от компрессора воздух в камеру сгорания. После этого охлажденный жидкий металл снова попадает во вторую часть. Разделение регенератора на две части создает удобство в компоновке ГТУ, так как значительно упрощает организацию потока рабочего газа и позволяет иметь прямолинейный поток, как по воздуху, так и по газу, аналогично ГТУ без регенератора.

В настоящее время применяются ГПТ только с теплообменными аппаратами поверхностного типа, однако в перспективе при решении ряда задач конструктивного и технологического характера возможно применение ГТУ с высокоэффективными теплообменными аппаратами смесительного типа. На рис. 1-е представлена ГТУ замкнутого цикла с разделенным регенератором смесительного типа. Жидкий промежуточный теплоноситель подогревается в одной секции регенератора (1) выпускными газами турбины. Подогрев осуществляется путем диспергирования теплоносителя по площади газового потока в виде мелких капель, которые поглощают большую часть тепла выпускных газов. Затем жидкий теплоноситель подается в поверхностный нагреватель (котел), где нагревается до максимальной температуры за счет сгорания топлива. Это тепло в другой секции регенератора (П) жидкий теплоноситель отдает газу, идущему из компрессора в турбину.

Основным достоинством такой схемы ГТУ является возможность создания очень эффективного малогабаритного смесительного регенератора. При этом требуется применение рабочего газа и жидкого теплоносителя с определенными теплофизическими свойствами: высокая температура кипения и низкая температура замерзания жидкого теплоносителя, а также отсутствие реакции жидкого теплоносителя при контакте с рабочим газом в области высоких температур. По указанной схеме может быть выполнена ядерная ГТУ, где в качестве газонагревателя используется активная зона реактора.

В данном курсовом проекте рассчитывается газоохладитель с продольной схемой движения теплоносителей. Трубный пучок образован 1116 трубками. Трубки закреплены в трубных досках развальцовкой. Воздухоохладитель цилиндрической формы.

Гладкотрубчатая поверхность

Исходные данные:

Расход газа: Gг = 70 кг/с

Давление газа на входе: Рг' = 450 000 Па

Температура воды на входе: tв' = 8 0С

Температура воды на выходе: tв'' = 15 0С

Давление воды на входе: Pв' = 200 000 Па

Температура газа на входе: tг' = 200 0С

Температура газа на выходе: tг'' = 30 0С

Диаметр трубок dн = 19*м dвн = 17*м = 1* м

Схема движения — продольный ток

Относительные потери давления по газу: = 2,3

Теплоноситель — воздух Rг = 287Дж/кг*0С

Данные, принимаемые в расчёте:

Тип поверхности теплообмена — гладкотрубчатая.

Материал трубок — МНЖ-МЦ-30−1-1

;

Диаметр отложений dотл = 16,9* м;

; м

Относительное термическое сопротивление:

Тип разбивки — треугольная

Относительные шаги t1 = 31*м; t2 = 27*м; t = t2

;

Нагрев воды

Число ходов воды и газа: zв = 1; zг = 1

Скорость воды

1. Эквивалентный диаметр

Расчёт:

2. Средний температурный напор при прямотоке

3. Средний температурный напор при противотоке

4. Средний температурный напор

5. Средняя температура воды

6. Средняя температура газа

7. Потери давления по газу

8. Среднее давление газа

9. Плотность газа

Коэффициент динамической вязкости газа

Удельная массовая теплоёмкость газа при постоянном давлении

Коэффициент теплопроводности газа

10. Число Прандтля газа

11. Тепловая нагрузка

12. Теплофизические свойства воды

Коэффициент кинематической вязкости

Удельная массовая теплоёмкость

Коэффициент теплопроводности

Плотность

13. Расход воды

14. Относительное фронтальное сечение на один ход газа

b=0. 018; m=0. 8; r= - 0. 25;

;

e= 0. 3164;

15. Длина пути по газу

16. Полное фронтальное сечение

17. Количество трубок

18. Длина трубок

19. Теоретический диаметр

20. Геометрическая характеристика

21. Объем

22. Поверхность теплообмена

23. Скорость воды

24. Число Рейнольдса воды

25. Число Прандтля воды

26. Коэффициент теплоотдачи от воды

Проверочный расчёт:

1 Скорость газа

2. Число Рейнольдса газа

3. Число Нусслельта газа

4. Коэффициент теплоотдачи от газа

5. Коэффициент теплопередачи

6. Относительное термическое сопротивление

Расхождение =

7. Поверхность теплообмена

Расхождение = меньше 5%

8. Поверхность теплообмена (геометр)

Оребрённая поверхность

1. Исходные данные:

Расход газа: Gг = 70 кг/с

Давление газа на входе: Рг' = 450 000 Па

Температура воды на входе: tв' = 8 0С

Температура воды на выходе: tв'' = 15 0С

Давление воды на входе: Pв' = 200 000 Па

Температура газа на входе: tг' = 200 0С

Температура газа на выходе: tг'' = 30 0С

Диаметр трубок dн = 19*м dвн = 17*м = 1* м

Схема движения — продольный ток

Относительные потери давления по газу: = 2,3

Теплоноситель — воздух Rг = 287Дж/кг*0С

Данные, принимаемые в расчёте:

Тип поверхности теплообмена — гладкотрубчатая.

Материал трубок — МНЖ-МЦ-30−1-1;

Диаметр отложений dотл = 16,9* м;; м

Относительное термическое сопротивление:

Тип разбивки — треугольная

Относительные шаги t1 = 38*м; t2 = 38*м; t = t2

;;

Нагрев воды

Число ходов воды и газа:

zв = 1; zг = 1

Скорость воды

Расчёт:

2. Средний температурный напор при прямотоке

3. Средний температурный напор при противотоке

4. Средний температурный напор

5. Средняя температура воды

6. Средняя температура газа

7. Потери давления по газу

8. Среднее давление газа

9. Плотность газа

Коэффициент динамической вязкости газа

Удельная массовая теплоёмкость газа при постоянном давлении

Коэффициент теплопроводности газа

10. Число Прандтля газа

11. Тепловая нагрузка

12. Теплофизические свойства воды

Коэффициент кинематической вязкости

Удельная массовая теплоёмкость

Коэффициент теплопроводности

Плотность

13. Расход воды

14. Относительное фронтальное сечение на один ход газа

Основные параметры оребрёных поверхностей

Число рёбер nр=12

Толщина рёбер

Высота ребра hр=0,008 м

Поверхность рёбер на 1 м длины трубки

Поверхность стенки между рёбрами на 1 м длины трубки

Полная оребрённая поверхность на 1 м длины трубки

Удельная поверхность теплообмена

Коэффициент фронтального сечения

Коэффициент эффективности оребрения

Е=0,915

Эквивалентный диаметр

Коэффициенты и показатели степени в критериальных уравнениях теплообмена и гидравлического сопротивления

;

m=0. 8;

r= - 0. 25

15. Число Рейнольдса воды

16. Число Прандтля воды

17. Коэффициент теплоотдачи от воды

18. Коэффициент тепловой работы аппарата

19. Длина пути по газу

20. Полное фронтальное сечение по газу

21. Количество трубок

22. Длина трубок

23. Теоретический диаметр

24. Геометрическая характеристика

Перекомпоновка

газотурбинный теплообменный газоохладитель трубный

zг = 2; zв = 1

20. Полное фронтальное сечение по газу

21. Количество трубок

22. Длина трубок

23. Теоретический диаметр

24. Геометрическая характеристика

25. Объем

26. Поверхность теплообмена

23. Скорость воды

24. Число Рейнольдса воды

25. Число Прандтля воды

26. Коэффициент теплоотдачи от воды

Проверочный расчёт:

1. Скорость газа

2. Число Рейнольдса газа

3. Число Нусслельта газа

4. Коэффициент теплоотдачи от газа

Расхождение по

Е

5. Коэффициент теплопередачи

6. Относительное термическое сопротивление

Расхождение =

7. Поверхность теплообмена

Расхождение =

Расхождение =

Расчёт на прочность

Исходные данные:

Диаметр трубного пучка: В = 1,4 м;

Давление газа на входе: Рг' = 450 000 Па;

Давление воды на входе: Pв' = 200 000 Па;

Коэффициент зависящий от формы и способа закрепления трубной доски;

Поперечный шаг разбивки t1 = 38*м;

Наружный диаметр трубок dн = 0,022 м;

Величина, учитывающая коррозию материала и минусовые допуски: С = 0,002;

Поправочный коэффициент:;

Предел текучести материала болта:;

Допустимые напряжения Стали 25;

1. Расчёт трубной доски:

Разница давлений теплоносителей на входе:

= Рг'- Pв' = 450 000 — 200 000 = 250 000 Па

Диаметр окружности, на которой закрепляется трубная доска:

Коэффициент, учитывающий ослабление трубной доски:

Толщина трубной доски по условию прочности:

2. Расчёт тарельчатой крышки, подверженной внутреннему давлении:

Исходные данные:

Радиус внутренней сферы крышки: r = 0.8 м;

Средний диаметр прокладки: Dп = 1,58 м;

Допускаемое напряжение материала крышки на растяжение: Rz =;

Коэффициент прочности сварного шва: фсв = 1;

Радиус окружности центров болтов: rб = 0,79 м;

Наружный радиус фланца крышки болтов: r1 = 0,82 м;

Давление воды на входе: Pв' = 200 000 Па;

Расчёт толщины тарельчатой крышки:

Нагрузка от расчётного давления:

;

Толщина тарельчатой крышки:

Принимаем толщину равной 0,01 м;

3. Определение диаметров болтов во фланцевом соединении:

Расчётное усилие на болты:

;

Диаметр болтов:

;

Шаг между болтами:

м;

Периметр:

Количество болтов во фланцевом соединении:

Принимаем количество болтов равным 80.

Гидродинамический расчёт по воздуху

1. Коэффициент сопротивления трения

2. Потери давления на трение

3. Суммарный коэффициент местных сопротивлений (удар и поворот во входной и выходной камерах 1,5*2=3; поворот на 180 градусов 2,5)

4. Потери давления от местных сопротивлений

5. Суммарное гидродинамическое сопротивление

6. Мощность, затрачиваемая на прокачку воздуха

где КПД компрессора

НИРС

Влияние относительного шага на параметры F, G, V.

Данные получены с использованием соотношений приведённых в методическом пособии «Расчёт теплообменных аппаратов газотурбинных установок»

1. 4

1. 5

1. 6

1. 7

1. 8

1. 9

2. 0

F

0. 738

0. 778

0. 812

0. 84

0. 865

0. 887

0. 908

G

0. 738

0. 778

0. 812

0. 84

0. 865

0. 877

0. 908

V

1. 447

1. 751

2. 078

2. 428

2. 803

3. 204

3. 63

Выводы

Из графиков видно, что относительный шаг разбивки трубок в наибольшей степени влияет на V объём трубного пучка. С ростом существенно возрастает объём, а поверхность теплообмена F и вес G незначительно возрастают, в одинаковой степени. К примеру на участке =1,3−1,7 объём пучка возрастает в 2 раза, а поверхность теплообмена и масса увеличиваются лишь в 1.2 раза.

Список использованной литературы:

1. Григорьев В. Г. Расчет ТА ГТУ: Методические рекомендации по курсовому и дипломному проектированию. -М: Изд. МГТУ им Н. Э. Баумана, 2001.

2. Бажан П. И. Каневец Г. Е. Справочник по теплообменным аппаратам. — М: Машиностроение, 1989.

3. Костюк А. Г., Шерстюк А. Н. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов.- М.: Высш. школа, 1979.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой