Промышленные ТЭС


Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Санкт-Петербургский государственный технологический университет растительных полимеров»

Факультет промышленной энергетики
Кафедра теплосиловых установок и тепловых двигателей
Курсовая работа
по дисциплине:
Промышленные ТЭС
«Тепловой расчёт парогазовой установки»
Вариант № 23.
Выполнил: студент 452 группы Плахута Андрей Дмитриевич.
Проверил: профессор кафедры ТСУ и ТД Барановский Владимир Владимирович.
Санкт-Петербург
2010
Принципиальная схема ПГУ - 325

Рис. 1. Принципиальная схема ПГУ-325: ВНА – входной направляющий аппарат; ГТД – газотурбинный двигатель; КВОУ – комплексное воздухоочистительное устройство; К – компрессор; КС – конденсатосборник; ГПЗ –главная паровая задвижка; С-р – сепаратор; Г-р – генератор; Контур высокого давления (ВД) КУ: ППВД – пароперегреватель ВД, ИВД – испаритель ВД; ПЭН – питательный электронасос; контур низкого давления (НД) КУ: ППНД – пароперегреватель НД, ИНД – испаритель НД, ГПК – газовый подогреватель конденсата; РЭН – рециркуляционный электронасос контура НД; РПК – регулятор питания котла; ДТ – дымовая труба; КЭН – конденсатный электронасос; К-р – конденсатор; ПСУ – паросбросное устройство; КПУ – конденсатор пара уплотнений паровой турбины (ПТ); РОУ - редукционно-охладительная установка контура НД КУ; БРОУ – быстродействующая редукционно-охладительная установка контура ВД КУ; РУ – редукционная установка собственных нужд (СН); СК – стопорный клапан ПТ; РК – регулирующий клапан ПТ; ЦВД – цилиндр высокого давления ПТ; ЦНД – цилиндр низкого давления ПТ; Ш-р – шибер запорный; ДТ – дымовая труба, БРУ – быстродействующая редукционная установка; РУ – редукционная установка собственных нужд (СН).
Варианты задания
И условия (допущения) для расчета ПГУ
при выполнении курсовой работы.
1) Параметры наружного воздуха:
Температура t н.в.= 0 оС;
Относительная влажность φ н.в.= 70%;
Абсолютное давление p н.в.= 0,99992 кПа (=0,99992 бар =750 мм рт.ст).
2) Теплоту сгорания считать по составу газа
Состав топливного газа:
1) метан (СН4) – 98 %;
2) этан (С2Н6) – 0,45 %;
3) пропан (С3Н8) – 0,1 %;
4) бутан (С4 Н10) – 0,02 %;
5) азот (N2) – 0,63 %;
6) кислород (O2) – 0,78%;
7) диоксид углерода (CO2) – 0,02%.
Плотность топливного газа: ρ ПГ = 0,7231 кг/м3 .
Температура топливного газа: t ПГ = 16 OC.
3) Степень сжатия воздуха компрессором и КПД компрессора не менять.
4) Содержание кислорода за турбиной 15%.
5) Мощность газовой турбины номинальная.
6) В работе - дубль-блок (2хГТУ + ПТУ).
7) Температура газов на входе в котел принять равной температуре газов за турбиной.
8) Воздух на охлаждение турбины:
15 отбор: 1С = 6%; 1Р=3%;
10 отбор: 2С = 1%; 2Р=1%;
10 отбор: 3С = 1%; 3Р=1%.
9) По КУ дано давление в барабанах котла, остальное по «пинч» - точкам (пунктам).
10) Параметры пара перед паровой турбиной равны параметрам пара за котлом-утилизатором.
1.Тепловой расчёт ГТУ.
Таблица 1. Состав природного газа, сжигаемого в КС ГТУ
№ Вещество Молекулярная
формула Объемная доля,
% Плотность
ρ,
кг/м3 Теплота сгорания низшая (QHС),
кДж/м3 Источник
1 Метан СН4 98 0,716 35800 [1, 3]
2 Этан С2Н6 0,45 1,342 64600 [1, 3]
3 Пропан С3Н8 0,1 1,967 91500 [1, 3]
4 Бутан C4H10 0,02 2,593 119000 [1, 3]
5 Углекислый газ CO2 0,02 1,964 балласт, не окисляется [1, 3]
6 Азот воздуха N2 0,63 1,257 балласт, окисляется с поглощением Q [1, 3]
7 Кислород O2 0,78 1,428 балласт,
не окисляется [1, 3]
Таблица 2. Исходные данные для теплового расчета ГТЭ-110

№ Наименование величины Обозначение Размерность Значение Источник
а) окружающая среда
1 Температура воздуха на входе в компрессор t1 OC 0 t1 = tНВ
2 Давление окружающего воздуха (атмосферное) pНВ бар 0,99992 Задано
3 Плотность наружного воздуха ρНВ кг/м3 1,275 (pНВ ∙ 102) / (RВ ∙ TНВ)
4 Относительная влажность воздуха φ % 70 Задано
б) компрессор
1 Степень необратимого адиабатного сжатия воздуха в компрессоре (относительное давление) ε1 = p2 / p1 – 14,75 [10]
2 Относительный внутренний КПД компрессора η oi к – 0,87 [7]
в) камера сгорания
1 Тепловой КПД КС ηТКС – 0,975 Принято по рекомендациям [15, 28, 29]
2 Аэродинамический КПД КС ηАКС – 0,985 Принято по рекомендациям [15, 28, 29]
3 Общий КПД КС ηКС – 0,96 ηТКС ∙ ηАКС
г) газовая турбина
1 Электрическая мощность ГТУ (на клеммах генератора) NЭ ГТУ кВт 110 000 Задано
2 КПД проточной части ГТД ηтoi – 0,91 Справочные данные:
0,85 0,91
3 Механический КПД ГТУ η М ГТ – 0,98 [7]
4 КПД электрического генератора ГТУ η Г ГТ – 0,983 [7]
5 Максимальная температура газов перед ГТ t3 MAX OC 1210,0 Технические условия на ГТД [8]
д) паровая турбина
1 Механический КПД паротурбинной установки М – 0,98 Данные [22]
2 Электрический КПД паротурбинной установки ЭГ – 0,983 Данные [22]
Расчёт осевого турбокомпрессора (ОК).
Расчёт потерь давления воздуха в воздухозаборном тракте ОК.
Параметры атмосферного воздуха на входе в КВОУ:
- давление: pНВ=0,99992 бар;
- температура: tНВ=0 OC;
- плотность: ρНВ = (pНВ ∙ 102) / (RВ ∙ TНВ)=
=(0,99992 ∙ 102) / (0,28715 ∙ (0+273,15))=1,275 кг/м3.
Потери давления рабочего тела в воздухозаборном тракте:
- потеря давления на фильтре грубой очистки: ∆pФГО=0,0028 бар (по опытным данным);
- потеря давления на фильтре тонкой очистки: ∆pФТО=0,001 бар (по опытным данным);
- потеря давления в воздуховоде ВЗТ: ∆pВВ=0,026 бар (по опытным данным);
- падение давления в конфузорном участке ВЗТ: ∆pКОНФ=0,00098 бар (по опытным данным);
- падение давления в участке ВНА: ∆p=0,029 (принято по рекомендациям);
- суммарные потери давления воздуха в ВЗТ ΣΔp=∆pФГО+∆pФТО+∆pВВ+ ∆pКОНФ+∆p=0,0028+0,001+0,026+0,00098+0,029=0,05978 бар.
Вычисление параметров рабочего тела в начале цикла ГТУ.
Давление воздуха на всасе компрессора:
p1= pНВ – ΣΔp=0,99992-0,05978=0,94014 бар.
Температура воздуха:
К.
t1= Т1-273,15=256,8-273,15= -16,4 OC.
Теплосодержание:
Методом интерполяции по таблицам, f(t1): h1=256,8 кДж/кг.
Стандартная энтропия:
Методом интерполяции по таблицам, f(t1): s01=6,5496 кДж/(кг ∙ К).
Стандартное отношение относительных давлений:
Методом интерполяции по таблицам, f(t1): π01=0,8044.
Стандартный (базовый) относительный объем:
Методом интерполяции по таблицам, f(t1): θ 01=9163,6.
Удельная энтропия:
s1= s01 – R ∙ ℓn p1=6,5496-0,28715∙ℓn 0,94014=6,5673 кДж/(кг ∙ К).
Удельный объем:
v1= RT1 / (p1 ∙ 102)=(0,28715∙256,8)/(0,94014∙102)=0,78435 м3/кг.
Вычисление параметров рабочего тела в конце адиабатного сжатия без учета отбора воздуха из компрессора.
Давление воздуха:
p2 = ε1 ∙ p1=14,75 ∙ 0,94014=13,867 бар.
Стандартное отношение относительных давлений:
π02 t = π01 ∙ ε1=0,8044 ∙ 14,75=11,865.
Стандартная энтропия:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t): s02t=7,321 кДж/(кг ∙ К).
Стандартный (базовый) относительный объем:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t): θ 02t=1330,9.
Температура воздуха:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t): t2t=276,9 OC
T2t=550 К.
Теплосодержание:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t): h2t=555 кДж/кг.
Фактическая удельная энтропия:
s2t = s1=6,5673 кДж/(кг ∙ К).
Удельный объем:
v 2t = v 1 ∙ (θ 02 t / θ 01)=0,78435∙(1330,9/9163,6)=0,1081 м3/кг.
Удельная работа компрессора в обратимом процессе без учета отбора воздуха из проточной части компрессора:
ℓк t= h2 t – h1=555-256,8=298,2 кДж/кг.
Расчетные величины воздуха за последней ступенью компрессора
в необратимом процессе без учета отбора воздуха из компрессора.
Удельная работа компрессора в необратимом процессе без учета отбора воздуха из проточной части компрессора:
ℓк= ℓк t / ηкoi=298,2/0,87=342,8 кДж/кг.
Теплосодержание:
h2= h1 + ℓк = 256,8+342,8 = 599,6 кДж/кг.
Температура воздуха:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2): t2=319,6 OC.
Базовая энтропия:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2t): s02=7,399 кДж/(кг ∙ К).
Изменение энтропии:
∆s= s02 – s02t=7,399-7,321=0,078 кДж/(кг ∙ К).
Удельная энтропия:
s2= s1 + ∆s=6,5673+0,078=6,6453 кДж/(кг ∙ К).
Вычисление параметров воздуха, отбираемого из ОК.
Расчетные величины воздуха за пятой ступенью компрессора
Сделаем допущение равенства создаваемых напоров ступенями компрессора:
∆pСТ К = ∆p К / z = (p2 – p1 ) / z=(13,867-0,94014)/15=0,8618 бар.
Давление воздуха за ступенью:
p2 (5)= p1 + 5 ∙ ∆pСТ К=0,94014+5∙0,8618=5,249 бар.
Отношение давлений:
ε1 (5)= p2 (5) / p1=5,249/0,94014=5,583.
Базовое отношение относительных давлений:
π02 t (5)= π01 ∙ ε1 (5)=0,8044∙5,583=4,491.
Базовая энтропия:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (5)): s02 t (5)=7,0419 кДж/(кг ∙ К)
Энтальпия в обратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (5)): h2t (5)=420,6 кДж/кг.
Температура в обратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (5)): t2t (5)=146,1 OC.
Удельная работа в обратимом процессе:
ℓк t (5)= h2t (5) – h1=420,6-256,8=163,8 кДж/кг.
Удельная работа в необратимом процессе:
ℓк (5)= ℓк t (5) / ηкoi=163,8/0,87=188,3 кДж/кг.
Энтальпия в необратимом процессе:
h2 (5)= h1 + ℓк (5)=256,8+188,3=445,1 кДж/кг.
Температура в необратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2 (5)): t2 (5)=171,1 OC.
Расчетные величины воздуха за седьмой ступенью компрессора
Давление воздуха за ступенью:
p2 (7)= p1 + 7 ∙ ∆pСТ К=0,94014+7∙0,8618=6,973 бар.
Отношение давлений:
ε1 (7)= p2 (7) / p1=6,973/0,94014=7,417.
Базовое отношение относительных давлений:
π02 t (7)= π01 ∙ ε1 (7)=0,8044∙7,417=5,966.
Базовая энтропия:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (7)): s02 t (7)=7,1235 кДж/(кг ∙ К).
Энтальпия в обратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (7)): h2t (7)=456,2 кДж/кг.
Температура в обратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (7)): t2t (7)=181 OC.
Удельная работа в обратимом процессе:
ℓк t (7)= h2t (7) – h1=456,2-256,8=199,4 кДж/кг.
Удельная работа в необратимом процессе:
ℓк (7)= ℓк t (7) / ηкoi=199,4/0,87=229,1 кДж/кг.
Энтальпия в необратимом процессе:
h2 (7)= h1 + ℓк (7)=256,8+229,1=485,9 кДж/кг.
Температура в необратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2 (7)): t2 (7)=210 OC.
Расчетные величины воздуха за десятой ступенью компрессора
Давление воздуха за ступенью:
p2 (10)= p1 + 10 ∙ ∆pСТ К=0,94014+10∙0,8618=9,558 бар.
Отношение давлений:
ε1 (10)= p2 (10) / p1=9,558/0,94014=10,167.
Базовое отношение относительных давлений:
π02 t (10)= π01 ∙ ε1 (10)=0,8044∙10,167=8,178.
Базовая энтропия:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (10)): s02 t (10)=7,214 кДж/(кг ∙ К).
Энтальпия в обратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (10)): h2t (10)=499,1 кДж/кг.
Температура в обратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 t (10)): t2t (10)=222,9 OC.
Удельная работа в обратимом процессе:
ℓк t (10)= h2t (10) – h1=499,1-256,8=242,3 кДж/кг.
Удельная работа в необратимом процессе:
ℓк (10)= ℓк t (10) / ηкoi=242,3/0,87=278,5 кДж/кг.
Энтальпия в необратимом процессе:
h2 (10)= h1 + ℓк (10)=256,8+278,5=535,3кДж/кг.
Температура в необратимом процессе:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2 (10)): t2 (10)=257,9 OC.
Расчёт удельной работы ОК. Расчётные величины воздуха за последней ступенью компрессора в необратимом процессе с учетом отбора воздуха из проточной части компрессора.
Относительное давление:
ε1 = 14,75.
Давление рабочего тела на выходе из компрессора:
p2= ε1 ∙ p1=14,75∙0,94014=13,867 бар.
Удельная работа компрессора в необратимом процессе:
ℓк = 1,0 ∙ ℓк (5) + (1,0 – 0,003)∙ (ℓк (7) – ℓк (5)) + (1,0 – 0,003 – 0, 019) ∙ (ℓк (10) - ℓк (7)) +
+ (1,0 – 0,003 – 0, 019 – 0,039) ∙ (ℓк (15) - ℓк (10)) = 1,0 ∙ ℓк t (5) + 0,997∙ (ℓк (7) – ℓк t (5)) +
+ 0,978 ∙ (ℓк (10) - ℓк (7)) + 0,939 ∙ (ℓк (15) - ℓк (10)) =
=1,0 ∙ 188,3 + 0,997∙ (229,1 – 188,3) + 0,978 ∙ (278,5 – 229,1) + 0,939 ∙ (342,8 – 278,5)=
= 337,7 кДж/кг.
Теплосодержание рабочего тела в конце процесса сжатия:
h2 = h1 + ℓк= 256,8 + 337,7 =594,5 кДж/кг.
Температура воздуха:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2): t2=314,8 OC.
Базовая энтропия:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2): s02 =7,3904 кДж/(кг ∙ К).
Приращение энтропии:
∆s= s02 – s02t=7,3904-7,321=0,0694 кДж/(кг ∙ К).
Удельная энтропия:
s2 = s1 + ∆s = 6,5673 + 0,0694 = 6,6367 кДж/(кг ∙ К).
Базовое отношение относительных давлений:
Методом интерполяции по таблицам, f(t2): π02=15,113.
Теплоемкость:
Методом интерполяции по таблицам, f(t2): cP 2=1,0479 кДж/(кг ∙ К).
Расчет параметров воздуха за ОК с учетом процессов в спрямляющем аппарате и диффузоре.
Давление воздуха за спрямляющим аппаратом:
p2 СА= p2 – ∆pСА=13,867-0,048=13,819 бар.
Давление воздуха за выходным диффузором компрессора:
p2 К= εД К ∙ p2 СА=1,01∙13,819=13,957 бар.
Повышение давления в диффузоре:
∆pД К= p2 К – p2 СА=13,957-13,819=0,138 бар.
Изоэнтропийный перепад энтальпий в диффузоре:
∆HД К t= cP 2 ∙ T2 ∙ (εД К (k – 1) / k – 1)=1,0479∙587,9∙(1,01(1,377-1)/1,377-1)=1,681кДж/кг.
Действительный тепловой перепад энтальпий в диффузоре:
∆HД К=∆HД К t / ηД=1,681/0,75=2,241 кДж/кг.

Степени повышения давления воздуха в компрессоре
По параметрам между атмосферным давлением и давлением воздуха за выходным диффузором компрессора:
ε1 НВ= p2 К / pНВ=13,957/0,99992=13,958.
В лопаточном аппарате компрессора:
ε1 ЛА= p2 / p1=13,867/0,94014=14,75.
Собственно в компрессоре, то есть от входа в первую ступень до входа в камеру сгорания:
ε1 К= p2 К / p1=13,957/0,94014=14,846.
Тепловой расчёт камеры сгорания (КС).
Оценка КПД камеры сгорания.
Общий КПД камеры сгорания можно выразить в виде произведения:
ηКС = ηТКС ∙ ηАКС.(2.1)
Здесь: ηТКС – тепловой КПД КС; ηАКС – аэродинамический КПД КС.
Тепловой КПД камеры сгорания, учитывающий все тепловые потери, определяется по формуле:
ηТКС = 1 – (QНС + QОХЛ) / (QРН),(2.2)
где: QНС – потери теплоты от неполного сгорания топлива (химический и физический недожог), кДж/м3 , (кДж/кг). У современных КС эти потери не должны превышать 15 % общего расхода теплоты при работе во всем диапазоне рабочих нагрузок и 13 % при работе на расчетной нагрузке;
QОХЛ – потери за счет отдачи теплоты в окружающее пространство нагретой поверхностью КС и примыкающих к ней трубопроводов. Эти потери обычно бывают не более 0,5 % расхода теплоты, кДж/м3 , (кДж/кг).
В существующих камерах сгорания тепловой КПД при работе на расчетном режиме:
ηТКС = 0,97 … 0,98.
Полные потери давления в камере сгорания складывается из следующих составляющих:
а) гидравлические (аэродинамические) потери, которые возникают без подвода теплоты в камере в результате потерь на трение при прохождении газового потока и наличия местных сопротивлений от воздухонаправляющих рёбер, завихрителей и т.д. Эти потери определяются при холодной продувке камеры;
б) дополнительные потери давления, вызванные нагревом газа при сгорании топлива в камере. Плотность газа в этом случае уменьшается, а скорость газового потока увеличивается (за счет увеличения объёмного расхода газа).
Потери давления в камере сгорания снижают КПД ГТУ. Это можно учесть с помощью аэродинамического КПД камеры сгорания ηАКС, который обычно составляет:
ηАКС = 0,98 … 0,99.
Итак, окончательно принимаем:
№ Наименование величины Обозначение Размерность Значение Источник, способ определения
1 Тепловой КПД КС ηТКС – 0,975 Принято по рекомендациям
2 Аэродинамический КПД КС ηАКС – 0,985 Принято по рекомендациям
3 Общий КПД КС ηКС – 0,96 ηТКС ∙ ηАКС
Расчёт характеристик топливного газа.
Давление природного (топливного) газа задано:
PПГ = 18,74 бар.
Температура топливного (природного) газа задана:
tПГ = 16 OC; TПГ = 289,15 К.
Плотность топливного ( природного) газа задана:
PПГ = 18,74 бар.
Теплоёмкость топливного газа по эмпирической формуле:
cПГ=2,265+0,0028∙t ПГ=2,265+0,0028∙16=2,3098 кДж/(кг ∙ К).
Энтальпия топливного (природного) газа:
hПГ= cПГ ∙t ПГ=2,3098∙16=36,957 кДж/кг.
Низшая рабочая теплота сгорания 1 м3 топлива:

Низшая рабочая теплота сгорания 1 кг топлива:
Q рН= Q рН / ρ ПГ=35490/0,7231=49080 кДж/кг.
Молекулярная масса топливного газа:
ПГ=(μi∙ri)=0,01(μCH4∙rCH4+μC2H6∙rC2H6+μC3H8∙rC3H8+μC4H10∙rC4H10+ +μN2 ∙rN2+μO2∙rO2+μCo2∙rCO2)=0,01(16,043 ∙98+30,07 ∙0,45+44,097 ∙0,1++58,123∙0,02+28,013 ∙0,63+31,999 ∙0,78+44,01 ∙0,02)=16,348 кг/кмоль.
Оценка давления и температуры воздуха в КС.
Воздух перед камерой сгорания
Энтальпия:
h2 К = h2 + ∆HД К = 594,5 + 2,2 = 596,7 кДж/кг.
Давление воздуха:
p2 К= εД К ∙ p2 СА=1,01 ∙ 13,819=13,957 бар.
Температура воздуха:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2 К): t2 К = 316,9 OC.
Стандартное относительное давление:
Методом интерполяции по таблицам, f(h2 К): π02 К= 15,31.
Массовая удельная теплоёмкость:

Плотность:

Воздух в камере сгорания
Потери давления воздуха в жаровых трубах принимаем по проектным данным:
p2 КС = 1,415 бар.
Давление с учётом потерь:
p2В КС = p2 К – p2 КС =13,957 – 1,415 = 12,542 бар.
Относительное давление с учётом дросселирования воздуха в жаровых трубах:
ε1 КС = p2В КС / p1 = 12,542/0,94014 =13,341.
Стандартное отношение относительных давлений:
π02 КС = π01 ∙ ε1 КС = 0,8044 ∙ 13,341 = 10,731.
Стандартная энтропия воздуха в камере сгорания:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 КС): s02 КС = 7,2921 кДж/(кг ∙ К).
Приращение энтропии:
∆s КС = s02 – s02 КС = 7,3904-7,2921=0,0983 кДж/(кг ∙ К).
Удельная энтропия:
s2 КС = s1 + ∆s = 6,5673 + 0,0983 = 6,6656 кДж/(кг ∙ К).
Температура воздуха:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 КС): t2В КС = 261,8 OC.
Энтальпия воздуха:
Методом интерполяции по таблицам, f(π02 КС): h2В КС = 539,3 кДж/кг.
Плотность воздуха:

Массовая удельная теплоёмкость воздуха:
Методом интерполяции по таблицам, f(t2В КС): сВ 2 = 1,0364 кДж /(кг ∙ К).
Расчёт продуктов сгорания топлива.
Теоретический объём воздуха, необходимый для сгорания 1 м3 газа, определяется по формуле:

Коэффициенты избытка воздуха принимаются:
-в камере сгорания αКС = 1,6;
-перед газовой турбиной αГТ = 3,097.
Количество продуктов сгорания
а) объём сухих трёхатомных газов:

б) объём азота:

в) объём водяных паров при влажности газа dг = 8 г/м3 (по нормам расчёта):
- в камере сгорания:

- перед газовой турбиной:

Избыток воздуха
- в камере сгорания:

-перед газовой турбиной:

Суммарный объём продуктов полного сгорания топлива
- в камере сгорания:

-перед газовой турбиной:

Коэффициент избытка воздуха за ГТД:

Объёмные доли продукта полного сгорания топливной смеси в жаровых трубах и перед первой ступенью ГТ
- в камере сгорания
а) объёмная доля трёхатомного газа:

б) объёмная доля атмосферного азота:

в) объёмная доля водяных паров:

г) объёмная доля атмосферного азота:

- перед газовой турбиной
а) объёмная доля трёхатомного газа:

б) объёмная доля атмосферного азота:

в) объёмная доля водяных паров:

г) объёмная доля атмосферного азота:

Расчёт теплотехнических параметров смеси,
образовавшейся в результате горения.
Молекулярная масса газообразного продукта сгорания топлива (смеси газов)
- в камере сгорания:
Г = ∑(i ∙ ri) = μH2O ∙ rH2O + μ RO2 ∙ rRO2 + μ N2 ∙ rN2+ В ∙ rB =
= 18,016 ∙ rH2O + 44,01 ∙ rRO2 + 28,15 ∙ rN2+ 28,97 ∙ rВ = 18,016 ∙ 0,1369 + 44,01 ∙ 0,0609 +
+ 28,15 ∙ 0,4561 + 28,97 ∙ 0,3461= 28,049 кг/кмоль;
- перед газовой турбиной:
Г = ∑(i ∙ ri) = μH2O ∙ rH2O + μ RO2 ∙ rRO2 + μ N2 ∙ rN2+ В ∙ rB =
= 18,016 ∙ rH2O + 44,01 ∙ rRO2 + 28,15 ∙ rN2+ 28,97 ∙ rВ = 18,016 ∙ 0,0803 + 44,01 ∙ 0,0324 +
+ 28,15 ∙ 0,2429 + 28,97 ∙ 0,6443 = 28,286 кг/кмоль.
Газовая постоянная газообразного продукта сгорания топливной смеси
- в камере сгорания:
RГ = μR /μГ = 8,3145 /μГ = 8,3145 /28,049 = 0,2964 кДж/(кг∙К);
- перед газовой турбиной:
RГ = μR /μГ = 8,3145 /μГ = 8,3145 /28,286 = 0,2939 кДж/(кг∙К).
Принимаем температуру газов перед газовой турбиной:
t = t3 = 1210 OC.
По этой температуре, используя калькулятор для газов, находим молярные теплоёмкости
- водяных паров: Cp H2O = 46,951 кДж/(кмоль∙К);
- трёхатомных газов: Cp RO2 = 58,447 кДж/(кмоль∙К);
- азота: Cp N2 = 36,826 кДж/(кмоль∙К);
- воздуха: Cp В = 35,037 кДж/(кмоль∙К).
Молярная теплоёмкость газообразного продукта сгорания топлива (перед газовой турбиной):
Cp 3 = rH2O ∙ CpH2O + rRO2 ∙ CpRO2 + rN2 ∙ CpN2 + rB ∙ CpВ=
= 0,0803∙46,951 + 0,0324∙58,447+ 0,2429∙36,826 + 0,6443∙35,037=37,183 кДж/(кмоль∙К).
Массовая теплоёмкость газообразного продукта сгорания топлива (перед газовой турбиной):
cp 3 = Cp 3 / Г = 37,183 / 28,286 = 1,3145 кДж/(кг∙К).
Массовая энтальпия газообразного продукта сгорания топлива:
h3 = сp 3 ∙ (t3+273,15) = 1,3145 ∙ (1210 + 273,15) = 1949,66 кДж/кг.
Плотность газообразного продукта сгорания топлива:

Тепловой расчёт газовой турбины (ГТ).
Расчёт параметров газа перед первой ступенью ГТ.
Температура газов перед газовой турбиной из расчёта камеры сгорания:
t = t3 = 1210 OC.
Массовая теплоёмкость газообразного продукта сгорания топлива из расчёта камеры сгорания:
cp 3 = 1,3145 кДж/(кг∙К).
Массовая энтальпия газообразного продукта сгорания топлива из расчёта камеры сгорания:
h3 = 1949,66 кДж/кг.
Плотность газообразного продукта сгорания топлива из расчёта камеры сгорания:

По температуре, используя калькулятор для газов, находим стандартные энтропии компонентов сгорания
- водяных паров: s03 H2O = 13,8778 кДж/(кг∙К);
- трёхатомных газов: s03 RO2 = 6,6225 кДж/(кг∙К);
- азота: s03 N2 = 8,5504 кДж/(кг∙К);
- воздуха: s03 В = 8,4314 кДж/(кг∙К).
Стандартная энтропия смеси газов на входе в газовую турбину:
s03 = rH2O ∙ s03 H2O + rRO2∙ s03 RO2 + rN2 ∙ s03 N2 + rВ ∙ s03 В =
= 0,0803∙13,8778 + 0,0324∙6,6225 + 0,2429∙8,5504 + 0,6443∙8,4314 = 8,8382 кДж/(кг∙К).
Давление газа на входе в первую ступень газовой турбины, с учётом аэродинамических потерь в камере сгорания:
p3 = p2 КС ∙ ηаЖТ = 12,542 ∙ 0,778 = 9,758 бар,
где: ηаЖТ = 0,778 – коэффициент аэродинамического сопротивления (аэродинамический КПД) жаровых труб камеры сгорания.
Приращение энтропии:
∆s 2-3 = s03 – s02 КС = 8,8382 – 7,2921 = 1,5461 кДж/(кг ∙ К).
Удельная энтропия:
s3 = s2 КС + ∆s2-3 = 6,6656 + 1,5461 = 8,2117 кДж/(кг ∙ К).
Расчёт давления газов за последней ступенью ГТ.
Перепад давлений в газовом тракте «выхлоп ГТД – атмосфера» принимаем по данным испытаний:
∆pГВТ = 0,017 бар.
Давление газов за выходным диффузором ГТД:
pН = pНВ + ∆pГВТ = 0,99992 + 0,017 = 1,01692 бар.
Степень повышения давления в диффузоре ГТД принимаем согласно рекомендациям (1,01 1,1):
εД ГТ = 1,01.
Давление газов за последней ступенью:
p4 = pН / εД ГТ = 1,01692/ 1,01 = 1,00685 бар.
Повышение давления в диффузоре:
∆pД ГТ = pН – p4 = 1,01692 – 1,00685 = 0,01007 бар.
Степени расширения газов в ГТ (относительное давление):
ε2 = p3 / p4 = 9,758/ 1,00685 = 9,6916.
Потеря давления в диффузоре, соединяющем ГТ с КУ принимаем по данным испытаний (0,02 0,03):
∆pДИФ = 0,025 бар.
Давление газов на входе в котёл – утилизатор:
p4 КУ = p4 – ∆pДИФ = 1,00685 – 0,025 = 0,98185 бар.
Расчёт температуры газов на выходе из последней ступени ГТ.
Без учёта воздуха на охлаждение проточной части ГТ.
Стандартная молярная энтропия перед ГТ:
Методом интерполяции, по таблицам воздуха, f(t3): S03 = 244,259 кДж/(моль∙K).
Стандартная молярная энтропия в конце изоэнтропийного процесса ГТ:
S04 = S03 - μR ln (p3 / p4) = 244,259 – 8,314 ∙ ln (9,758/ 1,00685) = 225,376 кДж/(моль∙K).
Температура рабочего тела в конце изоэнтропийного процесса ГТ:
Методом интерполяции, по таблицам воздуха, f(S04): t4t = 572,9 OC.
Энтальпия рабочего тела в конце изоэнтропийного процесса ГТ:
Методом интерполяции, по таблицам воздуха, f(S04): h4t В = 872,65 кДж/кг.
Удельная работа в теоретическом процессе:
ℓТ t = h3 – h4 t = 1949,66 – 872,65 = 1077,01 кДж/кг.
Удельная работа в действительном процессе:
ℓТ = ℓТ t ∙ ηтoi = 1077,01 ∙ 0,91 = 980,08 кДж/кг.
Энтальпия рабочего тела в действительном процессе за последней ступенью ГТ:
h4 = h3 – ℓТ = 1949,66 – 980,08 = 969,58 кДж/кг.
Сведём в таблицу теплосодержания продуктов образовавшейся смеси, взятые по таблицам Ривкина:
Теплосодержание трехатомных газов:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OC
t = 700 OC
t = 750 OC h RO2 кДж/кг 642,6
700,0
758,4
817,8
878,1
939,1
1000,9 Таблицы,
h RO2 = f(t)
Теплосодержание водяных паров:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OC
t = 700 OC
t = 750 OC h H2O кДж/кг 1385,2
1490,9
1598.3
1707,5
1819,4
1932,2
2046,8 Таблицы,
h H2O = f(t)
Теплосодержание азота:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OC
t = 700 OC
t = 750 OC h N2 кДж/кг 754,5
809,5
865,1
921,3
978,3
1035,6
1093,4 Таблицы,
h N2 = f(t)
Теплосодержание воздуха:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t4В = 572,8 OC
t = 600 OC
t = 650 OC
t = 700 OC
t = 750 OC hВ кДж/кг 738,1
792,4
847,4
872,65
902,8
958,8
1015,4
1072,4 Таблицы,
hВ = f(t)
Примечание.
t4В = 572,8 OC – температура воздуха за последней ступенью ГТД.
Энтальпия газовой
смеси:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OC h4 Г кДж/кг 790,96
849,67
909,07
969,14
1029,93 rH2O ∙h H2O + rRO2 ∙h RO2 +
+ rN2 ∙h N2 + rВ ∙hВ =
= 0,0803 ∙h H2O + 0,0324 ∙h RO2 + + 0,2429 ∙h N2 + 0,6443 ∙hВ
Температура рабочего тела за последней ступенью газовой турбины:
Методом интерполяции, при условии h4 = h4 Г = 969,58 кДж/кг : t4 = 600,4 OC.
С учётом воздуха на охлаждение проточной части.
Теоретический объём воздуха, необходимый для сгорания 1 м3 газа, определён при расчёте камеры сгорания:

Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания αКС = 1,6.
Избыток воздуха в продукте сгорания топлива определён при при расчёте камеры сгорания:

Доли воздуха, отбираемого из компрессора на охлаждение ГТ, исходя из инструкции по эксплуатации ГТД, составляют:
- после пятой ступени компрессора: βВО 5 = 0,03%;
- после седьмой ступени компрессора: βВО 7 = 0,2%;
- после десятой ступени компрессора: βВО 10 = 2,55%;
- после последней ступени компрессора: βВО 15 = 5,8%;
- после последней ступени компрессора через ВВТО: βВО ВВТО = 4,42%.
Суммарная доля воздуха, отбираемого из компрессора на охлаждение ГТ:
β = βВО 5 + βВО 7 + βВО 10 + βВО 15 + βВВТО = 0,03 + 0,2 + 2,55 + 5,8 + 4,42 = 13 %.
Суммарный расход воздуха компрессора:

Объёмные доли воздуха, поступающего в ГТ при температуре:






Теплосодержания потоков воздуха охлаждения на входе в ступени ГТ в действительном процессе находим по таблицам, по температуре:






Работа газовой турбины.
Полезная работа, совершенная газом, поступающим из камеры сгорания в ГТ:
ℓт Г КС = h3 – (rRO2 ∙h RO2+ rH2O ∙h H2O + rN2 ∙h N2 + rВ ГТ ∙ h4 В) =
= 1949,66–(0,0324∙785,5+ 0,0803∙1648,1+0,2429 ∙946,93+0,6443∙872,65) = 999,61 кДж/кг.
Работа, затраченная продуктами сгорания в ГТ на нагрев воздуха:
ℓт В ОХЛ = rВО 5 ∙ ( h4 В – h2 (5)) + rВО 7 ∙ (h4 В – h2 (7)) + rВО 10 ∙(h4 В – h2 (10))+rВО 15∙(h4 В – h2 (15)) +
+ rВВТО ∙ (h4 В – h2 ВВТО) = 0,00032∙ (872,65 – 445,1) + 0,00212 ∙ (872,65 – 485,9) +
+ 0,02705∙(872,65 – 535,3) + 0,06153 ∙ (872,65 – 594,5) + 0,04689 ∙ (872,65 – 424,6) =
= 48,21 кДж/кг.
Действительная работа ГТ с учётом поступления воздуха на охлаждение проточной части ГТ:
ℓт ОХЛ = ℓт Г КС – ℓт В ОХЛ = 999,61 – 48,21 = 951,4 кДж/кг.
Энтальпия газов за последней ступенью ГТД с учётом охлаждения проточной части:
h4 ОХЛ = h3 – ℓт ОХЛ = 1949,66 – 951,4 = 998,26 кДж/кг.
Расчёт температуры газообразного продукта сгорания топливной смеси на выходе из последней ступени ГТД (t4) с учётом воздуха на охлаждение проточной части.
Сведём в таблицу теплосодержания продуктов образовавшейся смеси, взятые по таблицам Ривкина:
Теплосодержание трехатомных газов:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OС h RO2 кДж/кг
642,6
700
758,4
817,8
878,1 Таблицы,
h RO2 = f(t)
Теплосодержание водяных паров:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OС h H2O кДж/кг 1385,2
1490,9
1598.3
1707,5
1819,4 Таблицы,
h H2O = f(t)
Теплосодержание азота:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OС h N2 кДж/кг 754,5
809,5
865,1
921,3
978,3 Таблицы,
h N2 = f(t)
Теплосодержание воздуха:
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OС hВ кДж/кг 738,1
792,4
847,4
902,8
958,8 Таблицы,
hВ = f(t)
Энтальпия газовой смеси
t =450 OC
t =500 OC
t = 550 OC
t = 600 OC
t = 650 OС h4 Г ОХЛ кДж/кг 892,75
958,95
1025,92
1093,64
1162,16 rH2O ∙h H2O + rRO2 ∙h RO2 + rN2 ∙h N2 +
+ rВ ∙ h4 В + ∑ri ∙ h4 В =
= 0,0803 ∙h H2O + 0,0324 ∙h RO2+
+ 0,2429 ∙h N2 + 0,6443 ∙ h4 В +
+ 0,13791 ∙ h4 В
Температура рабочего тела за последней ступенью ГТД: t4 = 529,3 OC.
КПД газовой турбины.
Относительный внутренний КПД с учётом охлаждения проточной части:

Снижение экономичности ГТ от охлаждения лопаточного аппарата:
∆ ηтoi = ηтoi – ηтoi ОХЛ = 0,91 – 0,883 = 0,027.
Расчёт мощности ГТУ.
Компрессор
Плотность воздуха компрессора:
ρ 2 (5)= (p2 ∙ 102) / (RВ ∙ T2 )=(5,249∙102)/(0,28715∙444,2)=4,115 кг/м3;
ρ 2 (7) =(p2 ∙ 102) / (RВ ∙ T2 )=(6,973∙102)/(0,28715∙483,1)=5,027 кг/м3;
ρ 2 (10) =(p2 ∙ 102) / (RВ ∙ T2 )=(9,558∙102)/(0,28715∙531)=6,269 кг/м3;
ρ 2 (15) = ρ 2 ВВТО = (p2 ∙ 102) / (RВ ∙ T2 )=(13,867∙102)/(0,28715∙587,9)=8,214 кг/м3.
Удельная теоретическая работа, затраченная компрессором (из расчёта компрессора): ℓк t = 298,2 кДж/кг.
Удельная теоретическая работа сжатия воздуха компрессора на охлаждение ГТ:
ℓк t (5) = 163,8 кДж/кг;
ℓк t (7) = 199,4 кДж/кг;
ℓк t (10) = 242,3 кДж/кг;
ℓк t (15) = ℓк t ВВТО = 298,2 кДж/кг.
Газовая турбина
Плотность воздуха при температуре рабочего тела в конце изоэнтропийного процесса ГТ:
ρ 4 В=(p4 ∙ 102) / (RВ ∙ T4 t )=(1,00685∙102)/(0,28715∙846)=0,414 кг/м3.
Плотность газов за ГТ (на входе в КУ):
ρ Г КУ=(p4 ∙ 102) / (RГ ∙ T4)=(1,00685∙102)/(0,2939∙ 802,4)=0,4269 кг/м3.
Средняя плотность газов камеры сгорания в ГТ:
ρСРГТ=(ρ3 + ρГ КУ)/2=(2,8773+0,4269)/2=1,6521 кг/м3.
Удельная работа воздуха охлаждения ГТД в теоретическом процессе:
ℓt (5)ГТ= h4 t – h2 (5)=872,65-445,1=427,8 кДж/кг;
ℓt (7)ГТ= h4 t – h2 (7)=872,65-485,9=387 кДж/кг;
ℓt (10)ГТ= h4 t – h2 (10)=872,65-535,3=337,6 кДж/кг;
ℓt (15)ГТ= h4 t – h2 (15)=872,65-594,5=278,4 кДж/кг;
ℓt ВВТОГТ= h4 t – h2 ВВТО=872,65-424,6=448,3 кДж/кг.
Средняя плотность охлаждающего воздуха в ГТ:
ρ 2 (5)ГТ= (ρ 2 (5) + ρ 4 В)/2=(4,115+0,414)/2=2,265 кг/м3;
ρ 2 (7)ГТ= (ρ 2 (7) + ρ 4 В)/2=(5,027+0,414)/2=2,721 кг/м3;
ρ 2 (10)ГТ= (ρ 2 (10) + ρ 4 В)/2=(6,269+0,414)/2=3,342 кг/м3;
ρ 2 (15)ГТ= ρ 2 ВВТОГТ =(ρ 2 (15) + ρ 4 В)/2=(8,214+0,414)/2=4,314 кг/м3.
Оценка мощности первичных двигателей.
Действительная удельная работа газов в ГТ:
ℓТ= h3 – h4 Г ОХЛ=1949,66-998,26=951,4 кДж/кг.
Электрическая мощность одной ГТУ:

Электрическая мощность паротурбинной установки:

Электрическая мощность ПГУ:
NЭ ПГУ = 2 ∙ NЭГТУ + NЭ ПТУ = 2 ∙ 110 + 103,74 = 323,74 МВт.
Оценка расхода топлива на ГТУ.
Массовый расход газов за ГТ:

Количество воздуха, минимально необходимое для полного горения
при = 1:
L0= V0 ∙(ρНВ / ρ ПГ)=9,4012∙(1,275/0,7231)=16,577 кг/кг.
Количество воздуха в продукте сгорания топлива:
∆LB=∆VB ∙(ρНВ / ρ ПГ)=5,6407∙(1,275/0,7231)=9,946 кг/кг.
Расход топлива:
ВТ =GТ / (1 + КС ∙ L0)=204,846/(1+1,6∙16,577) =7,443 кг/с.
Объемный расход топлива в КС при заданной электрической нагрузке ГТУ:
VПГ= BТ / ρ ПГ=7,443/0,7231=10,293 м3/с.
Расчет расходов воздуха компрессора.
Суммарный массовый расход воздуха компрессора:
GКД=GТ – ВТ=204,846-7,443=197,403 кг/с.
Приведенный расход воздуха компрессора:
GВ ПР= G ∙ (pПР / pН) ∙ [(z / zПР) ∙ (R/RПР)∙(TН/TПР)]0,5=197,403∙(1,013/0,99992)∙[(0,28715/0,287)∙(273,15/293)]0,5=193,143 кг/с.
Суммарный объемный расход воздуха компрессора:
VКД= GКД / ρНВ=197,403/1,275=154,826 м3/с.
Объемные расходы воздуха, отбираемого из компрессора:
VВО 5Д=0,0003 ∙ VКД=0,0003∙154,826 = 0,04645 м3/с.
VВО7 Д=0,002 ∙ VКД=0,002∙154,826 =0,30965 м3/с.
VВО10 Д=0,026 ∙ VКД=0,026∙154,826 =4,02548 м3/с.
VВО15 Д=0,058 ∙ VКД=0,058∙154,826 =8,97991 м3/с.
VВВТО Д=0,044 ∙ VКД=0,044∙154,826 =6,81234 м3/с.
Массовые расходы воздуха, отбираемого из компрессора:
GВО 5Д= VВО 5Д ∙ ρ 2 (5)ГТ=0,04645∙2,265=0,105 кг/с.
GВО 7Д= VВО 7Д ∙ ρ 2 (7)ГТ=0,30965∙2,721=0,843 кг/с.
GВО 10Д= VВО 10Д ∙ ρ 2 (10)ГТ=4,02548∙3,342=13,453 кг/с.
GВО 15Д= VВО 15Д ∙ ρ 2 (15)ГТ=8,97991∙4,314=38,739 кг/с.
GВВТО= VВВТОД ∙ ρ 2 ВВТОГТ=6,81234∙4,314=29,388 кг/с.
Действительный массовый расход воздуха в КС:
GВ КС= GКД – (GВО 5Д + GВО7 Д + GВО10Д + GВО15Д + GВВТОД)=
= 197,403-(0,105+0,843+13,453+38,739+29,388)=114,875 кг/с.
Расчёт внутренней мощности компрессора.
Теоретическая мощность, затраченная на воздух, поступающий в КС:
N О В КС= GВ КС ∙ ℓк t=114,875 ∙ 298,2 = 34255,7 кВт.
Теоретическая мощность, затраченная на потоки воздуха охлаждения ГТД:
N ОК (5)= GВО 5Д ∙ ℓк t (5)=0,105∙163,8=17,2 кВт.
N ОК (7)= GВО 7Д ∙ ℓк t (7)=0,843∙199,4=168,1 кВт.
N ОК (10)= GВО 10Д ∙ ℓк t (10)=13,453∙242,3=3260 кВт.
N ОК (15)= GВО 15Д ∙ ℓк t (15)=38,739∙298,2=11552 кВт.
N ОК ВВТО= GВВТОД ∙ ℓк t ВВТО=29,388∙298,2=8763,5 кВт.
Суммарная мощность воздуха охлаждения:
∑(N О В ОХЛ)I= N ОК (5) + N ОК (7) + N ОК (10) + N ОК (15) + +N ОК ВВТО=17,2+168,1+3260+11552+8763,5=23760,8 кВт.
Внутренняя мощность компрессора:
NI К=(N О В КС +∑(N О В ОХЛ)I) / ηOI К=(34255,7+23760,8)/0,87=66685,6 кВт.
Расчет мощности газовой турбины.
Электрическая мощность газовой турбины:
NЭ ГТ= NЭ ГТУ + NI К=110000+66685,6=176685,6 кВт.
Теоретическая мощность, развиваемая газами камеры сгорания:
NO КС = NЭ ГТ / (ηOI ГТ ∙ η М ГТ ∙ η Г ГТ) + ∑(N О В ОХЛ)I =
=176685,6 / 0,883 ∙ 0,98 ∙ 0,983 + 23760,8 = 231472,5 кВт.
Теоретическая мощность газовой турбины:
NO ГТ= NO КС - ∑(N О В ОХЛ)I=231472,5 - 23760,8 = 207711,7 кВт.
Внутренняя мощность газовой турбины:
Ni ГТ = NO ГТ ∙ ηOI ГТ = 207711,7 ∙ 0,883 = 183409,4 кВт.
Расчет экономических показателей ГТУ.
Удельный расход действительного топлива на ГТУ:
bТГТУ=3600 ∙ (BТ ∙ 1000)/ NЭ ГТУ=3600∙(7,443∙1000)/110000=243,6 г / (кВт∙ч).
Расход условного топлива на ГТУ:
BУ.Т.= BТ ∙ QРН / Q У.Т.=7,443∙49080/29300=12,468 кг/с.
Удельный расход условного топлива на ГТУ:
(bТГТУ)У.Т.= 3600 ∙ (BУ.Т. ∙ 1000)/ NЭ ГТУ=3600∙(12,468∙1000)/110000=408 г / (кВт∙ч).
Абсолютный (термический) КПД обратимого цикла ГТУ:
ηtГТУ=[(h3 – h4 t) – (h2 t – h1)] / (h3 – h2 t)=
= [(1949,66-872,65)-(555-256,8)]/(1949,66-555) = 0,558.
Относительный внутренний КПД необратимого (реального) цикла ГТУ:

Относительный эффективный КПД ГТУ:
η ОЕ ГТУ= ηi ГТУ ∙ η М ГТУ=0,431∙0,98=0,422.
Относительный электрический КПД ГТУ:
ηОЭГТУ= ηiГТУ∙η М ГТУ∙η Г ГТУ=0,431∙0,98∙0,983=0,407.
Внутренняя мощность ГТУ:
NI ГТУ = NI ГТ – NI К = 183409,4 – 66685,6 = 116723,8 кВт.
Электрическая мощность на клеммах электрогенератора:
NЭ ГТУ = NI ГТУ ∙ η М ГТУ ∙ η Г ГТУ = 116723,8 ∙ 0,98 ∙ 0,983 = 112444,7 кВт.
Коэффициент полезной работы:
φ = NЭ ГТУ / NI ГТ = 112444,7 /183409,4 = 0,613.
Расчёт расходов продуктов сгорания из ГТ в котёл-утилизатор.
Объём сухих трёхатомных газов:
VRO2Д = VRO2 ∙ VПГ = 0,993 ∙ 10,293 = 10,221 м3/с.
Объём азота:
VN2Д = V0N2 ∙ VПГ = [0,79∙ V0 + (N2/100)] ∙ VПГ =
=[0,79 ∙ 9,4012 +(0,63/100)]∙10,293 = 76,51 м3/с.
Объём водяных паров:
VH2OД=VH2O∙VПГ=[0,01∙(2∙СН4+3∙С2Н6+4∙С3Н8+5∙С4Н10+0,124∙dГ)+0,0161∙V0∙4]∙VПГ =
=[0,01∙(2∙98+3∙0,45+4∙0,1+5∙0,02+0,124∙8)+0,0161∙9,4012∙3,559]∙10,293 =
= 26,012 м3/с.
Действительный избыток воздуха на входе в КУ:
∆VBД = ∆VB ∙ VПГ = (4 – 1) ∙ V0 ∙ VПГ = (3,559– 1) ∙ 9,4012 ∙ 10,293 = 247,626 м3/с.
Действительный суммарный объём продуктов полного сгорания:
VГД = VRO2Д + VN2Д + VH2OД + ∆VBД =10,221+76,51+26,012+247,626 = 360,369 м3/с.
Действительный суммарный расход в КУ из ГТ продуктов полного сгорания:
GГД = VГД ∙ ρГ КУ = 360,369 ∙ 0,4269 = 153,842 кг/с.
Действительный массовый расход воздуха из ГТ в котёл-утилизатор:
GГ КУ = GГД + (GВО 5Д + GВО7 Д + GВО10Д + GВО15Д +GВВТОД) =
= 153,842 + (0,105 + 0,843 + 13,453 +38,739 +29,388) = 236,37 кг/с.
Тепловой расчёт
котла-утилизатора (КУ).
Выбор температурных напоров в пинч-пунктах и опорных параметров КУ.
Вода, пар.
Давление в барабане контура низкого давления (давление в интегрированном деаэрационном устройстве котла-утилизатора) задаётся: pБНД = 7,26 бар.
Давление в барабане контура высокого давления задаётся: pБВД = 75,41 бар.
Давление основного конденсата на стороне напора конденсатного электронасоса (КЭН) определяется по характеристикам (КЭН): pКЭН = 24 бар.
Потеря давления основного конденсата в конденсаторе пара уплотнений (КПУ) паровой турбины: ΔpКПУ = 1 бар.
Давление питательной воды на выходе из узла смешения газового подогревателя конденсата (ГПК) (на входе в КУ):
p ПВ до ГПК = p КЭН – ∆ pКПУ =24 -1 = 23 бар.
Температура основного конденсата за конденсатором паровой турбины:
tОК = 9 OC.
Величина подогрева основного конденсата в КПУ: ∆ t КПУ = 4 OC.
Температура основного конденсата за КПУ: t за КПУ = tОК + ∆ t КПУ = 9 + 4 = 13 OC.
Температура питательной воды на входе в ГПК КУ: t до ГПК = 65 OC.
Расход пара в коллектор СН из контура НД (не более 3 %): DCH = 3 %.
Теплосодержание пит. воды на выходе из узла смешения ГПК определяется по таблицам воды и пара: h до ГПК = hs(tдо ГПК , p ПВ до ГПК) = 272,2 кДж/кг.
Температурные напоры в пинч-пунктах.
Температурный напор в пинч-пункте на выходе питательной воды из ГПК принимается: δtГПК = 12 OC (согласно требованиям).
Температурный напор в пинч-пункте на выходе пара контура НД из пароперегревателя НД принимается: δtППНД = 12 OC (согласно требованиям).
Температурный напор в пинч-пункте на входе питательной воды в экономайзер ВД принимается: δtЭВД = 12 OC (согласно требованиям).
Температурный напор в пинч-пункте на выходе пара контура ВД из пароперегревателя ВД принимается: δtППВД = 45 OC (по данным эксплуатации).
Газ на входе в котёл-утилизатор.
Из расчёта газотурбинного двигателя:
Массовый расход газов в котёл-утилизатор: GГ КУ = 236,37 кг/с.
Плотность газов на входе в котёл-утилизатор: ρ Г КУ = 0,4269 кг/м3.
Коэффициент избытка воздуха на входе в КУ: α4 = 3,559.
Давление газов на входе в КУ: p4 = 1,00685 бар.
Температура газов на входе в КУ: θ4 КУ = t4 КУ = 529,3 OC.
Энтальпия газов на входе в КУ (за диффузором): IД = h 4 ОХЛ = 998,26 кДж/кг.
Удельная изобарная теплоёмкость газов на входе в КУ:

Газ на выходе из котла-утилизатора.
Температура газов на выходе из КУ: θ УХ = 100 OC.
Удельная изобарная теплоемкость газов на выходе из КУ:
cp УХ. Г = f(θ УХ) = 1,0546 кДж/(кг ∙ К).
Энтальпия газов на выходе из КУ при θ УХ = 100 OC:
IУХ = (θ УХ +273,15) ∙ cp УХ. Г = (100+273,15) ∙1,0546 = 393,52 кДж/кг.
Энтальпия газов на выходе из КУ при tНВ:
IГ НВ= tНВ ∙ cp УХ. Г = (0+273,15) ∙ 1,0546 = 288,06 кДж/кг.
Аэродинамическое сопротивление КУ принимаем согласно рекомендациям:
∆pКУ = 0,0086 бар.
Расчёт контура высокого давления.
Расчёт питательного электронасоса (ПЭН).
Параметры питательной воды на входе в ПЭН по таблицам воды и пара, f(pБНД):
t’БНД = 166,45 OC;
h’БНД = 703,65 кДж/кг;
υ’БНД = 0,0011098 м3/кг.
Плотность питательной воды:
ρ’БНД = 1/ υ’БНД = 1/ 0,0011098 = 901,06 м3/кг.
Высота столба воды на стороне всасывания задаётся: HПЭН = 22 м.
Кавитационный запас насоса принят по нормам: ∆ pВС = 10 кПа.
Давление ПЭН:
∆pПЭН = pБВД - pБНД = 75,41 – 7,26 = 68,15 бар.
Давление питательной воды на стороне всасывания насоса:
pВС ПЭН = pБНД + (ρ’БНД ∙g∙HПЭН)∙10 – 3 – ∆ pВC =
= 726 + (901,06 ∙9,81 ∙22)∙10 – 3 – 10 = 910,467 кПа.
Температура питательной воды на стороне всасывания: tВС ПЭН = t’БНД = 166,45 OC.
Удельный объём воды на стороне всасывания насоса определяется по таблицам воды и пара: υВС = hs(pВС ПЭН , sБНД) = 0,0011097 м3/кг.
Энтропия на стороне всасывания насоса определяется по таблицам воды и пара:
sВС = hs(pВС ПЭН , tВС ПЭН) = 2,0068 кДж/(кг ∙ К).
Давление питательной воды на стороне напора питательного насоса:
pН ПЭН = pПЭН = pБВД = pБНД + ∆pПЭН = 726 + 6815 = 7541 кПа.
Температура питательной воды на стороне напора питательного насоса определяется по таблицам воды и пара: tПЭН = tН ПЭН = hs(sВС , pН ПЭН) = 167,3 OC.
Удельный объём на стороне напора насоса определяется по таблицам воды и пара: υН = hs(pН ПЭН , tН ПЭН) = 0,0011057 м3/кг.
Средний удельный объём воды в насосе:
υПЭН = (υВС + υН)/2 = (0,0011097+0,0011057)/2 = 0,0011077 м3/кг.
По справочным (паспортным) данным определяем КПД питательного насоса:
η еПЭН = 0,84.
Повышение энтальпии воды в насосе:

Теплосодержание питательной воды на стороне напора:
hПЭН = h’ БНД + ∆hПЭН = 703,65 + 8,49 = 712,14 кДж/кг.
Расчёт расхода и параметров пара, генерируемого контуром ВД.
Температура газов за поверхностью экономайзера высокого давления (ЭВД):
ΘЭВД = tПЭН + δtЭВД = 167,3 + 12 = 179,3 OC.
Энтальпия газов за поверхностью ЭВД:
I за ЭВД = cpг 4 ∙ θЭВД = 1,244 ∙ (179,3+273,15) = 562,85 кДж/кг.
Температура пара контура ВД (за пароперегревателем высокого давления):
tКУ ВД = θ4 КУ + δtППВД = 529,3 + 45 = 574,3 OC.
Теплосодержание пара контура ВД (за ППВД) определяется по таблицам воды и пара: hКУ ВД = hs(pБВД , tКУ ВД) = 3584,66 кДж/кг.
Расход пара контура высокого давления:

Параметры пара перед стопорным клапаном паровой турбины.
Давление: pО ВД = pППВД = 68,6 бар.
Температура вследствие тепловых потерь в паропроводах от котла-утилизатора до паровой турбины будет несколько ниже температуры пара контура высокого давления: tО ВД = t4 КУ – 10 OC = 529,3 – 10 = 519,3 OC.
Теплосодержание определяется по таблицам воды и пара:
hО ВД = hs(pППВД, tО ВД) = 3459,43 кДж/кг.
Оценка расхода питательной воды в котёл-утилизатор.
Долю непрерывной продувки из барабана высокого и низкого давления принимаем:
α ПР БВД = α ПР БНД = 1%
Долю производительности контура низкого давления от производительности контура высокого давления принимаем по рекомендациям: αКУ НД = 31,9 %.
Расход пара контура низкого давления:
DКУ НД = (α КУ НД / 100) ∙ DКУ ВД = (31,9/100) ∙ 36,187 = 11,544 кг/с.
Расход питательной воды на котёл-утилизатор:
WПВ = 1,01∙ DКУ ВД + 1,01∙ DКУ НД = 1,01∙ 36,187+ 1,01∙ 11,544 = 48,208 кг/с.
Расчёт расширителя непрерывной продувки высокого
давления (РНП ВД).
Расход продувочной воды из барабана высокого давления (БВД):
WПР БВД = (α пр БВД / 100) ∙ DКУ ВД = (1/100) ∙ 36,187=0,362 кг/с.
Теплосодержание продувочной воды из БВД определяется по таблицам воды и пара: h’БВД = hs(pБВД) = 1294,7 кДж/кг.
Теплосодержания насыщенного пара (h’’РВД) и воды в состоянии насыщения (h’РВД ) в РНП определяются по таблицам воды и пара (по давлению в расширителе pБВД = 7,5 бар):
h РВД = h’БВД = 1294,7 кДж/кг;
h’РВД = hs(pБВД) = 709,4 кДж/кг:
h’’РВД = hs(pБВД) = 2765,7 кДж/кг.
Степень сухости пара до сепарации в РНП:

Расход воды в РНП из БВД:
W’РВД = (1 – x РВД) ∙ WПР БВД = (1- 0,285) ∙ 0,362 = 0,259 кг/с.
Расход пара в РНП из БВД:
D’’РВД = x РВД ∙ WПР БВД = 0,285 ∙ 0,362 = 0,103 кг/с.
Степень сухости пара, поступающего из РНП в БНД после дросселирования и сепарации продувочной воды, принимаем по рекомендациям: x НД = 0,95.
Теплосодержание влажного пара, направляемого в БНД:
hНД = x НД ∙ h’’РВД + (1 – x НД)∙ h’РВД = 0,95 ∙ 2765,7 + (1 – 0,95)∙ 709,4 = 2662,89 кДж/кг.
Расход влажного пара, направляемого в БНД:
D НД = D’’РВД + (1 – x НД) ∙ W’РВД = 0,103 + (1 – 0,95) ∙ 0,259 = 0,116 кг/с.
Расход сепарата из РНП ВД в РНП НД:
WРВД = W’РВД – (1 – x НД) ∙ W’РВД = x НД ∙ W’РВД = 0,95 ∙ 0,259 = 0,246 кг/с.
Расчёт пароводяного тракта контура низкого давления (НД) двухконтурного котла-утилизатора (КУ).
Температура газов за поверхностью испарителя низкого давления (ИНД):
θИНД = t’БНД + δtГПК = 166,45 + 12 = 178,45 OC.
Энтальпия газов за поверхностью ИНД:
I за ИНД = cpг 4 ∙ θИНД = 1,244 ∙ (178,45 + 273,15) = 561,79 кДж/кг.
Температура перегретого пара на выходе из контура НД (ППНД):
tПП НД = θЭВД – δtЭВД = 179,3 – 12 =167,3 OC.
Теплосодержание перегретого пара на выходе из ППНД определяется по таблицам воды и пара: hПП НД = hs(pБНД , tПП НД) = 2766,5 кДж/кг.
Энтальпия газов на выходе из котла:
I за ГПК = (θ УХ +273,15) ∙ cp УХ. Г = (100+273,15) ∙1,0546 = 393,52 кДж/кг.
Теплосодержание питательной воды на выходе из узла смешения ГПК определяется по таблицам воды и пара:
h до ГПК = hs(tдо ГПК , p ПВ до ГПК) = 273,9 кДж/кг.
Теплосодержание питательной воды на выходе из КПУ ПТ определяется по таблицам воды и пара:
h за КПУ = hs(tза КПУ , p ПВ до ГПК) = 54,6 кДж/кг.
Расход питательной воды на КУ:

Расход питательной воды рециркуляции, подаваемой рециркуляционным электронасосом (РЭН) в узел смешения перед ГПК:

Расчёт расширителя непрерывной продувки
низкого давления (РНП НД).
Расход непрерывной продувки из БНД:
WПР БНД = (α ПР БНД / 100) ∙ DКУ НД = (1 / 100) ∙ 11,544 = 0,115 кг/с.
Теплосодержание смеси в РНП:

Давление в расширителе непрерывной продувки задано: pБНД = 1,013 бар.
Теплосодержания насыщенного пара (h’’РНД) и воды в состоянии насыщения (h’РНД ) в РНП определяются по таблицам воды и пара (по давлению в расширителе pБНД = 1,013 бар):
h’РНД = hs(pРНД) = 418,9 кДж/кг;
h’’РНД = hs(pРНД) = 2675,5 кДж/кг.
Степень сухости пара до сепарации в РНП:

Суммарный приход среды в РНП ВД до сепарации:
W РНД = WПР БНД + WРВД = 0,115 + 0,246 = 0,361 кг/с.
Расход влаги в РНП до сепарации:
W’РНД = (1 - x РНД) ∙ W РНД = (1 – 0,123) ∙ 0,361 = 0,317 кг/с.
Расход пара в РНП до сепарации:
D’’РНД = x РНД ∙ W РНД = 0,123 ∙ 0,361 = 0,044 кг/с.
Степень сухости выпара РНП НД принимаем: x ВЫПАР = 0,95.
Теплосодержание выпара РНП НД:
hВЫПАР = x ВЫПАР ∙h’’РНД+(1–x ВЫПАР)∙h’РНД =0,95∙2675,5+(1 – 0,95)∙418,9 = 2562,67 кДж/кг.
Расход выпара РНП НД в атмосферу:
D ВЫПАР = D’’РНД + (1 - x ВЫПАР) ∙ W’РНД= 0,044 + (1 – 0,95) ∙ 0,317 = 0,06 кг/с.
Расход отсепарированной воды в РНП НД и сбрасываемой в канализацию (с теплосодержанием h’РНД):
WРНД = W’РНД - (1 - x ВЫПАР) ∙ W’РНД = x ВЫПАР ∙ W’РНД = 0,95 ∙ 0,317 = 0,301 кг/с.
Расчёт потерь пара и конденсата в паросиловом цикле.
Расход пара через стопорный клапан (СК) высокого давления цилиндра высокого давления (ЦВД):
DО ВД = 2 ∙ DКУ ВД / 1,03 = 2 ∙ 36,187 / 1,03 = 70,266 кг/с.
Нормированная величина потерь пара в паросиловом цикле:
DУТ = 0,02 ∙ DО ВД = 0,02 ∙ 70,266 = 1,405 кг/с.
Расход пара на концевые уплотнения паровой турбины и эжекторы:
D УПЛ + DЭЖ = 0,01 ∙ DО ВД = 0,01 ∙ 70,266 = 0,703 кг/с.
Расход добавочной воды в паротурбинный цикл:
WДОБ = DУТ + 2∙ (WПР БНД + WПР БВД) = 1,405 +2∙ (0,115 + 0,362) = 2,359 кг/с.
Расчёт экономических показателей котла-утилизатора.
Количество теплоты, переданное газами в котле-утилизаторе:
QКУ = GГ КУ ∙ (IД – I за ГПК) = 236,37 ∙ (998,26 – 393,52) = 142942,4 кВт.
КПД котла-утилизатора (коэффициент утилизации тепла уходящих газов ГТУ):

3.Тепловой расчёт паровой турбины.
Расчёт параметров процесса в h,s-диаграмме ЦВД
до камеры смешения.
Параметры пара перед стопорным клапаном паровой турбины.
Из расчёта котла-утилизатора:
Давление: pО ВД = pППВД = 68,6 бар.
Температура: tО ВД = 519,3 OC.
Теплосодержание определяется по таблицам воды и пара: hО ВД = 3459,43 кДж/кг.
Энтропия: sО ВД= h,s(pО ВД , tО ВД) = 6,8703 кДж/(кг∙K).
Удельный объём: υО ВД = h,s(pО ВД , tО ВД) = 0,05077 м3/кг.
Расчет процесса расширения пара в проточной части ЦВД
до камеры смешения (ступени № 114).
Принимаем потери в паровпускных органах ЦВД равными 4%.
Давление пара перед соплами первой ступени:
pО’ ВД = 0,96 ∙ pО ВД = 0,96 ∙ 68,6 = 65,856 бар.
Параметры пара перед соплами первой ступени ЦВД определяются по таблицам воды и пара:
tО’ ВД = h,s(p О’ ВД , hО ВД) = 518,1 OC.
sО’ ВД = h,s(p О’ ВД , hО ВД) = 6,8882 кДж/(кг∙K).
υО’ ВД = h,s(p О’ ВД , hО ВД) = 0,05288 м3/кг.
Опорные величины расчетного режима 1-й 14-й ступеней ЦВД для вычислений по формуле Стодолы-Флюгеля
- номинальный расход: D00 = 85,275 кг/с;
- номинальное начальное давление: p00 = 66,435 бар;
- номинальное конечное давление: p20 = 6,04 бар.
Расход пара через сопла первой ступени ЦВД (из двух котлов-утилизаторов) определено ранее при расчёте котла-утилизатора: DО ВД = 70,266 кг/с.
Давление за 14-ой ступенью ЦВД (по формуле Стодолы-Флюгеля для докритического режима работы группы ступеней):

Параметры пара в изоэнтропийном процессе расширения пара за ступенью №14 ЦВД определяются по таблицам воды и пара:
tа 1-14 = h,s(sО' ВД , p21-14) = 421,6 OC.
hа 1-14 = h,s(sО' ВД , p21-14) = 3269,9 кДж/(кг∙K).
υа 1-14 = h,s(sО' ВД , p21-14) = 0,08334 м3/кг.
Располагаемый тепловой перепад ступеней ЦВД № 114:
H01-14 = hО ВД – hа1-14 = 3459,43 – 3269,9 = 189,53 кДж/кг.
Средний удельный объём пара в проточной части ступеней № 114 ЦВД:
υср = (υО´ ВД ∙ υа 1-14)0,5 = (0,05288 ∙ 0,08334)0,5 = 0,06639 м3/кг.
Относительный внутренний КПД ступеней ЦВД № 114:

Полезно использованный тепловой перепад в ступенях № 114:
Hi1-14 = оi1-14 ∙ H01-14 = 0,855 ∙ 189,53 = 162,05 кДж/кг.
Теплосодержание пара на выходе из 14-ой ступени ЦВД в действительном процессе:
h2 1-14 = hО ВД – Hi1-14 = 3459,43 – 162,05 = 3297,38 кДж/кг.
Параметры пара в действительном процессе на выходе из ЦВД определяются по таблицам воды и пара:
t2 1-14 = h,s(p21-14, h2 1-14) = 433,5 OC.
s2 1-14 = h,s(p21-14, h2 1-14) = 6,9274 кДж/(кг∙K).
υ2 1-14 = h,s(p21-14, h2 1-14) = 0,08503 м3/кг.
Расчёт параметров пара в камере смешения ЦВД.
Расчетные (проектные) данные камеры смешения ЦВД.
Суммарный расход пара из камеры смешения в расчетном режиме (исходя из проектных данных): DСМ 0 = 105,275 кг/с.
Давление пара в камере смешения в расчетном режиме (исходя из проектных данных): pСМ 0 = 6,5 бар.
Расчет параметров пара в камере смешения ЦВД.
Давление пара ЦВД на входе в камеру смешения (из расчёта процесса расширения в ЦВД до камеры смешения): p21-14 = 36,947 бар.
Расход пара контура НД в камеру смешения (в работе два котла-утилизатора):
D0 НД = DПП НД – DСН = DПП НД – 0,006 ∙ DПП НД = 0,994 ∙ 2 ∙ 11,544 = 22,949 кг/с.
Расход пара из камеры смешения через 15-ю 19-ю ступени ЦВД:
DСМ = D0 НД + DО ВД = 22,949 + 70,266 = 93,215 кг/с.
Давление пара в камере смешения (перед 15-ой ступенью ЦВД):
pСМ = (DСМ / DСМ 0) ∙ pСМ 0 = 93,215/105,275 ∙ 6,5 = 5,755 бар.
Теплосодержание пара на входе в 15-ю ступень ЦВД:

Расчет процесса в проточной части ЦВД после камеры смешения.
Параметры пара на входе в 15-ю ступень ЦВД определяются по таблицам воды и пара:
t СМ = h,s(pСМ , h СМ) = 350,1 OC.
s СМ = h,s(pСМ , h СМ) = 7,5685 кДж/(кг∙K).
υ СМ = h,s(pСМ , h СМ) = 0,49566 м3/кг.
Давление пара за последней ступенью ЦВД (по формуле Стодолы - Флюгеля):

Параметры в изоэнтропийном процессе расширения за ступенью №19 (за ЦВД) определяются по таблицам воды и пара:
tаЦВД = h,s(s СМ, p2nЦВД) = 178,1 OC.
xаЦВД = h,s(s СМ, p2nЦВД) = — (так как пар находится в перегретом состоянии).
yаЦВД = h,s(s СМ, p2nЦВД) = — (так как пар находится в перегретом состоянии).
hаЦВД = h,s(s СМ, p2nЦВД) = 2829,7 кДж/кг.
υаЦВД = h,s(s СМ, p2nЦВД) = 1,44369 м3/кг.
Располагаемый тепловой перепад ступеней ЦВД № 1519:
H015-19 = h СМ – hаЦВД = 3166,68 – 2829,7 = 336,98 кДж/кг.
Средний удельный объём пара в проточной части ступеней № 1519 ЦВД:
υср = (υСМ ∙ υа ЦВД)0,5 = (0,49566 ∙ 1,44369)0,5 = 0,84592 м3/кг.
Относительный внутренний КПД ступеней ЦВД № 1519:

Полезно использованный тепловой перепад в ступенях ЦВД № 1519:
Hi15-19 = оi15-19 ∙ H015-19 = 0,901 ∙ 336,98 = 303,62 кДж/кг.
Теплосодержание пара на выходе из ЦВД в действительном процессе:
h2 ЦВД = h СМ – Hi15-19 = 3166,68 – 303,62 = 2863,06 кДж/кг.
Параметры пара в действительном процессе на выходе из ЦВД определяются по таблицам воды и пара:
t2 ЦВД = h,s(p2nЦВД, h 2 ЦВД) = 194,8 OC.
s2 ЦВД = h,s(p2nЦВД, h 2 ЦВД) = 7,6414 кДж/(кг∙K).
x2 ЦВД = h,s(p2nЦВД, h 2 ЦВД) = — (так как пар находится в перегретом состоянии).
y2 ЦВД = h,s(p2nЦВД, h 2 ЦВД) = — (так как пар находится в перегретом состоянии).
υ2 ЦВД = h,s(p2nЦВД, h 2 ЦВД) = 1,49956 м3/кг.
Расчет параметров пара перед соплами ЦНД.
Потеря давления пара p2 ЦВД в перепускных трубах (ресиверах) из ЦВД в ЦНД и в выносных сепараторах:
∆p2 = 0,02 ∙ p2nЦВД = ∆pРЕС + ∆pС = 0,02 ∙ 1,451= 0,029 бар.
Давление пара на входе в сопла первой ступени ЦНД:
pО ЦНД = p2nЦВД – ∆p2 = 1,451 – 0,029 = 1,422 бар.
КПД сепаратора принимается: = 0,98.
Массовый расход влаги на входе в сепаратор:
G2I = y2 ЦВД ∙ D2ЦВД = 0 ∙ 93,215 = 0 кг/с.
Масса отсепарированной влаги:
GСЕП = φ ∙ G2I = 0,98 ∙ 0 = 0 кг/с.
Масса влаги, оставшаяся в потоке пара после сепаратора (на входе в сопла первой ступени ЦНД):
G0I ЦНД = G2I – GСЕП = 0 – 0 = 0 кг/с.
Расход насыщенного пара из сепараторов в ЦНД:
D0ЦНД = D2II + G0I ЦНД = 93,215 + 0 = 93,215 кг/с.
Степень сухости пара на входе в ЦНД:
x0 ЦНД = D2II / D0ЦНД = 93,215/ 93,215 = 1.
Параметры пара на входе в сопла первой ступени ЦНД определяются по таблицам воды и пара:
h 0 ЦНД = h,s(p 0 ЦНД , x0 ЦНД) = 2863,06 кДж/кг.
t 0 ЦНД = h,s(p 0 ЦНД , x0 ЦНД) = 194,77 OC.
s 0 ЦНД = h,s(p 0 ЦНД , x0 ЦНД) = 7,6522 кДж/(кг∙K).
υ 0 ЦНД = h,s(p 0 ЦНД , x0 ЦНД) =1,54157 м3/кг.
Расчёт процесса в проточной части ЦНД.
Расход пара из ЦНД в конденсатор: DК = D0ЦНД = 93,215 кг/с.
Массовый расход охлаждающей воды в конденсатор (принимаем по характеристикам конденсатора): WЦВ = 21000 т/ч = 5833,3 кг/с.
Температура циркуляционной (охлаждающей) воды на входе в конденсатор (принимается по условиям водоснабжения и времени года): tЦВ = 4 OC.
Абсолютное давление пара и температура пара в конденсаторе (принимается по характеристикам конденсатора в зависимости от температуры наружного воздуха):
pК = 0,011 бар = 1,1 кПа.
tК = 9 OC.
Параметры пара в изоэнтропийном процессе за последней ступенью ЦНД определяются по таблицам воды и пара:
h а ЦНД = h,s(s 0 ЦНД , p2ЦНД) = 2153,7 кДж/кг.
t а ЦНД = h,s(s 0 ЦНД , p2ЦНД) = 9 OC.
xаЦНД = h,s(s 0 ЦНД , p2ЦНД) = 0,854.
yаЦНД = h,s(s 0 ЦНД , p2ЦНД) = (1- xаЦНД) = (1 – 0,854)∙100% = 14,6 %.
s а ЦНД = h,s(s 0 ЦНД , p2ЦНД) = 7,6522 кДж/(кг∙K).
υ а ЦНД = h,s(s 0 ЦНД , p2ЦНД) = 100,78412 м3/кг.
Располагаемый тепловой перепад ЦНД:
H0ЦНД = h 0 ЦНД – h а ЦНД = 2863,06 – 2153,7 = 709,36 кДж/кг.
Торцевая (аксиальная) площадь выхода потока пара из последней ступени паровой конденсационной турбины К-110-6,5:
ΩZ = π ∙ dСР Z ∙ ℓ2 Z = 3,14 ∙ 2,48 ∙ 960,0∙10–3 = 7,475712 м2.
Веерность последней ступени паровой конденсационной турбины К-110-6,5:
θZ = dСР Z / ℓ2 Z = 2,48 / (960,0 ∙ 10–3) = 2,583.
Потери энергии потока пара с выходной скоростью, покидающего ЦНД:

Коэффициент, учитывающий потери энергии влажного пара в ступенях ЦВД:
kвл = 1 – 0,4∙(1 – γвл)∙ (y0ЦНД + y2ЦНД)∙(H0 ВЛЦНД / H0 ЦНД) =
=1 – 0,4∙(1 – 0,1)∙ (0 + 0,146) ∙ (382,7 / 709,36) = 0,972.
Относительный внутренний КПД ЦНД:

Полезно использованный тепловой перепад ЦНД:
HiЦНД = оi ЦНД ∙ H0 ЦНД = 0,871 ∙ 709,36 = 617,67 кДж/кг.
Теплосодержание пара на выходе из ЦНД в действительном процессе:
hК = h2 ЦНД = h 0 ЦНД – HiЦНД = 2863,06 – 617,67 = 2245,39 кДж/кг.
Параметры пара на входе в конденсатор определяются по таблицам воды и пара:
pК = 0,011 бар = 1,1 кПа.
hК = 2245,39 кДж/кг.
tК = h,s (pК , hК) = 9 OC.
υК = h,s (pК , hК) = 105,14686 м3/кг.
xК = h,s (pК, hК) = 0,854.
yК = h,s (pК , hК) = (1- xК) = (1 – 0,854) ∙ 100% = 14,6 %.
sК = h,s (pК , hК) = 7,978 кДж/(кг∙K).
Параметры основного конденсата на выходе из конденсатосборника конденсатора:
- переохлаждение: ∆ tОК = 0,5 OC;
- температура: tОК = tК – Δ tОК = 9 – 0,5 = 8,5 OC;
- давление: pОК = pК = 0,011 бар = 1,1 кПа;
- теплосодержание: hОК = h,s(pОК , tОК) = 35,7 кДж/кг.
Расчёт экономических показателей паротурбинной установки.
Внутренняя мощность паровой турбины:
NiПТ = D0 ВД ∙ Hi1-14 + D СМ ∙ Hi15-19 + 2 ∙ (D0ЦНД/2) ∙ HiЦНД =
= 70,266 ∙ 162,05 + 93,215 ∙ 303,62 + 2 ∙ (93,215/2) ∙ 617,67 = 97264,7 кВт.
Электрическая мощность ПТУ (мощность на клеммах генератора):
NЭПТУ = NiПТ ∙ М ∙ ЭГ = 97264,7 ∙ 0,98 ∙ 0,983 = 93698,9 кВт.
Абсолютный электрический КПД ПТУ:

Абсолютный электрический КПД паросиловой установки (КУ + ПТУ):
ЭПСУ = ЭПТУ ∙ КУ = 0,656 ∙ 0,852 = 0,558.
4.Сводка технико-экономических
показателей ПГУ.
Относительный внутренний КПД ГТ с учетом охлаждения проточной части:
ηOI ГТ = 0,883.
Электрическая мощность газовой турбины: NЭ ГТ = 176685,6 кВт.
Внутренняя мощность газовой турбины: Ni ГТ = 183409,4 кВт.
Абсолютный (термический) КПД обратимого цикла ГТУ: ηtГТУ = 0,558.
Относительный внутренний КПД необратимого (реального) цикла ГТУ: ηiГТУ = 0,441.
Относительный эффективный КПД ГТУ: η ОЕ ГТУ = 0,422.
Относительный электрический КПД ГТУ: ηОЭГТУ = 0,407.
Удельный расход условного топлива на ГТУ: (bТГТУ)У.Т = 408 г / (кВт∙ч).
Коэффициент полезной работы (мощности) ГТУ: = 0,613.
КПД котла-утилизатора (коэффициент утилизации тепла уходящих газов ГТУ): КУ = 0,852.
Внутренняя мощность паровой турбины: NiПТ = 97264,7 кВт.
Электрическая мощность ПТУ (мощность на клеммах генератора): NЭПТУ = 93698,9 кВт.
Абсолютный электрический КПД ПТУ: ЭПТУ = 0,656.
Абсолютный электрический КПД паросиловой установки (КУ + ПТУ): ЭПСУ = 0,558.
Степень бинарности цикла ПГУ: = 1.
Электрическая мощность ПГУ:
NЭ ПГУ = 2×NЭГТУ + NЭ ПТУ = 2×112444,7 + 93698,9 = 318588,3 кВт.
Расход электроэнергии на собственные нужды:
NСНПГУ = 0,0155 ∙ NЭПГУ = 0,0155 ∙ 318588,3 = 4938,1 кВт.
Абсолютный электрический КПД ПГУ (брутто):

Абсолютный электрический КПД ПГУ (нетто):

Удельный расход условного топлива на ПГУ:
(bТПТУ)У.Т = 122,8 / (ЭПГУ)Н = 122,8/ 0,577 = 212,8 г/(кВт∙ч).

Приложенные файлы

  • docx 769684
    Размер файла: 643 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий