- •Спецзадание Принципиальная схема пгу-325
- •Варианты задания и условия (допущения) для расчета пгу при выполнении курсовой работы
- •Тепловой расчет гту.
- •Расчет осевого турбокомпрессора (ок)
- •Расчет потерь давления воздуха в воздухозаборном тракте ок.
- •Вычисление параметров рабочего тела в начале цикла гту.
- •Вычисление параметров рабочего тела в конце адиабатного сжатия без учета отбора воздуха из компрессора.
- •Вычисление параметров воздуха, отбираемого из ок.
- •Расчет удельной работы ок. Расчетные величины воздуха за последней ступенью компрессора в необратимом процессе с учетом отбора воздуха из проточной части компрессора.
- •Расчет параметров воздуха за ок с учетом процессов в спрямляющем аппарате и диффузоре.
- •Тепловой расчёт камеры сгорания (кс).
- •Оценка кпд камеры сгорания.
- •Расчёт характеристик топливного газа.
- •Оценка давления и температуры воздуха в кс.
- •Расчет продуктов сгорания топлива.
- •Расчет теплотехнических параметров смеси, образовавшейся в результате горения.
- •Тепловой расчёт газовой турбины (гт).
- •Расчёт параметров газа перед первой ступенью гт.
- •Расчёт давления газов за последней ступенью гт.
- •Расчёт температуры газов на выходе из последней ступени гт.
- •Без учёта воздуха на охлаждение проточной части гт.
- •С учётом воздуха на охлаждение проточной части.
- •Расчёт температуры газообразного продукта сгорания топливной смеси на выходе из последней ступени гтд (t4) с учётом воздуха на охлаждение проточной части.
- •Кпд газовой турбины.
- •Расчёт мощности гту. Компрессор
- •Газовая турбина
- •Оценка мощности первичных двигателей.
- •Оценка расхода топлива на гту.
- •Расчет расходов воздуха компрессора.
- •Расчёт внутренней мощности компрессора.
- •Расчет мощности газовой турбины.
- •Расчет экономических показателей гту.
- •Расчёт расходов продуктов сгорания из гт в котёл-утилизатор.
- •Тепловой расчёт котла-утилизатора (ку).
- •Выбор температурных напоров в пинч-пунктах и опорных параметров ку.
- •Расчёт контура высокого давления. Расчёт питательного электронасоса (пэн).
- •Расчёт пароводяного тракта контура низкого давления (нд) двухконтурного котла-утилизатора (ку).
- •Расчёт потерь пара и конденсата в паросиловом цикле.
- •Расчёт экономических показателей котла-утилизатора.
- •3.Тепловой расчёт паровой турбины.
- •Расчёт параметров процесса в h,s-диаграмме цвд до камеры смешения.
- •Расчёт параметров пара в камере смешения цвд. Расчетные (проектные) данные камеры смешения цвд.
- •Расчет процесса в проточной части цвд после камеры смешения.
- •Расчет параметров пара перед соплами цнд.
- •Расчёт процесса в проточной части цнд.
- •Расчёт экономических показателей паротурбинной установки.
- •4.Сводка технико-экономических показателей пгу.
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Санкт-Петербургский государственный университет растительных полимеров»
Кафедра теплосиловых установок и тепловых двигателей
Специальность:
Профессор кафедры ТСУ и ТД В.В. Барановский
2011 г.
Семестр IX
Курс V
Группа 452
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине «Промышленные ТЭС»
на тему:
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ
Студента Созонова Виталия Сергеевича
ф.и.о.
Дата выдачи задания 10 сентября 2011
Дата защиты работы
Руководитель работы В.В. Барановский
ф.и.о.
Исходные данные к КУРСОВОЙ РАБОТЕ
Температура наружного воздуха = 0°С; Степень сжатия воздуха в компрессоре = 17
Содержание работы |
Примечание |
1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ГТУ
1.1. Расчет осевого турбокомпрессора (ОК). 1. Расчет потерь давления воздуха в воздухозаборном тракте ОК . 2. Вычисление параметров рабочего тела в начале цикла ГТУ. 3. Вычисление параметров рабочего в конце адиабатного сжатия. 4. Вычисление параметров воздуха, отбираемого из ОК. 5. Расчет удельной работы ОК. 6. Вычисление параметров рабочего тела в конце адиабатного сжатия. 7. Расчет параметров воздуха за ОК (на выходе из диффузора ОК). |
|
1.2. Тепловой расчет камеры сгорания (КС). 1. Оценка КПД КС. 2. Расчет характеристик топливного газа. 3. Расчет продуктов сгорания топлива. 4. Оценка давления и температуры воздуха в КС. 5. Расчет теоретической температуры горения. 6. Расчет действительной температуры горения. |
|
1.3. Тепловой расчет газовой турбины (ГТ). 1. Расчет параметров газа перед первой ступенью ГТ. 2. Расчет давления газов за последней ступенью ГТ. 3. Расчет температуры газов на выходе из последней ступени ГТ. |
|
1.4. Расчет мощности ГТУ. 1. Оценка мощности первичных двигателей ПГУ. 2. Расчет расхода топлива в КС ГТУ. 3. Расчет действительных объемных расходов воздуха компрессора. 4. Расчет действительных массовых расходов воздуха компрессора. 5. Расчет внутренней мощности компрессора. 6. Расчет мощности ГТ. 7. Расчет расхода топлива на ГТУ. 8. Расчет экономических показателей ГТУ. 9. Расчет расходов продуктов сгорания из ГТ в котел–утилизатор. |
|
2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА (КУ) 1. Выбор температурных напоров в пинч-пунктах и опорных параметров КУ. 2. Расчет контура высокого давления. 3. Расчёт пароводяного тракта контура низкого давления. 4. Расчет потерь пара и конденсата в паросиловом цикле. 5. Расчет экономических показателей котла-утилизатора. |
|
3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ паровой турбины 1. Расчет параметров процесса в h,s–диаграмме ЦВД до камеры смешения. 2. Расчет параметров пара в камере смешения ЦВД. 3. Расчет процесса в проточной части ЦВД после камеры смешения. 4. Расчет параметров пара перед соплами ЦНД. 5. Расчет процесса в проточной части ЦНД. 6. Расчет экономических показателей паротурбинной установки. |
|
4. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПГУ |
|
Спецзадание 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. Применить разряжение перед компрессором одинаковым для всех вариантов 100 мм вод. ст.
2. Параметры наружного воздуха:
Температура tн.в.= 0°С;
Относительная влажность
Абсолютная давление
3. Влажность воздуха (изменение по тракту) необходимо посчитать.
4. Теплоту сгорания газа (Q) 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.
5. Температуру топливного газа при расчете температуры горения в камере сгорания (КС) не учитывать.
6. Степень сжатия воздуха компрессором и КПД компрессора не менять.
7. Содержание кислорода за турбиной 15%.
8. Мощность газовой турбины номинальная.
9. В работе - дубль-блок (2хГТУ + ПТУ).
10. Температура газов на входе в котел принять равной температуре газов за турбиной.
11. Воздух на охлаждение турбины:
15 отбор: 1С = 6%; 1Р=3%;
10 отбор: 2С = 1%; 2Р=1%;
10 отбор: 3С = 1%; 3Р=1%.
12. По КУ дано давление в барабанах котла, остальное по «пинч» - точкам (пунктам).
13. Параметры пара перед паровой турбиной равны параметрам пара за котлом-утилизатором.
Тепловой расчет 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 |
98,9 |
0,716 |
35800 |
[1, 3] |
2 |
Этан |
С2Н6 |
0,45 |
1,342 |
64600 |
[1, 3] |
3 |
Пропан |
С3Н8 |
0,01 |
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 |
О2 |
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 |
НВ |
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 |
– |
17 |
[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 |
hМ |
– |
0,98 |
Данные [22] |
2 |
Электрический КПД паротурбинной установки |
hЭГ |
– |
0,983 |
Данные [22] |
|
|
|
|
|
|
Таблица 3. Расчет потерь давления воздуха в воздухозаборном тракте (ВЗТ) компрессора
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размер- ность |
Значение |
Источник, способ определения |
Параметры атмосферного воздуха на входе в КВОУ |
|||||
1 |
Давление |
pНВ |
бар |
1,013 |
Исх. данные |
2 |
Температура |
tНВ |
OC |
15,0 |
Исх. данные |
3 |
Плотность |
ρНВ |
кг/м3 |
1,226 |
ρНВ = (pНВ ∙ 102) / (RВ ∙ TНВ) |
Потери давления рабочего тела в ВЗТ |
|||||
1 |
Потеря давления на фильтре грубой очистки |
∆pФГО |
бар |
0,0028 |
По опытным данным |
2 |
Потеря давления на фильтре тонкой очистки |
∆pФТО |
бар |
0,001 |
По опытным данным |
3 |
Потеря давления в воздуховоде ВЗТ |
∆pВВ |
бар |
0,026 |
По опытным данным |
4 |
Падение давления в конфузорном участке ВЗТ |
∆pКОНФ |
бар |
0,00098 |
По опытным данным) |
5 |
Падение давления в участке ВНА |
∆p |
бар |
0,029 |
принято по рекомендациям |
6 |
Суммарные потери давления воздуха в ВЗТ |
|
бар |
0,05978 |
∆pФГО+∆pФТО+∆pВВ+ ∆pКОНФ+∆p |
Таблица .4. Расчет параметров воздуха компрессора
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размер- ность |
Значение |
Источник, способ определения |
Параметры воздуха на всасе компрессора (перед ВНА) |
|||||
1 |
Давление воздуха на всасе компрессора |
p1 |
бар |
0,94014 |
p1= pНВ - |
2 |
Температура воздуха |
t1 (T1) |
OC (K) |
-16 |
Таблицы, f(πАТМ) |
3 |
Теплосодержание |
h1 |
кДж/кг |
256,8 |
Таблицы, f(t1) |
4 |
Стандартная энтропия |
s01 |
кДж/(кг ∙ К) |
6,5496 |
Таблицы, f(t1) |
5 |
Стандартное отношение относительных давлений |
π01 |
– |
0,8044 |
Таблицы, f(t1) |
6 |
Стандартный (базовый) относительный объем |
θ 01 |
– |
9163,6 |
Таблицы, f(t1) |
7 |
Удельная энтропия |
s1 |
кДж/(кг ∙ К) |
6,5673 |
s01 – R ∙ ℓnp1 |
8 |
Газовая постоянная сухого воздуха |
R |
кДж/(кг ∙ К) |
0,28715 |
Справочные данные |
9 |
Удельный объем |
v1 |
м3/кг |
0,78435 |
RT1 / (p1 ∙ 102) |
Расчетные величины воздуха за последней ступенью компрессора в обратимом процессе без учета отбора воздуха из компрессора |
|||||
1 |
Давление воздуха |
p2 |
бар |
15,982 |
p2 = ε1 p1 |
2 |
Относительное давление |
ε1 |
– |
17 |
p2 / p1 |
3 |
Стандартное отношение относительных давлений |
π02 t |
– |
13,6748 |
π02 t = π01 ∙ ε1 |
4 |
Стандартная энтропия |
s02 t |
кДж/(кг ∙ К) |
7,362 |
Таблицы, f(π02 t) |
5 |
Стандартный (базовый) относительный объем |
θ 02t |
– |
1200,8 |
Таблицы, f(π02 t) |
6 |
Температура воздуха |
t2t (T2t) |
OC (K) |
298,8 572 |
Таблицы, f(π02 t) |
7 |
Теплосодержание |
h2t |
кДж/кг |
577,8 |
Таблицы, f(π02 t) |
8 |
Фактическая удельная энтропия |
s2t |
кДж/(кг ∙ К) |
6,5673 |
s2t = s1 |
9 |
Удельный объем |
v 2t |
м3/кг |
0,1028 |
v 1 ∙ (θ 02 t / θ 01) |
10 |
Удельная работа компрессора в обратимом процессе без учета отбора воздуха из проточной части компрессора |
ℓк t |
кДж/кг |
321 |
h2 t – h1 |
Расчетные величины воздуха за последней ступенью компрессора в необратимом процессе без учета отбора воздуха из компрессора |
|||||
1 |
Удельная работа компрессора в необратимом процессе без учета отбора воздуха из проточной части компрессора |
ℓк |
кДж/кг |
369 |
ℓк t / ηкoi |
2 |
Теплосодержание |
h2 |
кДж/кг |
625,8 |
h1 + ℓк |
3 |
Температура воздуха |
t2
|
OC
|
344,5 |
Таблицы, f(h2) |
4 |
Давление на выходе из компрессора |
p2 |
бар |
15,982 |
ε1 ∙ p1 |
5 |
Базовая энтропия |
s02 |
кДж/(кг ∙ К) |
7,442 |
Таблицы, f(h2t) |
6 |
Изменение энтропии |
∆s |
кДж/(кг ∙ К) |
0,08 |
s02 – s02t |
7 |
Удельная энтропия |
s2 |
кДж/(кг ∙ К) |
6,6473 |
s1 + ∆s |
Расчетные величины воздуха за пятой ступенью компрессора |
|||||
1 |
Давление воздуха за ступенью |
p2 (5) |
бар |
5,954 |
p1 + 5 ∙ ∆pСТ К |
2 |
Отношение давлений |
ε1 (5) |
– |
6,333 |
p2 (5) / p1 |
3 |
Базовое отношение относительных давлений |
π02 t (5) |
– |
5,0943 |
π01 ∙ ε1 (5) |
4 |
Базовая энтропия |
s02 t (5) |
кДж/(кг ∙ К) |
7,0781 |
Таблицы, f(π02 t (5)) |
5 |
Энтальпия в обратимом процессе |
h2t (5) |
кДж/кг |
436 |
Таблицы, f(π02 t (5)) |
6 |
Температура в обратимом процессе |
t2t (5) |
OC (K) |
162,2 435,35 |
Таблицы, f(π02 t (5)) |
7 |
Удельная работа в обратимом процессе |
ℓк t (5) |
кДж/кг |
179,2 |
h2t (5) – h1 |
8 |
Удельная работа в необратимом процессе |
ℓк (5) |
кДж/кг |
206 |
ℓк t (5) / ηкoi |
9 |
Энтальпия в необратимом процессе |
h2 (5) |
кДж/кг |
462,8 |
h1 + ℓк (5) |
10 |
Температура в необратимом процессе |
t2 (5) |
OC (K) |
187,5 |
Таблицы, f(h2 (5)) |
Расчетные величины воздуха за седьмой ступенью компрессора |
|||||
1 |
Давление воздуха за ступенью |
p2 (7) |
бар |
7,9597 |
p1 + 7 ∙ ∆pСТ К |
2 |
Отношение давлений |
ε1 (7) |
– |
8,466 |
p2 (7) / p1 |
3 |
Базовое отношение относительных давлений |
π02 t (7) |
– |
6,81 |
π01 ∙ ε1 (7) |
4 |
Базовая энтропия |
s02 t (7) |
кДж/(кг ∙ К) |
7,1615 |
Таблицы, f(π02 t (7)) |
5 |
Энтальпия в обратимом процессе |
h2t (7) |
кДж/кг |
473,7 |
Таблицы, f(π02 t (7)) |
6 |
Температура в обратимом процессе |
t2t (7) |
OC (K) |
198,2 471,35 |
f(π02 t (7)) |
7 |
Удельная работа в обратимом процессе |
ℓк t (7) |
кДж/кг |
216,9 |
h2t (7) – h1 |
8 |
Удельная работа в необратимом процессе |
ℓк (7) |
кДж/кг |
249,3 |
ℓк t (7) / ηкoi |
9 |
Энтальпия в необратимом процессе |
h2 (7) |
кДж/кг |
506,11 |
h1 + ℓк (7) |
10 |
Температура в необратимом процессе |
t2 (7) |
OC (K) |
229,7 502,85 |
Таблицы, f(h2 (7)) |
Расчетные величины воздуха за десятой ступенью компрессора |
|||||
1 |
Давление воздуха за ступенью |
p2 (10) |
бар |
10,968 |
p1 + 10 ∙ ∆pСТ К |
2 |
Отношение давлений |
ε1 (10) |
– |
11,666 |
p2 (10) /p1 |
3 |
Базовое отношение относительных давлений |
π02 t (10) |
– |
9,384 |
π01 ∙ ε1 (10) |
4 |
Базовая энтропия |
s02 t (10) |
кДж/(кг ∙ К) |
7,2532 |
Таблицы, f(π02 t (10)) |
5 |
Энтальпия в обратимом процессе |
h2t (10) |
кДж/кг |
519 |
Таблицы, f(π02 t (10)) |
6 |
Температура в обратимом процессе |
t2t (10) |
OC (K) |
242,1 515,25 |
Таблицы, f(π02 t (10)) |
7 |
Удельная работа в обратимом процессе |
ℓк t (10) |
кДж/кг |
262,2 |
h2t (10) – h1 |
8 |
Удельная работа в необратимом процессе |
ℓк (10) |
кДж/кг |
301,4 |
ℓк t (10) / ηкoi |
9 |
Энтальпия в необратимом процессе |
h2 (10) |
кДж/кг |
558,9 |
h1 + ℓк (10) |
10 |
Температура в необратимом процессе |
t2 (10) |
OC (K) |
280 553,15 |
Таблицы, f(h2 (10)) |
Расчетные величины воздуха за последней ступенью компрессора в необратимом процессе с учетом отбора воздуха из проточной части компрессора |
|||||
1 |
Относительное давление |
ε1 |
– |
17 |
Исходные данные |
2 |
Давление рабочего тела на выходе из компрессора |
p2 |
бар |
15,982 |
ε1 ∙ p1 |
3 |
Удельная работа компрессора в необратимом процессе |
ℓк |
кДж/кг |
363,6 |
(2.12) |
4 |
Теплосодержание рабочего тела в конце процесса сжатия |
h2 |
кДж/кг |
620,4 |
h1 + ℓк |
5 |
Температура воздуха |
t2 (T2) |
OC (K) |
339,4 612,55 |
Таблицы, f(h2) |
6 |
Базовая энтропия |
s02 |
кДж/(кг ∙ К) |
7,4335 |
Таблицы, f(t2) |
7 |
Приращение энтропии |
∆s |
кДж/(кг ∙ К) |
0,0715 |
s02 – s02t |
8 |
Удельная энтропия |
s2 |
кДж/(кг ∙ К) |
6,6388 |
s1 + ∆s |
9 |
Базовое отношение относительных давлений |
π02 |
– |
17,5634 |
Таблицы, f(t2) |
10 |
Теплоемкость |
cP 2 |
кДж/(кг ∙ К) |
1,0535 |
Таблицы, f(t2) |
Расчет параметров воздуха за компрессором с учетом процессов в спрямляющем аппарате и диффузоре |
|||||
1 |
Потеря давления в спрямляющем аппарате |
∆pСА |
бар |
0,048 |
по опытным данным) |
2 |
Давление воздуха за спрямляющим аппаратом |
p2 СА |
бар |
15,934 |
p2 – ∆pСА |
3 |
Степень повышения давления в выходном диффузоре компрессора |
εД К |
– |
1,01 |
По рекомендациям [13] : εД К = 1,01 1,1 |
4 |
Давление воздуха за выходным диффузором компрессора |
p2 К |
бар |
16,093 |
εД К ∙ p2 СА |
5 |
Повышение давления в диффузоре |
∆pД К |
бар |
0,159 |
p2 К – p2 СА |
6 |
Изоэнтропийный перепад энтальпий в диффузоре |
∆HД К t |
кДж/кг |
1,751 |
cP 2 ∙ T2 ∙ (εД К (k – 1) / k – 1) |
7 |
КПД диффузора |
ηД |
– |
0,75 |
По рекомендациям: ηД = 0,6 0,8 |
8 |
Действительный тепловой перепад энтальпий в диффузоре |
∆HД К |
кДж/кг |
2,335 |
∆HД К t / ηД |
Степени повышения давления воздуха в компрессоре |
|||||
1 |
По параметрам между атмосферным давлением и давлением воздуха за выходным диффузором компрессора |
ε1 НВ |
– |
16,094 |
p2 К / pНВ |
2 |
В лопаточном аппарате компрессора |
ε1 ЛА |
– |
16,9 |
p2 / p1 |
3 |
Собственно в компрессоре , то есть от входа в первую ступень до входа в камеру сгорания |
ε1 К |
– |
17,119 |
p2 К / p1 |
Таблица .5. Расчет характеристик теплового состояния камеры сгорания
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размерность |
Значение |
Источник, способ определения |
Воздух перед камерой сгорания |
|||||
1 |
Энтальпия |
h2 К |
кДж/кг |
622,735 |
Из расчета компрессора: h2 + ∆HД К |
2 |
Давление воздуха |
p2 К |
бар |
16,093 |
Из расчета компрессора: εД К ∙ p2 СА |
3 |
Температура воздуха |
t2 К |
OC |
341,6 |
Из расчета компрессора, по таблицам: f(h2 К) |
4 |
Стандартное относительное давление |
π02 К |
– |
17,795 |
Из расчета компрессора, по таблицам: f(h2 К) |
5 |
Массовая удельная теплоемкость воздуха |
c2 К |
кДж/(кг ∙ К) |
1,0128 |
По таблицам: f(h2 К) или по формуле: h2 К / t2 К |
6 |
Плотность |
ρ2 К |
кг/м3 |
9,116 |
(p2 К ∙ 102) / (RВ ∙ T2К) |
Воздух в камере сгорания |
|||||
1 |
Потеря давления воздуха в жаровых трубах |
p2 КС |
бар |
1,415 |
Принято по проектным данным |
2 |
Давление |
p2В КС |
бар |
14,678 |
p2 К – p2 КС |
3 |
Относительное давление с учетом дросселирования воздуха в жаровых трубах |
ε1 КС |
– |
15,613 |
p2В КС / p1 |
4 |
Стандартное отношение относительных давлений |
π02 КС |
– |
12,559 |
π01 ∙ ε1 КС |
5 |
Стандартная энтропия воздуха в камере сгорания |
s02 КС |
кДж/(кг ∙ К) |
7,3372 |
Таблицы, f(π02 КС) |
6 |
Приращение энтропии |
∆sКС |
кДж/(кг ∙ К) |
0,0963 |
s02 В – s02 КС |
7 |
Удельная энтропия |
s2 КС |
кДж/(кг ∙ К) |
6,6636 |
s1 + ∆sКС |
8 |
Температура воздуха |
t2В КС |
OC |
285,6 |
Таблицы, f(π02 КС) |
9 |
Энтальпия воздуха |
h2В КС |
кДж/кг |
564 |
Таблицы, f(t2В КС) |
10 |
Плотность воздуха |
ρ2 В КС |
кг/м3 |
9,148 |
(p2В КС ∙102 ∙) / (RВ ∙ T2В КС) |
11 |
Массовая удельная теплоемкость воздуха |
cВ 2 |
кДж/(кг ∙ К) |
1,0414 |
Таблицы, f(t2В КС) |
Характеристики продуктов сгорания в жаровой трубе |
|||||
1 |
Теоретический объём воздуха |
V0 |
м3/м3 |
9,4012 |
(3.7) |
2 |
Объем трехатомных газов |
VRO2 |
м3/м3 |
0,993 |
(3.8) |
3 |
Объем азота |
VN2 |
м3/м3 |
7,4332 |
(3.9) |
4 |
Объем водяных паров: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
VH2О |
м3/м3 |
2,2306 |
(3.10) |
5 |
Коэффициент избытка воздуха в КС: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
КС 3 |
– – |
1,6 3,097 |
Здесь КС – в жаровых трубах. Принято. |
Примечание. Коэффициент избытка первичного воздуха (КС) зависит от конструкции камеры сгорания и вида сжигаемого топлива. Обычно 1 = 1,051,6. |
|||||
6 |
Избыток воздуха: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
∆VB |
м3/м3 |
5,6407 19,7143 |
(3.12) |
7 |
Суммарный объем продуктов полного сгорания топлива: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
VГ |
м3/м3 |
16,2975 30,5977 |
(3.13) |
8 |
Коэффициент избытка воздуха за ГТД |
4 |
– |
3,559 |
(3.14) |
9 |
Влажность газа |
dг |
г/м3 |
8,0 |
Исходные данные |
Объемные доли продукта полного сгорания топливной смеси в жаровых трубах и перед первой ступенью |
|||||
1 |
Трехатомный газ: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
rRO2 |
– |
0,0609 0,0324 |
VRO2 / VГ |
2 |
Азот: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
rN2 |
– |
0,4561 0,2429 |
VN2 / VГ |
3 |
Водяной пар: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
rH2O |
– |
0,1369 0,0803
|
VH2O / VГ |
4 |
Воздух: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
rB |
– |
0,3461 0,6443
|
∆VB / VГ |
Расчет теоретической температуры горения |
|||||
1 |
Молекулярная масса газообразного продукта сгорания топлива (смеси газов) |
Г |
кг/кмоль |
28,049 |
∑(i ∙ ri) |
2 |
Газовая постоянная газообразного продукта сгорания топлива (смеси газов): а) в камере сгорания б) перед ГТ |
RГ |
кДж/(кг∙К) |
0,2964 0,2939
|
8,3145 /μГ |
3 |
Молярная энтальпия газообразного продукта сгорания топлива, соответствующая теоретической температуре горения: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
HТ |
кДж/кмоль |
|
(QРН ∙ VН + HПГ(tПГ))∙1+ HB(t2 В) ∙ V0 ∙ () |
4 |
Молярная энтальпия водяных паров: t = 600 OC t = 650 OC t = 700 OC t = 750 OC t = 800 OC t = 850 OC t = 900 OC t = 950 OC t = 1000 OC t = 1050 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC t = 1250 OC t = 1300 OC t = 1350 OC |
HH2O |
кДж/кмоль |
30763 32762 34793 36858 38954 41081 43240 45429 47648 49896 52172 54475 56805 59159 61539 63941 |
Таблицы, HH2O = f(t)
|
5 |
Молярная энтальпия трехатомных газов (подсчитано по CO2): t = 600 OC t = 650 OC t = 700 OC t = 750 OC t = 800 OC t = 850 OC t = 900 OC t = 950 OC t = 1000 OC t = 1050 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC t = 1250 OC t = 1300 OC t = 1350 OC |
HRO2 |
кДж/кмоль |
35994 38645 41331 44048 46797 49569 52366 55187 58028 60889 63768 66664 69576 72502 75443 78396 |
Таблицы, HRO2 = f(t) |
6 |
Молярная энтальпия азота: t = 600 OC t = 650 OC t = 700 OC t = 750 OC t = 800 OC t = 850 OC t = 900 OC t = 950 OC t = 1000 OC t = 1050 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC t = 1250 OC t = 1300 OC t = 1350 OC |
HN2 |
кДж/кмоль |
25934 27532 29147 30770 32409 34059 35723 37398 39083 40781 42487 44201 45922 47652 49391 51135 |
Таблицы, HN2 = f(t) |
7 |
Молярная энтальпия воздуха: t = 600 OC t = 650 OC t = 700 OC t = 750 OC t = 800 OC t = 850 OC t = 900 OC t = 950 OC t = 1000 OC t = 1050 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC t = 1250 OC t = 1300 OC t = 1350 OC |
HВ |
кДж/кмоль |
26154 27777 29414 31066 32732 34410 36101 37802 39514 41233 42963 44701 46447 48200 49961 51728 |
Таблицы, HВ = f(t) |
8 |
Энтальпия газообразного продукта сгорания топлива (смеси газов) при КС = 1,6: t = 850 OC t = 900 OC t = 950 OC t = 1000 OC t = 1050 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC t = 1250 OC t = 1300 OC t = 1350 OC |
H Г |
кДж/кмоль |
36395,101 38220,347 40059,742 41912,923 43779,764 45659,065 47549,59 49450,813 51362,785 53286,187 55217,736 |
rH2O ∙ HH2O + rRO2 ∙ HRO2 + rN2 ∙ HN2 + rB ∙ HВ |
9 |
Энтальпия газообразного продукта сгорания топлива (смеси газов) при 1СТ = 3,097: t = 850 OC t = 900 OC t = 950 OC t = 1000 OC t = 1050 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC t = 1250 OC t = 1300 OC t = 1350 OC |
H Г |
кДж/кмоль |
35309,065 37064,645 38832,506 40612,921 42403,963 44206,849 46019,535 47841,746 49673,02 51514,193 |
rH2O ∙ HH2O + rRO2 ∙ HRO2 + rN2 ∙ HN2 + rB ∙ HВ |
10 |
Приращение температуры горения: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
tТ |
OC |
1331,4 897,02 |
Определяется интерполяцией при соблюдении условия: HТ = HГ |
11 |
Теоретическая температура горения: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
tТ |
OC |
|
t2 В + tТ |
Расчет действительной температуры горения |
|||||
1 |
Молярная энтальпия газообразного продукта сгорания топлива, соответствующая действительной температуре горения: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
HД |
кДж/кмоль |
|
[QРН ∙ VН + HB(t2 В) + HПГ(tПГ)] ∙ ηТП Где: Q – кДж/м3; H – кДж/кмоль; VН = 22,414 м3/кмоль – объем 1 кмоля любого газа при НФУ; ηТП = 0,955 – КПД теплового процесса горения |
2 |
Энтальпия газообразного продукта сгорания топлива (смеси газов) |
H 3 |
кДж/кмоль |
H3 = HД |
rH2O ∙ HH2O + rRO2 ∙ HRO2 + rN2 ∙ HN2 + rB ∙ HВ . ПРИМЕЧАНИЕ. Алгоритм расчета аналогичен выше приведенному алгоритму расчета HГ . |
3 |
Приращение действительной температуры горения: а) в камере сгорания б) перед ГТ |
tД |
OC |
1264,0 843,4 |
Определяется путем интерполяции при соблюдении условия: HД = H3 |
4 |
Действительная температура горения (Действительная температура газов): а) в камере сгорания б) перед ГТ |
t3 |
OC |
1210
|
t2 В + tД |
5 |
Молярная теплоемкость водяных паров при t = t3 (перед ГТ) |
CpH2O |
кДж/(кмоль∙К) |
46,951 |
Таблицы, CpH2O = f(t)
|
6 |
Молярная теплоемкость трехатомных газов при t = t3 (перед ГТ) |
CpRO2 |
кДж/(кмоль∙К) |
58,447 |
Таблицы, CpRO2 = f(t) |
7 |
Молярная теплоемкость азота при t = t3 (перед ГТ) |
CpN2 |
кДж/(кмоль∙К) |
36,826 |
Таблицы, CpN2 = f(t) |
8 |
Молярная теплоемкость воздуха при t = t3 (перед ГТ) |
CpВ |
кДж/(кмоль∙К) |
35,037 |
Таблицы, CpВ = f(t) |
9 |
Молярная теплоемкость газообразного продукта сгорания топлива |
Cp 3 |
кДж/(кмоль∙К) |
37,183 |
rH2O ∙ CpH2O + rRO2 ∙ CpRO2 + rN2 ∙ CpN2 + rB ∙ CpВ |
10 |
Массовая теплоемкость газообразного продукта сгорания топлива (перед ГТ) |
cp 3 |
кДж/(кг∙К) |
1,3145 |
Cp 3 / Г |
11 |
Массовая энтальпия газообразного продукта сгорания топлива |
h3 |
кДж/кг |
1949,66 |
H 3 / Г |
12 |
Плотность газообразного продукта сгорания топлива |
ρ3 |
кг/м3 |
3,3673 |
(p2В КС ∙102) / (RГ ∙ T3) |
Таблица 6. Расчет характеристик продуктов сгорания и воздуха в процессе адиабатного расширения в газовой турбине
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размерность |
Значение |
Источник, способ определения |
Параметры газообразного продукта сгорания на входе в ГТД |
|||||
1 |
Температура |
t3 |
OC |
1210 |
Из расчета КС |
2 |
Массовая теплоемкость |
cp 3 |
кДж/(кг∙K) |
1,3145 |
Из расчета КС |
3 |
Массовая энтальпия |
h3 |
кДж/кг |
1949,66 |
См. табл. 5 |
4 |
Плотность |
ρ3 |
кг/м3 |
3,3673 |
Из расчета КС |
5 |
Стандартная массовая энтропия компонентов продуктов сгорания |
s03 RO2 s 03 H2O s 03 N2 s 03 В |
кДж/(кг∙K) |
13,8778 6,225 8,5506 8,4314 |
Таблицы, s03 = f(t3) |
6 |
Стандартная энтропия смеси газов на входе в ГТД |
s03 |
кДж/(кг ∙ К) |
8,8382 |
rH2O ∙ s03 H2O + rRO2∙ s03 RO2 + rN2 ∙ s03 N2 + rВ ∙ s03 В |
7 |
Давление газа (продуктов сгорания) на входе в первую ступень ГТ, с учетом аэродинамических потерь в КС |
p3 |
бар |
11,419 |
pКС ∙ ηаЖТ , где: ηаЖТ = 0,778 – коэффициент аэродинамического сопротивления (аэродинамический КПД) жаровых труб камеры сгорания |
8 |
Изменение энтропии в камере сгорания |
∆s2–3 |
кДж/(кг ∙ К) |
1,501 |
s03 – s02В КС |
9 |
Действительная энтропия на входе в ГТД |
s3 |
кДж/(кг ∙ К) |
8,1646 |
s2 + ∆s2–3 |
Расчет давлений за последней ступенью ГТД и на входе в КУ |
|||||
1 |
Перепад давлений в газовом тракте “выхлоп ГТД – атмосфера” |
∆pГВТ |
бар (кПа) |
0,017 1,74 |
Здесь принято по данным испытаний. |
2 |
Давление газов за выходным диффузором ГТД |
pН |
бар |
1,01692 |
pНВ + ∆pГВТ |
3 |
Степень повышения давления в диффузоре ГТД |
εД ГТ |
– |
1,01 |
Рекомендации: 1,01 1,1 |
4 |
Давление газов за последней ступенью ГТ |
p4 |
бар |
1,00685 |
pН / εД ГТ |
5 |
Повышение давления в диффузоре |
∆pД ГТ |
бар |
0,01007 |
pН – p4 |
6 |
Степень расширения газов в ГТ (относительное давление) |
ε2 |
– |
9,6916 |
p3 / p4 |
7 |
Потеря давления в диффузоре, соединяющем ГТ с КУ |
∆pДИФ |
бар |
0,025 |
Принято по данным испытаний: 0,02 0,03 |
8 |
Давление газов на входе в КУ |
p4 КУ |
бар |
0,98185 |
p4 – ∆pДИФ |
Оценка температуры газов на выходе из последней ступени ГТД в действительном процессе без учета воздуха на охлаждение проточной части (рабочее тело ГТД – воздух) |
|||||
1 |
Стандартная молярная энтропия перед ГТ |
S03 |
кДж/(моль∙K) |
244,259 |
Таблицы (атмосферный воздух): f(t3) |
2 |
Универсальная газовая постоянная |
μR |
кДж/(моль∙K) |
8,314 |
[3] |
3 |
Стандартная молярная энтропия в конце изоэнтропийного процесса ГТ |
S04 t |
кДж/(моль∙K) |
224,0689 |
S03 - μR ln (p3 / p4) |
4 |
Температура рабочего тела в конце изоэнтропийного процесса ГТ |
t4 t |
OC |
539,05 |
Таблицы (атмосферный воздух): f(S04 t) |
5 |
Энтальпия рабочего тела в конце изоэнтропийного процесса ГТ |
h4t В |
кДж/кг |
835,53 |
Таблицы (атмосферный воздух): f(S04 t) |
6 |
Удельная работа в теоретическом процессе |
ℓТ t |
кДж/кг |
1114,13 |
h3 – h4 t |
7 |
Удельная работа в действительном процессе |
ℓТ |
кДж/кг |
1013,86 |
ℓТ t ∙ ηтoi |
8 |
Энтальпия рабочего тела в действительном процессе за последней ступенью ГТ |
h4 |
кДж/кг |
935,8 |
h3 – ℓТ |
9 |
Теплосодержание трехатомных газов: t =450 OC t =500 OC t = 550 OC t = 600 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC |
h RO2 |
кДж/кг |
642,6 700,0 758,5 817,8 1449,0 1514,7 1580,9 |
Таблицы, h RO2 = f(t) |
10 |
Теплосодержание водяных паров: t =450 OC t =500 OC t = 550 OC t = 600 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC |
h H2O |
кДж/кг |
1385,2 1490,9 1598.3 1707,5 2895,9 3023,7 3152,9 |
Таблицы, h H2O = f(t) |
11 |
Теплосодержание азота: t =450 OC t =500 OC t = 550 OC t = 600 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC |
h N2 |
кДж/кг |
754,5 809,5 865,1 921,3 1509,3 1570,2 1631,3 |
Таблицы, h N2 = f(t) |
12 |
Теплосодержание воздуха: t =450 OC t =500 OC t4В = 545 OC t = 550 OC t = 600 OC t = 1100 OC t = 1150 OC t = 1200 OC |
hВ |
кДж/кг |
738,1 792,4 841,9 847,3 902,8 1483,0 1543,0 1603,3 |
Таблицы, hВ = f(t) Примечание. t4В = 539 OC – температура рабочего тела за последней ступенью ГТД, смотри ниже.
|
13 |
Энтальпия газовой смеси: t =450 OC t =500 OC t = 550 OC t = 600 OC |
h4 Г |
кДж/кг |
790,818 812,654 834,772 857,18 |
rH2O ∙h H2O + rRO2 ∙h RO2 + rN2 ∙h N2 + rВ ∙hВ |
14 |
Температура рабочего тела за последней ступенью ГТД |
t4 |
OC |
629,2 |
Определяется путем интерполяции при условии: h4 = h4 Г |
Воздух ГТД |
|||||
1 |
Теоретический объём воздуха, необходимый для сгорания 1 м3, то есть воздух принявший участие в реакции горения при = 1 |
V0 |
м3/м3 |
9,4012 |
Определено при расчете КС |
2 |
Коэффициент избытка воздуха в КС |
КС |
– |
1,6 |
Определено при расчете КС |
3 |
Избыток воздуха в продукте сгорания топлива |
∆VB |
м3/м3 |
5,6407 |
Определено при расчете КС |
4 |
Доли воздуха, отбираемого из компрессора на охлаждение ГТД |
||||
|
после 5-ой ступени компрессора |
βВО 5 |
% |
0,03 |
|
после 7-ой ступени компрессора |
βВО 7 |
% |
0,2 |
|
|
после 10-ой ступени компрессора |
βВО 10 |
% |
2,55 |
|
|
после последней ступени компрессора через ВВТО |
βВО 15 + βВВТО 15 |
% |
10,22 |
5,8 + 4,42 |
|
5 |
Суммарная доля воздуха отбираемого из компрессора на охлаждение ГТД |
β |
– |
0,13 |
βВО 5 + βВО 7 + βВО 10 + βВО 15 + βВВТО Инструкция по эксплуатации ГТД |
6 |
Суммарный расход воздуха компрессора |
VК |
м3/м3 |
17,2896 |
КС ∙ V0 / (1 – β) |
7 |
Объемные доли воздуха, поступающего в ГТД при температуре: t = t3 t = t2 (5) t = t2 (7) t = t2 (10) t = t2 В t = tВВТО = 150 ОС |
rВКС rВО 5 rВО 7 rВО 10 rВО 15 rВВТО |
– – – – – – |
0,34611 0,00033 0,00212 0,02705 0,06153 0,04689 |
∆VB / VГ βВО 5 ∙ (VК / VГ) βВО 7 ∙ (VК / VГ) βВО 10 ∙ (VК / VГ) βВО 15 ∙ (VК / VГ) βВВТО ∙ (VК / VГ) |
8 |
Теплосодержания потоков воздуха охлаждения на входе в ступени ГТД в действительном процессе при температуре: t = t3 t = t2 (5) t = t2 (7) t = t2 (10) t = t2 В t = tВВТО = 150 ОС |
h3 h2 (5) h2 (7) h2 (10) h2 (15) h2 ВВТО |
кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг |
1949,66 462,8 506,1 558,2 620,4 424,4 |
Таблицы, h = f(t) |
Работа ГТД |
|||||
1 |
Полезная работа, совершенная газом, поступающим из камеры сгорания в ГТД |
ℓт Г КС |
кДж/кг |
1053,54 |
h3 – (rRO2 ∙h RO2+ rH2O ∙h H2O+ rN2 ∙h N2 + rВКС ∙ h4 В ) |
2 |
Работа, затраченная продуктами сгорания в ГТД на нагрев воздуха |
(ℓт)В ОХЛ |
кДж/кг |
40,82 |
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) |
3 |
Действительная работа ГТД с учетов поступления воздуха на охлаждение проточной части ГТД |
(ℓт)ОХЛ |
кДж/кг |
1012,72 |
ℓт Г КС – (ℓт)В ОХЛ |
4 |
Энтальпия газов за последней ступенью ГТД с учетом охлаждения проточной части |
h4 ОХЛ |
кДж/кг |
936,94 |
h4СМ = h4 ОХЛ |
Расчет температуры газообразного продукта сгорания топливной смеси на выходе из последней ступени ГТД (t4) с учетом воздуха на охлаждение проточной части |
|||||
1 |
Теплосодержание трехатомных газов: t =450 OC t =500 OC t = 550 OC t = 600 OC |
h RO2 |
кДж/кг |
642,6 700,0 758,5 817,8 |
Таблицы, h RO2 = f(t) |
2 |
Теплосодержание водяных паров: t =450 OC t =500 OC t = 550 OC t = 600 OC |
h H2O |
кДж/кг |
1385,2 1490,9 1598,3 1707,5 |
Таблицы, h H2O = f(t) |
3 |
Теплосодержание азота: t =450 OC t =500 OC t = 550 OC t = 600 OC |
h N2 |
кДж/кг |
754,5 809,5 865,1 921,3 |
Таблицы, h N2 = f(t) |
4 |
Теплосодержание воздуха: t =450 OC t =500 OC t = 550 OC t = 600 OC |
hВ |
кДж/кг |
738,1 792,4 847,3 902,8 |
Таблицы, hВ = f(t) |
|
Энтальпия газовой смеси |
h4 Г ОХЛ |
кДж/кг |
936,94 |
rH2O ∙h H2O + rRO2 ∙h RO2 + rN2 ∙h N2 + rВ ∙ h4 В + h4 В ∙ ∑ri |
5 |
Температура рабочего тела за последней ступенью ГТД |
t4 |
OC |
483,4 |
Определяется путем интерполяции при условии: h4 ОХЛ = h4 Г ОХЛ |
КПД ГТД |
|||||
1 |
Относительный внутренний КПД с учетом охлаждения проточной части |
(ηтoi)ОХЛ |
– |
0,9089 |
(ℓт)ОХЛ / ℓТ t , где: (ℓт)ОХЛ = 762,237; ℓТ t = 891,8. |
2 |
Снижение экономичности ГТД от охлаждения лопаточного аппарата |
∆ ηтoi |
– |
0,0011 |
ηтoi – (ηтoi)ОХЛ |
Таблица 7. Расчет мощности ГТУ
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размер- ность |
Значение |
Источник, способ определения |
а) компрессор |
|||||
1 |
Энтальпия воздуха на входе в камеру сгорания, |
hB |
кДж/кг |
|
Определено при расчете компрессора |
2 |
Плотность воздуха компрессора при температуре: t = t2 (5) t = t2 (7) t = t2 (10) t =t2 (15) = t2 В t = tВВТО = 150 ОС |
ρ 2 (5) ρ 2 (7) ρ 2 (10) ρ 2 (15) ρ 2 ВВТО |
кг/м3 |
4,765 5,8809 7,442 9,0111 9,0111 |
По формуле: (p2 ∙ 102) / (RВ ∙ T2 ) |
3 |
Удельная теоретическая работа, затраченная компрессором |
ℓк t |
кДж/кг |
321 |
См. расчет компрессора |
4
|
Удельная теоретическая работа сжатия воздуха компрессора на охлаждение ГТ |
ℓк t (5) |
кДж/кг |
179,2 |
См. расчет компрессора |
ℓк t (7) |
кДж/кг |
216,9 |
|||
ℓк t (10) |
кДж/кг |
262,2 |
|||
ℓк t 15 |
кДж/кг |
321 |
|||
ℓк t ВВТО |
кДж/кг |
321 |
|||
б) камера сгорания |
|||||
1 |
Коэффициент избытка воздуха в жаровых трубах камеры сгорания |
ЖТ |
– |
|
См. расчет КС |
в) газовая турбина |
|||||
1 |
Энтальпия газов на входе в ГТ (в камере сгорания), соответствующая действительной температуре горения |
h3 |
кДж/кг |
1949,66 |
Определено при расчете ГТ |
2 |
Энтальпия рабочего тела в конце изоэнтропийного процесса ГТ |
h4 t |
кДж/кг |
936,94 |
Из расчета ГТД |
3 |
Температура воздуха в конце изоэнтропийного процесса ГТ |
t4 t |
OC |
483,4 |
Из расчета ГТД |
4 |
Давление за последней ступенью ГТ |
p4 |
бар |
1,00685 |
Из расчета ГТД |
5 |
Плотность воздуха при температуре рабочего тела в конце изоэнтропийного процесса ГТ |
ρ 4 В |
кг/м3 |
0,432 |
По формуле: (p4 ∙ 102) / (RВ ∙ T4 t ) |
6 |
Плотность продукта сгорания на входе в ГТ |
ρ3 |
кг/м3 |
3,637 |
Из расчета КС |
7 |
Плотность газов за ГТ (на входе в КУ) |
ρГ КУ |
кг/м3 |
0,4528 |
Из расчета ГТД |
8 |
Средняя плотность газов камеры сгорания в ГТ |
ρСРГТ |
кг/м3 |
2,9145 |
(ρ3 + ρГ КУ)/2 |
9 |
Удельная работа в ГТ продукта камеры сгорания в теоретическом процессе |
ℓт t |
кДж/кг |
1114,13 |
Из расчета ГТД: h3 – h4 t |
10 |
Теплосодержания потоков воздуха компрессора на входе в ступени ГТД в действительном процессе при температуре: t = t2 (5) t = t2 (7) t = t2 (10) t = t2 В t = tВВТО = 150 ОС |
h2 (5) h2 (7) h2 (10) h2 (15) h2 ВВТО |
кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг |
1949,66 462,8 506,1 558,2 620,4 620,4 |
Из расчета ГТД |
11 |
Удельная работа воздуха охлаждения ГТД в теоретическом процессе
|
ℓt (5)ГТ ℓt (7)ГТ ℓt (10)ГТ ℓt (15)ГТ ℓt ВВТОГТ |
кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг |
372,73 329,42 276,63 215,13 410,93 |
h2 (5) – h4 t h2 (7) – h4 t h2 (10) – h4 t h2 (15) – h4 t h2 ВВТО – h4 t |
12 |
Средняя плотность охлаждающего воздуха в ГТ
|
ρ 2 (5)ГТ ρ 2 (7)ГТ ρ 2 (10)ГТ ρ 2 (15)ГТ ρ 2 ВВТОГТ |
кг/м3 |
2,5985 3,1565 3,937 4,7216 |
По формуле: ρ 2 (5) + ρ 4 В .
Здесь: ρ 2 ВВТОГТ = ρ 2 (15)ГТ
|
Оценка мощностей первичных двигателей ПГУ |
|||||
1 |
Действительная удельная работа газов в ГТ |
ℓТ |
кДж/кг |
1012,72 |
h3 – h4 Г ОХЛ |
3 |
Электрическая мощность одной ГТУ |
NЭ ГТУ |
МВт |
110,0 |
Задано |
4 |
Электрическая мощность паротурбинной установки |
NЭ ПТУ |
МВт |
103,74 |
Из расчета ПТ |
5 |
Электрическая мощность ПГУ |
NЭ ПГУ |
МВт |
323,74 |
2×NЭГТУ + NЭ ПТУ |
Оценка расхода топлива на ГТУ |
|||||
1 |
Массовый расход газов за ГТ |
GТ |
кг/с |
193,989 |
NЭ ГТУ / [(ℓТ – 1/(1 – β) ∙ ℓк t / ηOI К) ∙ η М ГТ ∙ η Г ГТ] |
2 |
Количество воздуха, минимально необходимое для полного горения при = 1 |
L0 |
кг/кг |
16,577 |
V0 ∙(ρНВ / ρ ПГ), где при НФУ: ρНВ = 1,226; ρ ПГ = 0,716. |
3 |
Количество воздуха в продукте сгорания топлива |
∆LB |
кг/кг |
9,946 |
∆VB ∙(ρНВ / ρ ПГ), где при НФУ: ρНВ = 1,226; ρ ПГ = 0,716. |
4 |
Расход топлива |
ВТ |
кг/с |
7,048 |
GТ / (1 + aКС ∙ L0) |
5 |
Объемный расход топлива в КС при заданной электрической нагрузке ГТУ |
VПГ |
м3/с |
9,747 |
BТ / ρ ПГ при ρ ПГ = 0,716 кг/м3 |
Расчет расходов воздуха компрессора |
|||||
1 |
Суммарный массовый расход воздуха компрессора |
GКД |
кг/с |
186,941 |
(GТ – ВТ) |
2 |
Приведенный расход воздуха компрессора |
GВ ПР |
кг/с |
182,906 |
G ∙ (pПР / pН) ∙ [(z / zПР) ∙ (R / RПР) ∙ (TН / TПР)]0,5, где: pПР = 1,013 бар; TПР = 293 K; RПР = 0,287 кДж/(кг∙K); z / zПР =1. |
3 |
Суммарный объемный расход воздуха компрессора |
VКД |
м3/с |
146,62 |
GКД / ρНВ |
4 |
Объемные расходы воздуха, отбираемого из компрессора:
|
VВО 5Д |
м3/с |
0,04399 |
0,0003 ∙ VКД |
VВО7 Д |
м3/с |
0,29324 |
0,002 ∙ VКД |
||
VВО10Д |
м3/с |
3,81212 |
0,026 ∙ VКД |
||
VВО15Д |
м3/с |
8,50396 |
0,058 ∙ VКД |
||
VВВТОД |
м3/с |
6,45128 |
0,044 ∙ VКД |
||
5 |
Массовые расходы воздуха, отбираемого из компрессора:
|
GВО 5Д |
кг/с |
0,114 |
VВО 5Д ∙ ρ 2 (5)ГТ |
GВО7 Д |
кг/с |
0,926 |
VВО7 Д ∙ ρ 2 (7) ГТ |
||
GВО10Д |
кг/с |
15,008 |
VВО10Д ∙ ρ 2 (10) ГТ |
||
GВО15Д |
кг/с |
40,152 |
VВО15Д ∙ ρ 2 (15) ГТ |
||
GВВТОД |
кг/с |
30,460 |
VВВТОД ∙ρ 2 ВВТО ГТ |
||
6 |
Действительный массовый расход воздуха в КС |
GВ КС |
кг/с |
100,281 |
GКД – (GВО 5Д + GВО7 Д + GВО10Д + GВО15Д + GВВТОД) |
Расчет внутренней мощности компрессора |
|||||
1 |
Теоретическая мощность, затраченная на воздух, поступающий в КС |
N О В КС |
кВт |
32190,2 |
GВ КС ∙ ℓк t |
2
|
Теоретическая мощность, затраченная на потоки воздуха охлаждения ГТД |
N ОК (5) |
кВт |
19,6 |
GВО 5Д ∙ ℓк t (5) |
N ОК (7) |
кВт
|
200,8 |
GВО7 Д ∙ ℓк t (7) |
||
N ОК (10) |
кВт |
3935,1 |
GВО10Д ∙ ℓк t (10) |
||
N ОК (15) |
кВт |
12888,8 |
GВО15Д ∙ ℓк t 15 |
||
N ОК ВВТО |
кВт |
9777,7 |
GВВТОД ∙ ℓк t ВВТО |
||
3 |
Суммарная мощность воздуха охлаждения |
∑(N О В ОХЛ)I |
кВт
|
26822 |
N ОК (5) + N ОК (7) + N ОК (10) + N ОК (15) + N ОК ВВТО |
4 |
Внутренняя мощность компрессора |
NI К |
кВт |
67830,1 |
(N О В КС - ∑(N О В ОХЛ)I) / ηOI К |
Расчет мощности газовой турбины |
|||||
1 |
Электрическая мощность газовой турбины |
NЭ ГТ |
кВт |
177830,1 |
NЭ ГТУ + NI К |
2 |
Теоретическая мощность, развиваемая газами камеры сгорания |
NO КС |
кВт |
229921,8 |
[NЭ ГТ/ ηКС – ∑(N О В ОХЛ)I ]/(ηOI ГТ ∙ η М ГТ ∙ η Г ГТ) |
3 |
Теоретическая мощность газовой турбины |
NO ГТ |
кВт |
203099,8 |
NO КС + ∑(N О В ОХЛ)I |
4 |
Количество теплоты, полученное газами в камере сгорания |
QКС |
кДж/с |
|
NO ГТ / ηКС |
Расчет экономических показателей ГТУ |
|||||
1 |
Удельный расход действительного топлива на ГТУ |
bТГТУ |
г / (кВт∙ч) |
230,7 |
3600 ∙ (BТ ∙ 1000)/ NЭ ГТУ |
2 |
Расход условного топлива на ГТУ |
BУ.Т. |
кг/с |
11,806 |
BТ ∙ QРН / Q У.Т. , где Q У.Т. = 29300 кДж/кг |
Примечание. Точнее Q У.Т. = 29307,6 кДж/кг, однако в расчетах обычно принимают 29300 кДж/кг. |
|||||
3 |
Удельный расход условного топлива на ГТУ |
(bТГТУ)У.Т. |
г / (кВт∙ч) |
386 |
3600 ∙ (BУ.Т. ∙ 1000)/ NЭ ГТУ |
4 |
Абсолютный (термический) КПД обратимого цикла ГТУ |
ηtГТУ |
– |
0,578 |
[(h3 – h4 t) – (h2 t – h1)] / (h3 – h2 t) |
5 |
Относительный внутренний КПД необратимого (реального) цикла ГТУ |
ηi ГТУ |
– |
0,465 |
[(h3 – h4 t) ∙ ηOI ГТ – (h2 t – h1) / ηOI К] / [h3 – h2) / ηКС] |
6 |
Относительный эффективный КПД ГТУ |
η ОЕ ГТУ |
– |
0,456 |
ηi ГТУ ∙ η М ГТУ |
7 |
Относительный электрический КПД ГТУ |
ηОЭГТУ |
– |
0,448 |
ηiГТУ∙η М ГТУ∙η Г ГТУ |
Таблица 8. Опорные параметры для расчета котла-утилизатора П-88
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размерность |
Значение |
Источник, способ определения |
Вода, пар |
|||||
1 |
Давление в барабане контура НД (давление в интегрированном деаэрационном устройстве КУ) |
pБНД |
бар |
7,26 |
Задано (см. характеристики КУ) |
2 |
Давление в барабане контура ВД
|
pБВД |
бар |
75,41 |
Задано (см. характеристики КУ) |
3 |
Давление основного конденсата на стороне напора КЭН |
p КЭН |
бар |
24,0 |
По характеристикам КЭН, p КЭН = f(GПВ) |
4 |
Потеря давления основного конденсата в КПУ |
∆ pКПУ |
бар |
1,0 |
Согласно рекомендаций [19, 20] |
5 |
Давление питательной воды на выходе из узла смешения ГПК (на входе в КУ) |
pПВ до ГПК |
бар |
23 |
p ПВ до ГПК = p КЭН – ∆ pКПУ ≈ p КЭН |
6 |
Температура основного конденсата за конденсатором паровой турбины |
tОК |
OC |
9 |
Определяется по характеристикам конденсатора, tОК =f(t НВ) |
7 |
Величина подогрева основного конденсата в КПУ |
∆ t КПУ |
OC |
4,0 |
Рассчитывается или принимается [19, 20] |
8 |
Температура основного конденсата за конденсатором пара уплотнений (КПУ) |
t за КПУ |
OC |
13 |
t за КПУ = tОК + ∆ t КПУ |
9 |
Температура питательной воды на входе в ГПК КУ |
t до ГПК |
OC
|
65 |
Принято из условия: t до ГПК ≥ 60 OC |
10 |
Расход пара в коллектор СН из контура НД |
DСН |
% |
3 |
Требования [19, 20]: не более 3 %
|
11 |
Теплосодержание питательной воды на выходе из узла смешения ГПК |
h до ГПК |
кДж/кг |
272,2 |
Таблицы воды и пара, h до ГПК = hs(tдо ГПК , p ПВ до ГПК) |
Температурные напоры в пинч-пунктах |
|||||
1 |
Температурный напор в пинч-пункте на выходе питательной воды из ГПК |
δtГПК |
OC |
1015 |
Требования [19, 20] |
2 |
Температурный напор в пинч-пункте на выходе пара контура НД из пароперегревателя НД |
δtППНД |
OC |
1015 |
Требования [19, 20] |
3 |
Температурный напор в пинч-пункте на входе питательной воды в экономайзер ВД |
δtЭВД |
OC |
1015 |
Требования [19, 20] |
4 |
Температурный напор в пинч-пункте на выходе пара контура ВД из пароперегревателя ВД |
δtППВД |
OC |
45 |
Рекомендации [19, 20]: 40 50 OC. Принято по данным эксплуатации.
|
Газ на входе в котел-утилизатор |
|||||
1 |
Массовый расход газов в КУ |
GГ КУ |
кг/с |
241,18 |
2∙(GКД + BТ) |
2 |
Плотность газов на входе в КУ |
ρГ КУ |
кг/м3 |
0,4528 |
Из расчета ГТД |
3 |
Коэффициент избытка воздуха на входе в КУ |
4 |
– |
3,559 |
Из расчета ГТД |
4 |
Давление газов на входе в КУ |
p4 КУ |
бар |
1,00685 |
Из расчета ГТД |
5 |
Удельная изобарная теплоемкость газов на входе в КУ |
cpг 4 |
кДж/(кг ∙ К) |
1,238 |
Из расчета ГТД |
6 |
Температура газов на входе в КУ |
θ4 КУ |
OC |
483,4 |
Из расчета ГТД θ4 КУ = t4 КУ |
7 |
Энтальпия газов на входе в КУ (за диффузором) |
IД |
кДж/кг |
936,94 |
Из расчета ГТД |
Газ на выходе из котла-утилизатора |
|||||
1 |
Температура газов на выходе из КУ |
θ УХ |
OC |
100 |
Из условия, что температура конденсата перед ГПК равна 65 OC |
2 |
Удельная изобарная теплоемкость газов на выходе из КУ |
cp УХ. Г |
кДж/(кг ∙ К) |
1,0546 |
cp УХ. Г = f(θ УХ) |
3 |
Энтальпия газов на выходе из КУ при θ УХ |
IУХ |
кДж/кг |
393,52 |
θ УХ ∙ cp УХ. Г |
4 |
Энтальпия газов на выходе из КУ при tНВ |
IГ НВ |
кДж/кг |
288,06 |
tНВ ∙ cp УХ. Г , где tНВ = 15 OC |
5 |
Аэродинамическое сопротивление собственно КУ |
∆pКУ |
бар |
0,0086 |
Принято по данным испытаний. Рекомендации: 0,020,03 . |
Таблица 9. Тепловой расчет котла-утилизатора П-88
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размерность |
Значение |
Источник, способ определения |
Расчет процесса в питательном электронасосе (ПЭН) |
|||||
1 |
Параметры питательной воды на входе в ПЭН
|
t’БНД h’БНД υ’БНД |
OC кДж/кг м3/кг |
166,45 703,65 0,0011098 |
Таблицы воды и пара, f(pБНД) |
2 |
Плотность питательной воды |
ρ’БНД |
кг/м3 |
901,06 |
ρ’БНД = 1/ υ’БНД |
3 |
Высота столба воды на стороне всасывания |
HПЭН |
м |
22,0 |
Задано |
4 |
Кавитационный запас насоса |
∆ pВС |
кПа |
10,0 |
Принято по нормам [19, 20]
|
5 |
Давление ПЭН |
∆pПЭН |
кПа |
70,828 |
Паспортные данные насоса |
6 |
Давление питательной воды на стороне всасывания питательного насоса |
pВС ПЭН |
кПа |
9,122 |
(6.3) |
7 |
Температура питательной воды на стороне всасывания насоса |
tВС ПЭН |
OC |
166,45 |
tВС ПЭН = t’БНД |
8 |
Удельный объем воды на стороне всасывания насоса |
υВС |
м3/кг |
0,0011097 |
Таблицы воды и пара, υВС = hs(pВС ПЭН , tВС ПЭН) |
9 |
Энтропия воды на стороне всасывания насоса |
sВС |
кДж/(кг∙K) |
2,0068 |
Таблицы воды и пара, sВС = hs(pВС ПЭН , tВС ПЭН) |
10 |
Давление питательной воды на стороне напора питательного насоса |
pПЭН |
кПа |
7541 |
pБНД + ∆pПЭН (pПЭН = pН ПЭН) |
11 |
Температура питательной воды на стороне напора питательного насоса |
tПЭН |
OC |
167,3 |
Таблицы воды и пара, tПЭН = tН ПЭН = hs(sВС , pН ПЭН) |
12 |
Удельный объем воды на стороне напора насоса |
υН |
м3/кг |
0,0011057 |
Таблицы воды и пара, υН = hs(pН ПЭН , tН ПЭН) |
13 |
Средний удельный объем воды в насосе |
υПЭН |
м3/кг |
0,0011077 |
υПЭН = (υВС + υН)/2 |
14 |
КПД питательного насоса |
η еПЭН |
– |
0,84 |
Справочные (паспортные) данные |
15 |
Повышение энтальпии воды в насосе |
∆hПЭН |
кДж/кг |
8,49 |
(6.2) |
16 |
Теплосодержание питательной воды на стороне напора |
hПЭН |
кДж/кг |
712,14 |
h’ БНД + ∆hПЭН
|
Расчет расхода и параметров пара, генерируемого контуром ВД |
|||||
1 |
Температура газов за поверхностью ИВД |
θИВД |
OC |
179,3 |
tПЭН + δtЭВД |
2 |
Энтальпия газов за поверхностью ИВД |
I за ИВД |
кДж/кг |
560,13 |
cpг 4 ∙ θЭВД |
3 |
Температура пара контура ВД (за ППВД) |
tКУ ВД |
OC |
528,4 |
θ4 КУ + δtППВД |
4 |
Теплосодержание пара контура ВД (за ППВД) |
hКУ ВД |
кДж/кг |
3474,1 |
Таблицы воды и пара, hs(pБВД , tКУ ВД) |
5 |
Расход пара контура ВД |
DКУ ВД |
кг/с |
33,23 |
(6.6) |
Параметры пара перед СК ВД паровой турбины |
|||||
1 |
Давление |
pО ВД |
бар |
68,6 |
pО ВД = pППВД |
2 |
Температура |
tО ВД |
OC |
473,4 |
tО ВД = t4 КУ – 10 OC (Примечание. Вследствие тепловых потерь в паропроводах от КУ до ПТ) |
3 |
Теплосодержание |
hО ВД |
кДж/кг |
|
hО ВД = hКУ ВД |
Оценка расхода питательной воды в КУ |
|||||
1 |
Доля непрерывной продувки из барабана ВД |
α ПР БВД |
% |
1,0 |
[19, 20] |
2 |
Доля непрерывной продувки из барабана НД |
α ПР БНД |
% |
1,0 |
[19, 20] |
3 |
Доля паро-производительности контура НД от паро-производительности контура ВД |
α КУ ВД |
% |
0,319 |
По данным [12], (см. приложение) |
4 |
Расход питательной воды на КУ |
WПВ |
кг/с |
44,268 |
(6.11) Принимается в первом приближении, далее уточняется |
Расчет РНП ВД |
|||||
1 |
Расход продувочной воды из БВД |
WПР БВД |
кг/с |
0,3323 |
(6.12) |
2 |
Теплосодержание продувочной воды БВД |
h’БВД |
кДж/кг |
1294,7 |
Таблицы воды и пара, h’БВД = hs(pБВД) |
3 |
Теплосодержания насыщенного пара (h’’РВД) и воды в состоянии насыщения (h’РВД ) в РНП |
h’’РВД h’РВД |
кДж/кг |
2765,7 709,4 |
hРВД = h’БВД . Таблицы воды и пара, h’РВД , h’’РВД = hs(pРВД) |
4 |
Степень сухости пара до сепарации в РНП |
x РВД |
– |
0,285 |
(6.15) |
5 |
Расход воды в РНП из БВД |
W’РВД |
кг/с |
0,2376 |
(6.16) |
6 |
Расход пара в РНП из БВД |
D’’РВД |
кг/с |
0,095 |
(6.17) |
7 |
Степень сухости пара, поступающего из РНП в БНД после дросселирования и сепарации продувочной воды |
x НД |
– |
0,95 |
Значение принято по рекомендациям [27] |
8 |
Теплосодержание влажного пара, направляемого из РНП ВД в БНД |
hНД |
кДж/кг |
2662,89 |
(6.20) |
9 |
Расход влажного пара, направляемого в БНД |
D НД |
кг/с |
0,1069 |
(6.21) |
10 |
Расход сепарата из РНП ВД в РНП НД |
WРВД |
кг/с |
0,226 |
(6.22) |
Расчёт пароводяного тракта контура низкого давления (НД) двухконтурного котла-утилизатора (КУ) |
|||||
1 |
Температура газов за поверхностью ИНД |
θИНД |
OC |
178,45 |
Из расчета |
2 |
Энтальпия газов за поверхностью ИНД |
I за ИНД |
кДж/кг |
559,081 |
Из расчета |
3 |
Температура перегретого пара на выходе из контура НД (ППНД) |
tПП НД |
OC |
167,3 |
Из расчета |
4 |
Теплосодержание перегретого пара на выходе из ППНД |
hПП НД |
кДж/кг |
2766,5 |
Таблицы воды и пара, hПП НД = hs(pБНД , tПП НД) |
5 |
Энтальпия газов на выходе из котла |
I за ГПК |
кДж/кг |
393,52 |
cp УХ. Г ∙ θ УХ |
6 |
Расход питательной воды на КУ |
WПВ |
кг/с |
61,52 |
(6.25) Примечание. |
7 |
Теплосодержание питательной воды на выходе из узла смешения ГПК |
h до ГПК |
кДж/кг |
273,9 |
Таблицы воды и пара, hs(t до ГПК , p ПВ до ГПК) |
8 |
Расход питательной воды рециркуляции, подаваемой РЭН в узел смешения перед ГПК |
WРЕЦ |
кг/с |
31,393 |
(6.27) |
Расчет расширителя непрерывной продувки низкого давления (РНП НД) |
|||||
1 |
Расход непрерывной продувки из БНД |
WПР БНД |
кг/с |
0,106 |
(6.28) |
2 |
Теплосодержание продувочной воды БНД |
h’БНД |
кДж/кг |
703,65 |
Определено ранее, h’БНД = hs(pБНД) |
3 |
Теплосодержание смеси в РНП |
hРНП |
кДж/кг |
707,56 |
(6.30) |
4 |
Давление в РНП |
pРНД
|
бар |
1,013 |
pРНД ≈ 1,013 |
5 |
Теплосодержания насыщенного пара (h’’РНД) и воды в состоянии насыщения (h’РНД ) в РНП |
h’’РНД h’РНД |
кДж/кг |
418,9 2675,5 |
h’РНД , h’’РНД = hs(pРНД, hРНП) |
6 |
Степень сухости пара до сепарации в РНП |
x РНД |
– |
0,123 |
(6.32) |
7 |
Суммарный приход среды в РНП ВД до сепарации |
W РНД |
кг/с |
0,332 |
(6.33) |
8 |
Расход влаги в РНП до сепарации |
W’РНД |
кг/с |
0,291 |
(6.34) |
9 |
Расход пара в РНП до сепарации |
D’’РНД |
кг/с |
0,041 |
(6.35) |
10 |
Степень сухости выпара РНП |
x ВЫПАР |
– |
0,95 |
Значение принято по данным [27] |
11 |
Теплосодержание выпара РНП НД |
hВЫПАР |
кДж/кг |
2562,67 |
(6.36) |
12 |
Расход выпара РНП (в атмосферу) |
D ВЫПАР |
кг/с |
0,056 |
(6.37) |
13 |
Выход сепарата из РНП (в канализацию) |
WРНД СБР |
кг/с |
0,276 |
(6.38) |
Расчет потерь пара и конденсата в паросиловом цикле и расхода пара контура ВД на паровую турбину |
|||||
1
|
Расход пара через СК ВД ЦВД |
DО ВД |
кг/с |
66,52 |
Согласно требований [22]: 2∙DКУ ВД / 1,03 |
2 |
Нормированная величина потерь пара и конденсата в паросиловом цикле |
Dут |
кг/с |
1,407 |
Согласно требований [19, 20]: Dут = 0,02∙DО ВД |
3 |
Расход пара на концевые уплотнения паровой турбины (D УПЛ) и эжекторы (DЭЖ) |
D УПЛ+ DЭЖ |
кг/с |
0,7037 |
Согласно требований [22]: 0,01∙DО ВД |
4 |
Расход добавочной воды в паротурбинный цикл |
WДОБ |
кг/с |
2,167 |
DУТ + WПР БНД + WПР БВД
|
Экономические показатели котла-утилизатора |
|||||
1 |
КПД котла-утилизатора (коэффициент утилизации тепла уходящих газов ГТУ) |
hКУ |
– |
0,837 |
(IД – IУХ) / (IД – I Г НВ) |
2 |
Количество теплоты, переданное газами в КУ |
QКУ |
кДж/с |
131062 |
GГ КУ ∙(IД – IУХ) |
Таблица 10. Тепловой расчета паровой турбины К-110-6,5
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размерность |
Значение |
Источник, способ определения |
Параметры пара перед СК ВД паровой турбины |
|||||
1 |
Давление |
pО ВД |
бар |
68,6 |
pО ВД ≈ pБВД |
2 |
Температура |
tО ВД |
OC |
473,4 |
tО ВД = t4 КУ |
3 |
Теплосодержание |
hО ВД |
кДж/кг |
3348,1 |
hО ВД = hКУ ВД |
4 |
Энтропия |
sО ВД |
кДж/(кг∙K) |
6,7256
|
Таблицы воды и пара, h,s(pО ВД , tО ВД) |
5 |
удельный объем |
υО ВД |
м3/кг |
0,04714 |
υО ВД = h,s(pО ВД , tО ВД) |
Расчет процесса расширения пара в проточной части ЦВД до камеры смешения (ступени №№ 114) |
|||||
1 |
Потеря давления пара в паровпускных органах ЦВД |
∆p 0 ЦВД |
бар |
0,03 |
Данные [22, 23] |
2 |
Давление пара перед соплами первой ступени ЦВД |
pО’ ВД |
бар |
65,856 |
pО’ ВД = 0,97 ∙ pО ВД |
3 |
Параметры пара перед соплами первой ступени ЦВД |
tО’ ВД sО’ ВД υО’ ВД |
OC кДж/(кг∙K) м3/кг |
471,92 6,7432 0,0491 |
Таблицы воды и пара, h,s(p О’ ВД , hО ВД) |
4 |
Опорные величины расчетного режима 1-й 14-й ступеней ЦВД для вычислений по формуле Флюгеля: - номинальный расход - номинальное начальное давление - номинальное конечное давление |
D00
p00
p20 |
кг/с
бар
бар |
85,275
66,435
6,04
|
(7.2), проектные данные [23] |
5 |
Расход пара через сопла первой ступени ЦВД (из двух котлов-утилизаторов) |
D0 ВД |
кг/с |
66,52 |
Определено ранее при расчете материальных балансов котла-утилизатора |
6 |
Давление за 14-ой ступенью ЦВД (по формуле Флюгеля для докритического режима работы группы ступеней) |
p21-14 |
бар |
40,909 |
(7.1) p21-14 = p2n |
7 |
Параметры пара в изоэнтропийном процессе расширения пара за ступенью №14 ЦВД |
tа 1-14 hа 1-14 υа 1-14 |
OC кДж/кг м3/кг |
395,4 3201,8 0,07125 |
Таблицы воды и пара, h,s(sО' ВД , p21-14) |
8 |
Располагаемый тепловой перепад ступеней ЦВД №№ 114 |
H01-14 |
кДж/кг |
146,3 |
hО ВД – hа1-14 |
9 |
Относительный внутренний КПД ступеней ЦВД №№ 114 |
hоi1-14 |
– |
0,844 |
(7.3), для ступеней малой верности [22, 24] |
10 |
Полезно использованный тепловой перепад в ступенях №№ 114 |
Hi1-14 |
кДж/кг |
123,5 |
hоi1-14 ∙ H01-14 |
11 |
Теплосодержание пара на выходе из 14-ой ступени ЦВД в действительном процессе |
h2 1-14 |
кДж/кг |
3224,6 |
hО ВД – Hi1-14 |
12 |
Параметры пара в действительном процессе на выходе из ЦВД |
t2 1-14 s2 1-14 υ2 1-14 |
OC кДж/(кг∙K) м3/кг |
405 6,7771 0,07252 |
Таблицы воды и пара, h,s(p21-14, h2 1-14) |
Расчетные (проектные) данные камеры смешения ЦВД |
|||||
1 |
Суммарный расход пара из камеры смешения в расчетном режиме |
DСМ 0 |
кг/с |
105,275 |
Проектные данные |
2 |
Давление пара в камере смешения в расчетном режиме |
pСМ 0 |
бар |
6,5 |
Проектные данные |
Расчет параметров пара в камере смешения ЦВД |
|||||
1 |
Давление пара ЦВД на входе в камеру смешения |
p21-14 |
бар |
40,909 |
Смотри выше (7.1) |
2 |
Давление пара контура НД на входе в камеру смешения |
p0 НД |
бар |
|
(7.7) |
3 |
Расход пара контура НД в камеру смешения (в работе два котла-утилизатора) |
D0 НД |
кг/с |
21,073 |
(DПП НД – DСН) |
4 |
Расход пара ЦВД в камеру смешения |
D0 ВД |
кг/с |
66,52 |
См. выше |
5 |
Давление пара в камере смешения (перед 15-ой ступенью ЦВД) |
pСМ |
бар |
5,408 |
(DСМ / DСМ 0)∙pСМ 0 |
6 |
Расход пара из камеры смешения через 15-ю 19-ю ступени ЦВД |
DСМ |
кг/с |
87,593 |
D0 ВД + D0 НД |
7 |
Теплосодержание пара на входе в 15-ю ступень ЦВД |
h СМ |
кДж/кг |
3114,39 |
(h2 ВД∙D2 ВД+h0 НД ∙ D0 НД) / D СМ |
Расчет процесса проточной части ЦВД после камеры смешения |
|||||
1 |
Параметры пара на входе в 15-ю ступень ЦВД |
t СМ s СМ υ СМ |
OC кДж/(кг∙K) м3/кг |
324,5 7,511 0,50514 |
Таблицы воды и пара, h,s(pСМ , h СМ) |
2 |
Давление пара за последней ступенью ЦВД |
p2nЦВД |
бар |
1,364 |
(7.8), по формуле Флюгеля |
3 |
Параметры пара в изоэнтропийном процессе расширения пара за ступенью №19 (за ЦВД) |
tаЦВД xаЦВД yаЦВД hаЦВД υаЦВД |
OC – % кДж/кг м3/кг |
158,2 - - 2790,4 1,49324 |
Таблицы воды и пара, h,s(s СМ, p2nЦВД) |
4 |
Располагаемый тепловой перепад ступеней ЦВД №№ 1519 |
H015-19 |
кДж/кг |
323,99 |
h СМ – hаЦВД |
5 |
Относительный внутренний КПД ступеней ЦВД №№ 1519 |
hоi15-19 |
– |
0,9 |
(7.9) |
6 |
Полезно использованный тепловой перепад в ступенях ЦВД №№ 1519 |
Hi15-19 |
кДж/кг |
291,59 |
hоi15-19 ∙ H015-19 |
7 |
Теплосодержание пара на выходе из ЦВД в действительном процессе |
h2 ЦВД |
кДж/кг |
2822,8 |
h СМ – Hi15-19 |
8 |
Параметры пара в действительном процессе на выходе из ЦВД |
t2 ЦВД s2 ЦВД x2 ЦВД y2 ЦВД υ2 ЦВД |
OC кДж/(кг∙K) – % м3/кг |
174,42 7,5857 - - 1,55321 |
Таблицы воды и пара, h,s(p2nЦВД, h 2 ЦВД) |
Расчет параметров пара перед соплами ЦНД |
|||||
1 |
Потеря давления пара p2 ЦВД в перепускных трубах (ресиверах) из ЦВД в ЦНД и в выносных сепараторах |
∆p2 |
бар |
0,027 |
0,02 ∙ p2nЦВД |
2 |
КПД сепаратора |
φ |
– |
0,98 |
Данные [22] |
3 |
Массовый расход влаги на входе в сепаратор |
G2I |
кг/с |
87,593 |
y2 ЦВД ∙ D2ЦВД |
4 |
Масса отсепарированной влаги |
GСЕП |
кг/с |
0 |
φ ∙ G2I |
5 |
Масса влаги, оставшаяся в потоке пара после сепаратора (на входе в сопла первой ступени ЦНД) |
G0I ЦНД |
кг/с |
0 |
G2I – GСЕП |
6 |
Расход насыщенного пара из сепараторов в ЦНД |
D0ЦНД |
кг/с |
87,593 |
D2II + G0I ЦНД |
7 |
Степень сухости пара на входе в ЦНД |
x0 ЦНД |
–
|
1 |
D2II / D0ЦНД |
8 |
Параметры пара на входе в сопла первой ступени ЦНД |
h 0 ЦНД t 0 ЦНД s 0 ЦНД υ 0 ЦНД |
кДж/кг OC кДж/(кг∙K) м3/кг |
2822,8 174,3 7,5957 1,59061 |
Таблицы воды и пара, h,s(p 0 ЦНД , x0 ЦНД) |
Расчет процесса проточной части ЦНД |
|||||
1 |
Расход пара из ЦНД в конденсатор |
DК |
кг/с |
87,593 |
DК = D0ЦНД |
2 |
Массовый расход охлаждающей воды в конденсатор |
WЦВ |
кг/с |
5833,3 |
Принято по характеристикам конденсатора [30] |
3 |
Температура циркуляционной (охлаждающей) воды на входе в конденсатор |
tЦВ |
OC |
4 |
Принято по условиям водоснабжения и времени года [25, 26] |
4 |
Абсолютное давление пара и температура пара в конденсаторе |
pК
tК |
бар (кПа) OC |
0,011 1,1 9,0 |
По характеристикам конденсатора [30]: f(WЦВ , tЦВ) |
5 |
Параметры пара в изоэнтропийном процессе за последней ступенью ЦНД |
h а ЦНД t а ЦНД xаЦНД yаЦНД s а ЦНД υ а ЦНД |
кДж/кг OC – % кДж/(кг∙K) м3/кг |
2137,8 9 0,847 15,3 7,5957 100,02745 |
Таблицы воды и пара, h,s(s 0 ЦНД , p2ЦНД) |
6 |
Располагаемый тепловой перепад ЦНД |
H0ЦНД |
кДж/кг |
685 |
h 0 ЦНД – h а ЦНД |
7 |
Потери энергии потока пара с выходной скоростью, покидающего ЦНД |
∆HВС |
кДж/кг |
0,65 |
(7.20) |
8 |
Относительный внутренний КПД ЦНД |
hоi ЦНД |
– |
0,868 |
(7.19) |
9 |
Полезно использованный тепловой перепад ЦНД |
HiЦНД |
кДж/кг |
594,58 |
hоi ЦНД ∙ H0 ЦНД |
10 |
Теплосодержание пара на выходе из ЦНД в действительном процессе |
hК |
кДж/кг |
2228,22 |
hК = h2 ЦНД = h 0 ЦНД – HiЦНД |
11 |
Параметры пара на входе в конденсатор |
pК hК tК υК xК yК sК |
бар кДж/кг OC м3/кг – % кДж/(кг∙K) |
0,011 2228,22 9 104,33005 0,88 12 7,917 |
pК = p2ЦНД; hК = h2 ЦНД ; tК = t2 ЦНД ; υК = υ2 ЦНД ; xК = x2 ЦНД ; yК = (1 – xК)∙100 |
12 |
Параметры основного конденсата на выходе из конденсатосборника конденсатора:
- переохлаждение - температура - давление - теплосодержание |
∆ tОК tОК pОК hОК |
OC OC бар кДж/кг |
0,5 8,5 0,011 35,7 |
Таблицы воды и пара, h,s(pОК , tОК) ≈ ≈ hI = h,s(pОК) |
Экономические показатели паротурбинной установки |
|||||
1 |
Внутренняя мощность паровой турбины |
NiПТ |
кВт |
85714 |
D0 ВД ∙ Hi1-14 + D СМ ∙ Hi15-19 + 2 ∙ (D0ЦНД/2) ∙ HiЦНД |
2 |
Электрическая мощность ПТУ (мощность на клеммах генератора) |
NЭПТУ |
кВт |
82571,7 |
NiПТ ∙ hМ ∙ hЭГ |
3 |
Абсолютный электрический КПД ПТУ |
hЭПТУ |
– |
0,63 |
NЭПТУ / QКУ |
4 |
Абсолютный электрический КПД паросиловой установки (КУ + ПТУ) |
hЭПСУ |
– |
0,527 |
hЭПТУ ∙ hКУ |
Таблица 11. Сводка технико-экономических показателей утилизационной ПГУ
№ |
Наименование величины |
Обозна- чение |
Размерность |
Значение |
Источник, способ определения |
Характеристики камеры сгорания |
|||||
1 |
Коэффициент избытка воздуха в КС |
КС |
– |
1,6 |
См. расчет КС |
2 |
Коэффициент избытка воздуха за ГТД |
4 |
– |
3,559 |
См. расчет КС |
3 |
Действительная температура горения (Действительная температура газов): а) в камере сгорания б) перед ГТ |
t3 |
OC |
1210 |
См. расчет КС |
Газовая турбина |
|||||
1 |
Относительный внутренний КПД с учетом охлаждения проточной части |
ηOI ГТ |
– |
0,9089 |
ηOI ГТ = (ηтoi)ОХЛ = (ℓт)ОХЛ / ℓт t , (см. пример расчета) |
2 |
Электрическая мощность газовой турбины |
NЭ ГТ |
кВт |
177830,1 |
См. табл. 7 |
3 |
Внутренняя мощность газовой турбины |
Ni ГТ |
кВт |
184597,4 |
NЭ ГТ /( η М ГТ∙η Г ГТ) |
Газотурбинная установка (Газотурбинный двигатель + Компрессор) |
|||||
1 |
Абсолютный (термический) КПД цикла ГТУ |
ηtГТУ |
– |
0,578 |
[(h3 – h4 t) – (h2 t – h1)] / (h3 – h2 t) |
2 |
Относительный внутренний КПД необратимого цикла ГТУ |
ηi ГТУ |
– |
0,465 |
[(h3 – h4 t) ∙ ηOI ГТ – (h2 t – h1) / ηOI К] / [h3 – h2) / ηКС] |
3 |
Относительный эффективный КПД ГТУ |
η ОЕ ГТУ |
– |
0,456 |
ηi ГТУ ∙ η М ГТУ |
4 |
Относительный электрический КПД ГТУ |
ηОЭГТУ |
– |
0,448 |
ηiГТУ∙η М ГТУ∙η Г ГТУ |
5 |
Расход топлива |
ВТ |
кг/с |
|
См. табл. 7 |
6 |
Удельный расход действительного топлива на ГТУ |
bТГТУ |
г / (кВт∙ч) |
230,7 |
См. табл. 7 |
7 |
Расход условного топлива |
BУ.Т. |
кг/с |
11,806 |
См. табл. 7 |
8 |
Удельный расход условного топлива на ГТУ |
(bТГТУ)У.Т. |
г / (кВт∙ч) |
386 |
См. табл. 7. |
9 |
Коэффициент полезной работы (мощности) ГТУ |
φ |
– |
0,609 |
NЭ ГТУ / NI ГТ |
Котел-утилизатор |
|||||
1 |
КПД КУ (коэффициент утилизации тепла уходящих газов ГТУ) |
hКУ |
– |
0,837 |
(IД – I УХ) / (IД – I Г НВ) |
Паротурбинная установка |
|||||
1 |
Внутренняя мощность паровой турбины |
NiПТ |
кВт |
85714 |
D0 ВД ∙ Hi1-14 + D СМ ∙ Hi15-19 + 2 ∙ (D0ЦНД/2) ∙ HiЦНД |
2 |
Электрическая мощность ПТУ (на клеммах генератора) |
NЭПТУ |
кВт |
82751,7 |
NiПТ ∙ hМ ∙ hЭГ |
3 |
Абсолютный электрический КПД ПТУ |
hЭПТУ |
– |
0,63 |
NЭПТУ / QКУ |
4 |
Абсолютный электрический КПД паросиловой установки (КУ + ПТУ) |
hЭПСУ |
– |
0,527 |
hЭПТУ ∙ hКУ |
Парогазовая установка |
|||||
1 |
Степень бинарности цикла ПГУ |
s |
– |
1 |
(QКС1 + QКС2)/(QКС1 + QКС2 + Q1 КУ), где Q1 КУ = 0 |
2 |
Электрическая мощность ПГУ |
NЭ ПГУ |
кВт |
307544,9 |
2×NЭГТУ + NЭ ПТУ |
3 |
Расход электроэнергии на собственные нужды |
NСНПГУ |
% кВт |
4766,95 |
0,0155 ∙ NЭПГУ (по данным эксплуатации) |
4 |
Абсолютный электрический КПД ПГУ (брутто) |
(hЭПГУ)БР |
– |
0,559 |
NЭПГУ / [(NO КС 1 + NO КС 2) / hКУ] |
5 |
Абсолютный электрический КПД ПГУ (нетто) |
(hЭПГУ)Н |
– |
0,551 |
(NЭПГУ – NСНПГУ)/ [(NO КС 1 + NO КС 2) / hКУ] |
6 |
Удельный расход условного топлива на ПГУ |
(bТПТУ)У.Т. |
г/(кВт∙ч) |
222,89 |
122,8 / (hЭПГУ)Н где Q У.Т. = 29300 кДж/кг |