Расчет тепловой схемы ПГУ с высоконапорным парогенератором

В отчете о выполнении Задания 1 должен быть выполнен расчет тепловой схемы ПГУ по исходным данным по заданному варианту. Исходные данные выбираются из табл. 1.

Исходными данными к расчету принимаются технические характеристики ПГУ с газовой турбиной, паровой турбиной и высоконапорным парогенератором:

газовая ступень:

давление наружного воздуха р_{н. в}, МПа;

потеря давления на всасывание компрессора Dр_вх, МПа;

потеря давления по газовому тракту от компрессора до газовой турбины и в патрубках компрессора Dр_{в. д}, МПа;

температура наружного воздуха T₃, К;

показатель адиабаты сжатия воздуха k_в;

плотность воздуха r_в, кг/м³;

степень повышения давления воздуха в компрессоре p;

расход воздуха через компрессор G_к, кг/с;

расход воздуха на охлаждение проточной части газовой турбины и утечки G_охл, G_ут, кг/ч;

аэродинамическое сопротивление экономайзеров Dр_эк, МПа;

механический, политропный и адиабатный КПД компрессора , , ;

температура газа перед турбиной T₁, К;

адиабатный, внутренний и механический КПД газовой турбины , , ;

температура уходящих газов T_ух, К;

топливо;

теплота сгорания низшая на сухую массу , кДж/м³;

расход топлива на установку В, кг/ч (м³/ч) (принимается с последующим уточнением);

теоретическое количество воздуха, необходимое для сгорания 1 м³ природного газа V₀, м³/м³;

КПД электрогенератора газовой турбины ;

паровая ступень:

паропроизводительность высоконапорного парогенератора D_пе, т/ч;

мощность на клеммах электрогенератора паровой турбины , МВт;

параметры пара:

после парозапорной задвижки – давление р_пе, МПа; температура t_пе, °С;

перед промежуточным пароперегревателем – давление , МПа;

после промежуточного пароперегревателя – температура , °С; расход пара D_{п. п}, т/ч;

температура воды перед экономайзером первой ступени , °С;

температура воды перед экономайзером второй ступени , °С;

мощность механизмов собственных нужд N_{с. н}, кВт.

Расчет выполняется в следующей последовательности.

Давление воздуха перед компрессором, МПа

(1.15)

Давление воздуха за последней ступенью компрессора, МПа

. (1.16)

Средняя температура воздуха в компрессоре, К

. (1.17)

Температура воздуха на выходе из компрессора, К

. (1.18)

Внутренняя мощность компрессора, кВт

, (1.19)

где – средняя изобарная теплоемкость воздуха при температуре Т=0,5(Т₄ – Т₃), кДж/(кг К). Определяется по полиному

(1.20)

Мощность, потребляемая компрессором, кВт

. (1.21)

Расход газа через газовую турбину, кг/с

. (1.22)

Давление газов перед газовой турбиной, МПа

. (1.23)

Давление газов после газовой турбины, МПа

. (1.24)

Степень расширения давления газов в турбине

. (1.25)

Температура газов за газовой турбиной Т₂ (предварительная оценка в пределах 670 – 820 К).

Средняя температура газов в турбине, К

. (1.26)

Средняя изобарная теплоемкость газов в турбине , кДж/(кг К), определяется по значению средней температуры газа в турбине по формуле (1.20).

Показатель адиабаты расширения газа в турбине k_г определяется по значению средней температуры газа в турбине по полиному

(1.27)

 

Температура газов после газовой турбины, К

, (1.28)

если К, расчет следует повторить, задавшись новым значением Т₂.

Внутренняя мощность газовой турбины, кВт

. (1.29)

где – средняя изобарная теплоемкость воздуха при температуры 0,5(Т ₁– Т₂), кДж/(кг К). Определяется по формуле (1.20).

Мощность на валу газовой турбины, кВт

. (1.30)

Полезная мощность газовой турбины, кВт

. (1.31)

Мощность на клеммах электрогенератора газовой турбины, кВт

. (1.32)

Коэффициент избытка воздуха перед экономайзером первой ступени

. (1.33)

Энтальпия газов перед экономайзером первой ступени, кДж/м³

. (1.34)

Повышение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе, кДж/кг

, (1.35)

– энтальпия пара после промежуточного пароперегревателя, кДж/кг, определяется по h, s-диаграмме воды и водяного пара;

– энтальпия пара перед промежуточным пароперегревателем, кДж/кг, определяется по h, s-диаграмме воды и водяного пара.

Температура газов после экономайзера первой ступени, К

, (1.36)

где Dt¹ =35 К – температурный напор на выходе из экономайзера.

Энтальпия газов после экономайзера первой ступени , кДж/м³, определяется по формуле (1.34) при температуре .

Энтальпия уходящих газов h_ух, кДж/м³, определяется по формуле (1.34) при температуре Т_ух.

Потери тепла с уходящими газами, %

, (1.37)

где h_{н. в} – энтальпия наружного воздуха, кДж/м³_, определяется по формуле (1.34) при температуре Т_н.в.

Потери тепла от химической неполноты сгорания q₃, %, принимается равным 0 – 0,3 %.

Потери тепла в окружающую среду q₅, %, принимается равным 0,2 %.

Расход воды через экономайзер второй ступени, т/ч

. (1.38)

где – энтальпии воды перед экономайзером первой и второй ступени соответственно, кДж/кг, определяются по h, s-диаграмме воды и водяного пара.

КПД парогенератора, %

. (1.39)

Расход вода на непрерывную продувку высоконапорного парогенератора, т/ч

G_прод=0,01D_пе. (1.40)

Расход воды через регенеративные подогреватели высокого давления, т/ч

. (1.41)

Расход топлива в топке парогенератора, м³/ч

, (1.42)

где h_пе – энтальпия пара после парозапорной задвижки, кДж/кг, определяется по h, s-диаграмме воды и водяного пара;

h_прод – энтальпия продуваемой воды, кДж/кг, определяется по h, s-диаграмме воды и водяного пара по температуре насыщения питательной воды.

КПД парогазовой установки брутто, %

. (1.43)

КПД парогазовой установи нетто, %

. (1.44)

Задание 2

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОВОЙ ЧАСТИ

НА ТЕПЛОВУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПГУ

 

В отчете по выполнению Задания 2 должна быть установлена зависимость КПД парогазового цикла и построен график этой зависимости от степени повышения давления воздуха в компрессоре при различной начальной температуре газов по исходным данным по заданному варианту. Исходные данные выбираются из табл. 2.