Теоретические основы. Порядок выполнения работ:

Расчет тепловой схемы парогазовой установки производится с учетом изменения расходов воздуха и газов за счет утечек через уплотнения компрессоров и турбин, а также за счет подвода топлива и охлаждающего воздуха. Определяются гидравлические и тепловые потери в трубопроводах, потери тепла на наружное охлаждение агрегатов и с продувкой котлов (парогенераторов). Производится подробный расчет схемы регенерации парогазовой установки с учетом температурных напоров и сопротивлений подогревателей, дренажей конденсата и т.д. Определяются мощности агрегатов, расход энергии на собственные нужды, расход топлива и коэффициент полезного действия тепловой схемы установки.

Базовым для расчета тепловой схемы ПГУ является уравнение теплового баланса в следующем виде:

(1.1)

где h_{к. с} – КПД камеры сгорания, учитывающий потери от неполного сгорания топлива;

– условный КПД парогенератора, учитывающий потери тепла с уходящими газами и с наружным охлаждением парогенератора, газовых турбин, компрессоров, камер сгорания и газо-, воздухопроводов;

q₃, q₄ – потери тепла в парогенераторе с химическим и механическим недожогом топлива;

В, – расход и низшая теплота сгорания топлива;

G_впр – расход воды или пара, впрыскиваемых в воздушном или газовом тракте;

q_впр – теплота впрыскиваемой воды перед первым ее подогревом в схеме ПГУ воздухом или продуктами сгорания;

– энтальпия пара, генерируемого из впрыскиваемой воды при температуре уходящих газов и парциальном давлении на выходе;

Q_{г. с} – суммарный расход тепла, затраченного на производство полезной работы газов в цикле и отведенного в промежуточных охладителях воздуха поверхностного типа (Q_{о. в});

Q_пг – расход тепла в паровой части цикла при нагреве воды в экономайзерах, испарении и перегреве пара в основном и промежуточных пароперегревателях;

Q_{гв. п} – то же для газоводяных подогревателей.

При сжигании в парогенераторе и камерах сгорания одного вида топлива уравнение (1.1) принимает вид:

. (1.2)

Основные компоненты уравнений (1.1), (1.2) определяются по формулам:

; (1.3)

; (1.4)

; (1.5)

; (1.6)

; (1.7)

; (1.8)

; (1.9)

, (1.10)

где D, D_{п. п} – расход пара через основной и промежуточный пароперегреватели;

G_в – расход воздуха;

– энтальпия перегретого пара и питательной воды при температуре после последнего регенеративного подогревателя;

Dh_{п. п} – приращение энтальпии пара при промежуточном перегреве;

t₂, t₁– температура воздуха перед и после поверхностного воздухо-охладителя;

h_эк, h_ух – энтальпия продуктов сгорания при температуре газов перед газоводяным подогревателем (после экономайзера) и уходящих газов, отнесенная к единице расхода топлива;

– внутренние мощности газовых турбин и компрессоров.

Расход воды через регенеративные подогреватели в схеме ПГУ определяется с учетом использования части воды для охлаждения газов после экономайзера и воздуха в промежуточных охладителях газотурбинных агрегатов сложной схемы:

, (1.11)

где – суммарный расход пара из регенеративных отборов паровой турбины, расположенных после рассчитываемого подогревателя (по ходу воды);

– расход воды через газо- и воздуховодяные подогреватели.

Для варианта размещения газо- и воздуховодяных подогревателей «в рассечку» между регенеративными подогревателями расход воды на регенеративный подогреватель

. (1.12)

Для схемы параллельного включения регенеративных и воздушных или газовых подогревателей воды ее расход через последние

, (1.13)

где r – степень регенерации тепла промежуточного воздухоохладителя в паровой части цикла;

Dh_{п. в} – приращение энтальпии питательной воды (конденсата) в процессе нагрева газами или воздухом.

КПД ПГУ определяется по формуле:

. (1.14)