Методика поверочного теплового расчета двухконтурной парогазовой установки утилизационного типа

h_РНП = (W_{ПР БНД} • h'_БНД + W_РВД • h'_РВД)/(W_{ПР БНД} + W_РВД). (6.30)

4. Считаем, что давление в РНП ВД приблизительно равно атмосферному (p_РНД ? 1,013 бар).

5. Теплосодержания насыщенного пара (h''_РНД) и воды в состоянии насыщения (h'_РНД) в РНП НД определяем по давлению в РНП НД и h_РНП (рис. 21):

h'_РНД, h''_РНД = hs(p_РНД, h_РНП). (6.31)

6. Находим степень сухости пара до сепарации в РНП НД:

x _РНД = (h_РНП - h'_РВД)/(h''_РНД - h'_РНД). (6.32)



Рис. 21. К определению теплосодержания среды в РНП НД (процессы дросселирования в h,s-диаграмме котловой воды, поступающей из БНД в РНП НД и сепарата из РНП ВД

7. Суммарный приход среды в РНП ВД до сепарации:

W _РНД = W_{ПР БНД} + W_РВД. (6.33)

8. Находим значения W'_РНД и D''_РНД:

W'_РНД = (1 - x _РНД) • W _РНД; (6.34)

D''_РНД = x _РНД • W _РНД. (6.35)

9. Считаем, что пар, покидающий РНП НД после сепарации и направляющийся в атмосферу (выпар), имеет степень сухости: x _ВЫПАР = 0,95.

Примечание. Для расширителей непрерывной продувки: x = 0,95 … 0,97.

Определяем теплосодержание влажного пара, направляемого из РНП НД в атмосферу:

h_ВЫПАР = x _ВЫПАР • h''_РНД + (1 - x _ВЫПАР)• h'_РНД. (6.36)

10. Расход влажного пара, направляемого в атмосферу:

D _ВЫПАР = D''_РНД + (1 - x _ВЫПАР) • W'_РНД. (6.37)

11. Расход отсепарированной воды в РНП НД и сбрасываемой в канализацию (с теплосодержанием h'_РНД):

W_РНД = W'_РНД - (1 - x _ВЫПАР) • W'_РНД = x _ВЫПАР • W'_РНД. (6.38)

6.5 Расчет потерь пара и конденсата в паросиловом цикле и расхода пара контура ВД на турбину

1. Расход пара из контура ВД котла-утилизатора:

D_{КУ ВД} = D_{О ВД} + D_УТ + (D _УПЛ + D_ЭЖ) = >

> = D_{О ВД} •(1+ 0,02+ 0,01) = 1,03 • D_{О ВД}. (6.39)

Здесь:

D_{О ВД} - расход пара через СК ВД ЦВД, кг/с;

D_ут - величина утечки пара и конденсата в паросиловом цикле, кг/с. Потери пара и конденсата в паросиловом цикле согласно [19] принимаются до 3% от расхода пара на турбину. Учитывая, что паротурбинная установка К-110-6,5 не имеет системы регенеративного подогрева питательной воды, потери пара и конденсата в паросиловом цикле можно принять уменьшенные:

D_ут = 0,02• D_{О ВД};

D_{к упл}+ D_эж = 0,01• D_{О ВД} - расход пара на концевые уплотнения паровой турбины (D _УПЛ) и эжекторы (D_ЭЖ) согласно [20] принимается до 1,0%.

D _УПЛ+ D_ЭЖ = 0,01• D_{О ВД}.

2. Расход пара через СК ВД ЦВД определится следующим образом (рис. 22):

D_{О ВД} = D_{КУ ВД} / 1,03. (6.40)

Рис. 22. К расчету потерь пара и конденсата в паротурбинном цикле

3. Расход добавочной воды в паротурбинный цикл, кг/с:

W_ДОБ = D_УТ + W_{ПР БНД}, (6.41)

где: D_ут - потери пара и конденсата в паросиловом цикле, кг/с; W_{ПР БНД} - расход сепарата (вода) и выпара (пар) РНД в окружающую среду из паросилового цикла, кг/с.

6.6 Экономические показатели котла-утилизатора

1. Количество теплоты, переданное газами в котле-утилизаторе, кВт:

Q_КУ = G_{Г КУ} • (I_Д - I _{за ГПК}) (6.42)

G_{Г КУ} - массовый расход газов в КУ, кг/с;

I_Д - энтальпия газов на входе в КУ (за диффузором), кДж/кг;

I _{за ГПК} - энтальпия газов на выходе из котла (за ГПК), кДж/кг.

2. Степень бинарности цикла ПГУ:

 = Q_КС / (Q_КС + Q_{1 КУ}) = 1, (6.43)

где: Q_КС - количество теплоты, подведенное в камере сгорания ГТУ, кДж/с (кВт); Q_{1 КУ} = 0 - количество теплоты, дополнительно подведенное в котле-утилизаторе, кДж/с (кВт).

3. КПД котла-утилизатора (коэффициент утилизации тепла уходящих газов ГТУ):

_КУ = (I_Д - I _{за ГПК}) / (I_Д - I _{Г НВ}) ? (и_{4 КУ} - и _УХ / (и_{4 КУ} - и _{Г НВ}), (6.44)

где:

I _{Г НВ} - энтальпия газов при температуре наружного воздуха, кДж/кг; и_{4 КУ} - температура газов на входе в КУ, ^OC; и _{Г НВ} = t_НВ - температура газов, соответствующая температуре наружного воздуха, ^OC; и _УХ - температура уходящих газов, ^OC.

Таблица П.1. Проектные показатели баланса пара и воды котла-утилизатора П-88 [12] при температуре наружного воздуха +15 ^о С

Нагрузка КУ, %	100	75	50	25
Суммарная паропроизводительность, кг/с (т/ч)	49,722 179,0	44,528 160,3	33,50 120,6	21,25 76,5
Контур высокого давления
Паропроизводительность, кг/с (т/ч)	43,472 156,5	36,222 130,4	25,00 90,1	13,89 50,0
В %-ах от суммарной производительности	87,4	81,4	74,7	65,5
Контур низкого давления
Паропроизводительность, кг/с (т/ч)	9,78 35,2	8,31 29,9	8,47 30,5	7,36 26,5
В %-ах от суммарной производительности	12,6	18,6	25,3	34,5
В %-ах от производительности контура ВД	22.5	22,9	33,9	53,0

Таблица П.2. Конструктивные характеристики поверхностей котла П-88

Наименование величины	Поверхности нагрева котла-утилизатора
	ППВД	ИВД	ЭВД	ППНД	ИНД	ГПК
Количество секций	4	7	5	1	5	10
Число рядов труб по ходу газов	8	14	10	2	10	20
Число труб в ряду по ширине газохода	118	118	118	118	118	118
Наружный диаметр труб, мм	38	38	32	38	38	38
Толщина стенки, мм	3	3	4	3	3	3
Марка стали труб	12Х1МФ	20	20	20	20	20
Поперечный шаг труб, мм	86	86	96	86	86	86
Продольный шаг, мм	84	84	84	84	84	84
Тип оребрения труб	сплош-ное	просечн.	просечн.	сплош-ное	просечн.	просечн.
Высота ребер, мм	11	14	11	11	14	14
Толщина ребер, мм	1	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
Шаг оребрения, мм	5,3	4,2	4	4,3	4,9	4
Глубина просечки, мм	0	8	8	0	8	8
Марка стали ребер	12Х1МФ	20	20	20	20	20

Таблица П.3. Показатели качества питательной воды котла-утилизатора П-88

№	Показатель	Размерность	Значение
1	Общая жесткость, не более	мкг-экв/кг	3
2	Содержание соединений железа, не более	мкг/кг	30
3	Содержание соединений меди, не более	мкг/кг	5
4	Содержание растворенного кислорода в конденсате перед деаэратором, не более	мкг/кг	20
5	Содержание нефтепродуктов, не более	мг/кг	0,3
6	рН	-	9,1+0,1
7	Содержание кремниевой кислоты, не более	мкг/кг	50
8	Условное солесодержание (в пересчёте на NaCl), не более	мкг/кг	300
9	Удельная электропроводимость, не более	мкСм/см	2,0

Таблица П.4. Основные технико-экономические показатели котла-утилизатора П-88

№	Наименование параметра	Размерность	Значение
1	Расход газов на входе в один котел	кг/с	359,4
2	Температура газов на входе в котел	о С	533
Контур высокого давления
3	Паропроизводительность	т/ч	154,3х2=308,6
4	Давление пара на выходе из котла	МПа	7,3
5	Температура пара на выходе из котла	о С	504,4
Контур низкого давления
6	Паропроизводительность	т/ч	39х2=78
7	Давление пара на выходе из котла	МПа	0,7
8	Температура пара на выходе из котла	о С	227,9
Водо-водяной теплообменник
9	Тепловая нагрузка ВВТО: - номинальная - максимальная (при t н.в.=-29 о С)	МВт МВт (Гкал/ч)	21 32 (27,4)

Таблица П.5. Проектные характеристики контура высокого давления котла-утилизатора П-88

Наименование параметра	Величина параметров
1 Температура окружающего воздуха, о С	-30	-3,9	+3,3	+15	+15	+15	+15	+15
2 Тип топлива	Газ	Газ	Газ	Газ	Газ	Газ	Газ	ДТ
3 Нагрузка КУ, %	100	100	100	100	75	50	25	100
4. Контур высокого давления
4.1 Паропроизводительность, т/ч	143,2	154	157,3	156,5	130,4	90,1	50,0	153,7
4.4 Давление в барабане ВД, абс. МПа	6,797	7,443	7,604	7,541	6,242	4,109	2,17	7,61
4.2 Давление пара на выходе, абс. МПа	6,431	7,054	7,208	7,151	5,903	3,868	2,04	7,23
4.3 Температура пара на выходе, оС,	463	491	493	502	493	408	309	501
4.5 Температура воды на входе в ЭВД, оС,	167	168	169	167	159	149	137	167
4.6 Давление воды на входе в ЭВД, МПа	7,245	7,897	8,06	7,995	6,684	5,037	3,093	8,063

Таблица П.6. Проектные характеристики контура низкого давления котла-утилизатора П-88

№	Величина	Значение
1	Температура окружающего воздуха, о С	-30	-3,9	+3,3	+15	+15	+15	+15	+15
2	Тип топлива	Газ	Газ	Газ	Газ	Газ	Газ	Газ	ДТ
3	Нагрузка КУ, %	100	100	100	100	75	50	25	100
Контур низкого давления
4	Паропроизводительность, т/ч	38,0	36,7	37,4	35,2	29,9	30,5	26,5	33,3
5	Давление в барабане НД, абс. МПа	0,716	0,736	0,752	0.726	0,588	0,458	0,330	0,725
6	Давление пара на выходе, абс. МПа	0,669	0,693	0,707	0,686	0,552	0,410	0,28	0,69
7	Температура пара на выходе, о С,	233	232	233	233	222	214	199	232
8	Расход через ГПК, т/ч	388,7	343,8	324,1	334,3	324,0	322,5	320,5	479
9	Расход рециркуляции ГПК, т/ч	205,6	151,2	134,6	152,2	162,1	207,0	295,3	290
10	Давление на входе ГПК, МПа	1,07	1,07	1,07	1.05	0,88	0,73	0,73	1,17
11	Температура на входе ГПК, С	60	60	68	81	81	94	110	105
12	Тепловая нагрузка ВВТО, МВт	13,5*	8,6	6,7	3,8	3,8	3,8	3,8	0

Таблица П. 7. 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		p ПВ до ГПК = p КЭН - ? pКПУ ? p КЭН
6	Температура основного конденсата за конденсатором паровой турбины	tОК	OC		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		t за КПУ = tОК + ? t КПУ
9	Температура питательной воды на входе в ГПК КУ	t до ГПК	OC	65,0	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		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	дtГПК	OC	1015	Требования [19,20]
2	Температурный напор в пинч-пункте на выходе пара контура НД из пароперегревателя НД	дtППНД	OC	1015	Требования [19,20]
3	Температурный напор в пинч-пункте на входе питательной воды в экономайзер ВД	дtЭВД	OC	1015	Требования [19,20]
4	Температурный напор в пинч-пункте на выходе пара контура ВД из пароперегревателя ВД	дtППВД	OC	20	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	316,752	2•(GКД + BТ)
2	Плотность газов на входе в КУ	сГ КУ	кг/м3		Из расчета ГТД
3	Коэффициент избытка воздуха на входе в КУ	4	-		Из расчета ГТД
4	Давление газов на входе в КУ	p4 КУ	бар		Из расчета ГТД
5	Удельная изобарная теплоемкость газов на входе в КУ	cpг 4	кДж/(кг • К)		Из расчета ГТД
6	Температура газов на входе в КУ	и4 КУ	OC	519,0	Из расчета ГТД и4 КУ = t4 КУ
7	Энтальпия газов на входе в КУ (за диффузором)	IД	кДж/кг		Из расчета ГТД
Газ на выходе из котла-утилизатора
1	Температура газов на выходе из КУ	и 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)		cp УХ. Г = f(и УХ)
3	Энтальпия газов на выходе из КУ при и УХ	IУХ	кДж/кг		и УХ • cp УХ. Г
4	Энтальпия газов на выходе из КУ при tНВ	IГ НВ	кДж/кг		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.

7. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА В ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКЕ

При расчете нагрузки паровой турбины (ПТ) следует учитывать количество работающих газовых турбин, т.е. расчет блока ПГУ (2 ГТ и ПТ) или полублока (1 ГТ и ПТ) (рис. 1). При расчете нагрузки ПТ с работой двух равнонагруженных ГТ необходимо, с учетом работы двух КУ, соответственно увеличить в два раза расход пара контуров высокого и низкого давлений, генерируемых каждым котлом.

В случае, если обе ГТ работают с разной нагрузкой, то при расчете паропроизводительности каждого КУ следует принимать одинаковые параметры пара (давление и температуру), но значения расходов пара из контуров высокого и низкого давлений каждого котла-утилизатора будут различными.

Следует также учитывать, что при работе полублока (1 ГТ и ПТ), расходы пара из контуров ВД и НД будут соответствовать номинальным значениям производительности КУ, но давления пара в указанных контурах будут значительно ниже (), т.е. потребуется уточнение указанных параметров на основе проектных данных.

Рис. 23. Расчетная схема турбины К-110-6,5 (Режим номинальный: 2хГТ 100%, t_Н.В. = 15 ^OC)

Расчет процесса расширения пара в ПТ производится по традиционной методике при следующих условиях (рис. 24).

1. Параметры пара перед паровпускными органами ЦВД (перед СК и РК) определены при расчете КУ.

2. РК полностью открыты, т.к. нагрузка ПГУ регулируется нагрузкой ГТ. Потеря давления пара в СК и РК ВД при полном открытии РК составляет 3 5% [22].

3. Давление за 14-ой ступенью ЦВД определяется по формуле Стодолы-Флюгеля для докритического режима работы группы ступеней [22]:

D_0n/ D₀₀ = [(p_0n² - p_2n²)/ (p₀₀² - p₂₀²)] ^0,5 >

> p₂^1-14 = p_2n = [p_0n² - (D_0n²/ D₀₀²)•((p₀₀² - p₂₀²))] ^0,5, (7.1)

где: D_{00 ВД} = D₀₀ - для расчетного режима; D_{0n ВД} = D_{0 ВД} = D_0n - для рассматриваемого режима работы турбины; p₀₀, p_0n - соответственно, давления пара перед группой ступеней в расчетном режиме и рассматриваемом режиме, бар (МПа); p₂₀, p_2n - соответственно, давления пара за группой ступеней в расчетном режиме и рассматриваемом режиме, бар (МПа).

Согласно [23] примем следующие данные расчетного режима 1-й ч 14-й ступеней для вычисления по формуле Флюгеля:

; . (7.2)

4. Значение относительного внутреннего КПД _оi^1-14 можно оценить по приближенной эмпирической формуле для группы ступеней малой верности (ступени с сопловыми и рабочими лопатками небольшой длины: и = d_ср / ? > 8 10):

_оi ^1-14 = (0,92 - 0.2/(D_{0 ВД}• х_ср))•(1+(H₀^1-14 - 7•10²)/2•10⁴). (7.3)

Здесь: D_{0 ВД} - расход пара через сопла первой ступени ЦВД, кг/с; х_ср = (х_О^ґ _ВД • х₂ ^1-14)^0,5 - средний удельный объем пара в проточной части ЦВД, м³/кг; х₂ ^1-14 - удельный объем пара за ступенями №1-14, м³/кг; H₀^1-14 - располагаемый тепловой перепад проточной части ЦВД, кДж/кг.

Рис. 24. Процесс расширения пара в h,s-диаграмме для турбины К-110-6,5

5. После расчета отсека ЦВД (ступени №1-14) выполняется расчет параметров пара в камере смешения ЦВД.

В камере ЦВД, между 14-ой и 15-ой ступенями, происходит смешение потоков пара ступеней №1-14 пара контура НД КУ:

D_СМ = D_{0 ВД} + D_{0 НД}, (7.4)

где: D_СМ - расход пара из камеры смешения через 15-ю 19-ю ступени ЦВД в рассматриваемом режиме, кг/с; D_{0 ВД} - расход пара через 14-ю ступень ЦВД в рассматриваемом режиме, кг/с; D_{0 НД} = (D_{ПП НД} - D_СН) - расход пара в рассматриваемом режиме в камеру смешения из контура НД КУ, за вычетом расхода пара в коллектор собственных нужд (D_СН ? 0,006 • D_{ПП НД}), кг/с).

Теплосодержание пара на входе в 15-ю ступень ЦВД определится из теплового баланса камеры смешения:

h _СМ = (h_{2 ВД} • D_{2 ВД} + h_{0 НД} • D_{0 НД}) / D _СМ. (7.5)

Давление в камере смешения определится по формуле Стодолы-Флюгеля:

p_СМ = [ (D_СМ / D_{СМ 0})² • (p_{СМ 0}² - p_{К 0}²) + p_К ²]^0,5. (7.6)

Здесь:

а) в расчетном режиме (проектные данные) параметры пара в камере смешения приведены в табл. 4. Давления и расходы пара в таблице представлены из условия работы блока ПГУ (2 ГТ и ПТ) на номинальной нагрузке.

б) в рассчитываемом режиме: p_СМ - давление пара в камере смешения, бар;

p_К ? p_{К 0} - давление пара за последней ступенью турбины в конденсаторе, бар.

Таблица. 4. Опорные параметры для расчета котла-утилизатора П-88

Наименование	Обозначение	Размерность	Значение
Давление пара перед СК ВД		бар	68,49
Давление пара перед соплами 1-й ступени ЦВД		бар	68,44
Потеря давления в СК и РК ЦВД		%	3,0
Расход пара из контура ВД в ЦВД		кг/с	85,275
Давление пара в камере смешения		бар	6,5
Расход пара из контура НД в камеру смешивания		кг/с	20,0
Суммарный расход пара из камеры смешивания		кг/с	105,275
Расчетное давление за последней ступенью турбины (в конденсаторе)		бар	0,0509

Пренебрегаем значениями p_{К 0}² и p_К ² ввиду их малости, получаем формулу для определения давления в камере смешения:

p_СМ = (D_СМ / D_{СМ 0}) • p_{СМ 0}. (7.7)

6. Давление пара для рассчитываемого режима за последней ступенью ЦВД определяется по формуле Стодолы-Флюгеля:

D_0n²/ D₀₀² = [(p_0n² - p_2n²)/ (p₀₀² - p₂₀²)] ^0,5 >

> p_2n^ЦВД = [p_0n² - (D_0n²/ D₀₀²)•((p₀₀² - p₂₀²))] ^0,5. (7.8)

Здесь: D₀₀ = D_{0 СМ} = 105,3 кг/с - расход пара из камеры смешения для расчетного режима в ступени ЦВД №№15 19; D_0n = D_СМ - расход пара из камеры смешения для рассматриваемого режима работы в ступени ЦВД №№15 19; p₀₀ = p_{СМ 0} - давление в камере смешения для расчетного (проектного) режима работы; p_0n = p_СМ - давление в камере смешения для рассчитываемого режима работы; p₂₀ = 1,64 бар (1,67 кгс/см²) - давление на выходе ЦВД для расчетного режима работы турбоустановки.

Параметры пара в изоэнтропийном процессе расширения пара за ступенью №19 (за ЦВД) определяются с учетом того, что процесс в ЦВД может заканчиваться в области влажного пара.

Значение относительного внутреннего КПД ступеней ЦВД №№ 1519 (_оi^15-19) можно оценить по приближенной эмпирической формуле для группы ступеней малой верности (ступени с сопловыми и рабочими лопатками небольшой длины: и = d_ср / ? > 8 10):

_оi^15-19 = (0,92 - 0.2/(D_СМ • х_ср))•(1+(H₀^15-19 - 7•10²)/2•10⁴)•k_вл. (7.9)

Здесь: D_СМ - расход пара через сопла 15-ой ступени ЦВД, кг/с;

х_ср = (х₀¹⁵ • х₂¹⁹)^0,5 - средний удельный объем пара в проточной части ступеней №№ 1519 ЦВД, м³/кг; H₀^15-19 - располагаемый тепловой перепад проточной части ЦВД, кДж/кг; k_вл = 1 - 0,4•(1 - г_вл)• y₂^ЦВД •(H_{0 ВЛ}^15-19 / H₀^15-19) - коэффициент, учитывающий потери энергии пара в ступенях ЦВД, работающих во влажном паре: где: г_вл = 0,1 - коэффициент [22, 24]; y₂^ЦВД - степень влажности пара в действительном процессе за ЦВД; H_{0 ВЛ}^15-19 - часть располагаемого теплового перепада (H₀^15-19), находящегося в зоне влажного пара (то есть ниже пограничной кривой x = 1 в h,s-диаграмме).

7. Параметров пара перед ЦНД определяются с учетом процессов в ресиверах и выносных сепараторах пара.

Потеря давления пара (p_2n^ЦВД) в перепускных трубах (ресиверах) из ЦВД в ЦНД (?p_РЕС) и в выносных сепараторах (?p_С):

?p₂ = ?p_РЕС + ?p_С = (0,02 0,03) • p_2n^ЦВД. (7.10)

Давление пара перед соплами первой ступени ЦНД

p_О ^ЦНД = p_2n^ЦВД - ?p₂. (7.11)

Если на ПТ установлен сепаратор, то значение коэффициента сепарации влаги (КПД сепаратора) рекомендуется принимать ц = 0,98.

ц = G_СЕП / G₂^I, (кг/с) /(кг/с). (7.12)

Здесь: G_СЕП - массовый расход сепарата (вода), выведенного в сепараторе из потока пара, кг/с; G₂^I - массовый расход влаги на входе в сепаратор, то есть содержащейся в насыщенном (влажном паре) после ЦВД, кг/с.

Массовый расход влаги на входе в сепаратор (G₂^I) можно определить исходя из определения степени влажности пара:

y₂ ^ЦВД = 1 - x₂ ^ЦВД = G₂^I / (G₂^I + D₂^II) = G₂^I / D₂^ЦВД > G₂^I = y₂ ^ЦВД • D₂^ЦВД, (7.13)

где: D₂^ЦВД = D_СМ - расход влажного пара из ЦВД в сепаратор, кг/с; G₂^I - масса влаги, содержащейся в насыщенном паре после ЦВД, кг/с; D₂^II - масса сухого насыщенного пара, содержащегося во влажном паре (D₂^ЦВД = G₂^I + D₂^II) на выходе из ЦВД, кг/с.

Масса отсепарированной влаги:

G_СЕП = ц • G₂^I, кг/с. (7.14)

Масса влаги, оставшаяся в потоке пара после сепараторов (на входе в сопла первой ступени ЦНД):

G₀^{I ЦНД} = G₂^I - G_СЕП. (7.15)

Расход насыщенного пара из сепараторов в ЦНД:

D₀^ЦНД = D₂^II + G₀^{I ЦНД}. (7.16)

Степень сухости пара на входе в ЦНД:

x₀ ^ЦНД = D₂^II / D₀^ЦНД. (7.17)

ЦНД не имеет отборов пара, поэтому расход пара в конденсатор:

D_К = D₂^ЦНД = D₀^ЦНД, (7.18)

где: D₀^ЦНД - расход пара в сопла первой ступени ЦНД (`в голову” ЦНД), кг/с; D₂^ЦНД - расход пара на выходе ЦНД, кг/с; D_К - расход пара в конденсатор, кг/с.

Относительный внутренний КПД проточной части ЦНД можно оценить по эмпирической зависимости [10, 11]:

_оi ^ЦНД = 0,87•(1+ (H₀ ^ЦНД - 400)/10⁴)•k_вл - ?H_ВС / H₀ ^ЦНД, (7.19)

где: H₀^ЦНД - располагаемый тепловой перепад ЦНД, кДж/кг; k_вл = 1 - 0,4•(1 - г_вл)• (y₀^ЦНД + y₂^ЦНД)•(H_{0 ВЛ}^ЦНД / H₀ ^ЦНД) - коэффициент, учитывающий потери энергии влажного пара в ступенях ЦВД; г_вл = 0,1 - коэффициент [22, 24]; y₂^ЦНД - степень влажности пара в действительном процессе за ЦВД; H_0ВЛ^ЦНД - часть располагаемого теплового перепада (H₀^ЦНД), находящегося в области влажного пара (то есть ниже пограничной кривой x = 1 в h,s-диаграмме).

Потери энергии потока пара с выходной скоростью, покидающего ЦНД можно определить по эмпирической формуле [22, 24], кДж/кг:

?H_ВС = 0,5•10-³[(D_К • х_К) / Щ_Z]² • [1 - (0,1/(и_Z - 1)], (7.20)

где: D_К - расход пара в конденсатор, кг/с; х_К - удельный объем пара на входе в конденсатор (в действительном процессе), м³/кг; Щ_Z = р • d_{СР Z} • ?_{2 Z} = 3,14•2,48•960,0•10-³ = 7,475712 м² - аксиальная площадь выхода потока пара из последней ступени К-110-6,5; и_Z = d_{СР Z} / ?_{2 Z} = 2,48 / (960,0•10-³) = 2,583 - веерность последней ступени К-110-6,5 [ 23 ]; d_{СР Z} = 2,48 м - средний диаметр рабочих лопаток последней ступени К-110-6,5; ?_{2 Z} = 960 мм - длина рабочих лопаток последней ступени К-110-6,5.

8. Параметры пара в действительном процессе на выходе из последней ступени ЦНД:

?H_ВС, _оi ^ЦНД, H_i^ЦНД, h₂ ^ЦНД (7.21)

9. Пренебрегая аэродинамическим сопротивлением выходного патрубка ЦНД, ввиду его малости [22], считаем, что полученные значения параметров пара на выходе из ЦНД соответствуют параметрам пара на входе в конденсатор:

p_К = p₂^ЦНД; h_К = h₂ ^ЦНД; t_К = t₂ ^ЦНД; х_К = х₂ ^ЦНД; y_К = y₂ ^ЦНД. (7.22)

Экономические показатели паротурбинной установки

1. Внутренняя мощность паровой турбины, кВт:

N_i^ПТ = N_i^{ЦВД (1-14)} + N_i^{ЦВД (15-19)} + 2 • N_i^ЦНД =

= D_{0 ВД} • H_i^1-14 + D _СМ • H_i^15-19 + 2 • (D₀^ЦНД/2) • H_i^ЦНД. (7.23)

2. Электрическая мощность ПТУ (мощность на клеммах генератора), кВт:

N_Э^ПТУ = N_i^ПТ • _М • _ЭГ, (7.24)

где: _М = 0,99 - механический КПД паротурбинной установки [22]; _ЭГ = 0,98 - электрический КПД паротурбинной установки [22].

3. Абсолютный электрический КПД ПТУ:

_Э^ПТУ = N_Э^ПТУ / Q_КУ. (7.25)

4. Абсолютный электрический КПД паросиловой установки (КУ + ПТУ):

_Э^ПСУ = _Э^ПТУ • _КУ, (7.26)

где _КУ - КПД котла-утилизатора.

8. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ РЕЖИМА КОНДЕНСАТОРА

Расчет поверхностного конденсатора на заданный режим работы ПТ позволяет выполнить численные исследования характеристик конденсатора при отклонении следующих величин от номинальных:

1) расхода пара в конденсатор;

2) расхода охлаждающей воды в трубную систему конденсатора;

3) температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор;

4) присосов воздуха в паровое пространство конденсатора;

5) степени загрязнения конденсаторных трубок;

6) поверхности теплообмена.

Расчет обычно выполняется в следующей последовательности.

1. Подготавливаются все данные расчетного режима работы конденсатора, включающие: конструктивные данные; расход и параметры пара на входе в конденсатор; расход и параметры охлаждающей воды конденсатора.

2. По данным номинального режима конденсатора целесообразно выполнить расчет конденсатора на номинальный режим для определения расчетных значений тепловых и гидравлических характеристик конденсатора.

3. Подготавливаются данные искомого переменного режима конденсатора, т. е. режима, на который, собственно, и выполняется расчет. В качестве исходных данных служат: расход и параметры пара, поступающего в конденсатор; число ходов, расход и параметры охлаждающей воды; величина присосов воздуха в паровое пространство конденсатора; величина и характер отложений на поверхностях трубной системы конденсатора.

В зависимости от состава работающего основного оборудования ПГУ определяется расход охлаждающей воды в конденсатор. При работе ПГУ в составе полублока нагрузка ПТ не превышает 50% от номинальной, поэтому целесообразно задаться расходом охлаждающей воды соответствующему производительности работы одного ЦЭН.

Теплоту конденсации пара, кДж/кг:

. (8.1)

1. Тепловая нагрузка конденсатора, кВт:

. (8.2)

1. Кратность охлаждения воды в конденсаторе, кг/кг,

. (8.3)

2. Нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, °С,

, (8.4)

где кДж/(кгК) - удельная изобарная теплоемкость охлаждающей воды.

3. Конечный температурный напор в конденсаторе, °С,

, (8.5)

где ? коэффициент теплопередачи конденсатора, Вт/(мК). В первом приближении принимаем по данным расчета на номинальный режим (или по рекомендациям).

4. Температура пара, поступающего в конденсатор, °С,

. (8.6)

5. Давление пара в конденсаторе (считаем, что в конденсатор поступает влажный пар)

. (8.7)

6. Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °С:

. (8.8)

7. Среднелогарифмический температурный напор в конденсаторе, °С,

. (8.9)

6. Средний коэффициент теплопередачи в конденсаторе с учетом чистоты конденсаторных трубок, Вт/(м²К) [12]:

, (8.10)

где ? коэффициент теплоотдачи от стенки трубки к охлаждающей воде, Вт/(м²К); ? средний коэффициент теплоотдачи от паровоздушной смеси, Вт/(м²К); ? теплопроводность материала стенки, Вт/(мК); ? теплопроводность отложений на стенках конденсаторных трубок, Вт/(мК); ? толщина отложений на конденсаторных трубках, мм; , ? внутренний и наружный диаметр конденсаторных трубок, мм.

9. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПГУ

Этот этап расчета позволяет определить влияние любого изменяемого параметра режима работы ПГУ на топливные затраты. Таким образом, можно анализировать целесообразность внедрения технического решения, оценивать экономию топлива и определять срок окупаемости оборудования ПГУ.

Таблица 5. Сводка технико-экономических показателей утилизационной ПГУ

№	Наименование величины	Обозна- чение	Способ определения
1	Относительный внутренний КПД ГТ с учетом охлаждения проточной части	зOI ГТ	зOI ГТ = (?т)ОХЛ / ?т t
2	Электрическая мощность газовой турбины, кВт	NЭ ГТ	NЭ ГТУ + NI К
3	Внутренняя мощность газовой турбины, кВт	Ni ГТ	NЭ ГТ /(з М ГТ•з Г ГТ)
4	Абсолютный (термический) КПД обратимого цикла ГТУ	зtГТУ	[(h3 - h4 t) - (h2 t - h1)] / (h3 - h2 t)
5	Относительный внутренний КПД необратимого (реального) цикла ГТУ	зi ГТУ	[(h3 - h4 t) • зOI ГТ - (h2 t - h1) / зOI К] / [h3 - h2) / зКС]
6	Относительный эффективный КПД ГТУ	з ОЕ ГТУ	зi ГТУ • з М ГТУ
7	Относительный электрический КПД ГТУ	зОЭГТУ	зiГТУ•з М ГТУ•з Г ГТУ
8	Удельный расход условного топлива на ГТУ, г / (кВт•ч)	(bТГТУ)У.Т.	3600 • (BУ.Т. • 1000)/ NЭ ГТУ
9	Коэффициент полезной работы (мощности) ГТУ	ц	NЭ ГТУ / NI ГТ
10	КПД котла-утилизатора (коэффициент утилизации тепла уходящих газов ГТУ)	КУ	(IД - I УХ) / (IД - I Г НВ)
11	Внутренняя мощность паровой турбины, кВт	NiПТ	D0 ВД • Hi1-14 + D СМ • Hi15-19 + 2 • (D0ЦНД/2) • HiЦНД
12	Электрическая мощность ПТУ (мощность на клеммах генератора), кВт	NЭПТУ	NiПТ • М • ЭГ
13	Абсолютный электрический КПД ПТУ	ЭПТУ	NЭПТУ / QКУ
14	Абсолютный электрический КПД паросиловой установки (КУ + ПТУ)	ЭПСУ	ЭПТУ • КУ
15	Степень бинарности цикла ПГУ		(QКС1 + QКС2)/(QКС1 + QКС2 + Q1 КУ)
16	Электрическая мощность ПГУ, кВт	NЭ ПГУ	2ЧNЭГТУ + NЭ ПТУ
17	Расход электроэнергии на с. н., кВт	NСНПГУ	0,0155 • NЭПГУ
18	Абсолютный электрический КПД ПГУ (брутто)	(ЭПГУ)БР	NЭПГУ / [(NO КС 1 + NO КС 2) / КУ]
19	Абсолютный электрический КПД ПГУ (нетто)	(ЭПГУ)Н	(NЭПГУ - NСНПГУ)/ [(NO КС 1 + NO КС 2) / КУ]
20	Удельный расход усл. топлива на ПГУ, г/(кВт•ч)	(bТПТУ)У.Т.	122,8 / (ЭПГУ)Н где Q У.Т. = 29300 кДж/кг

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). Под ред. Н.В. Кузнецова и др., М., «Энергия», 1973. - 296с.

2. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов. Справочник. - 4-е изд., перераб./ С.Л. Ривкин. - М.: «Энергоатомиздат», 1987. - 288 с.

3. Касилов В.Ф. Справочное пособие по гидродинамике для теплоэнергетиков/ В.Ф. Касилов,-М.: Издательство МЭИ, 2000 - 272 с.

4. Основы практической теории горения: учебное пособие для студентов высших учебных заведений/ под ред. В.В. Померанцева. - Л.: Энергия, 1973. - 264 с.

5. Талантов А.В. Горение в потоке/А.В. Талантов. - М.: Машиностроение, 1978. - 159 с.

6. Лариков Н.Н. Теплотехника: учеб. для вузов - 3-е изд., перераб. и доп./ Н.Н. Лариков. - М.: Стройиздат, 1985. - 432 с.

7. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 для ПГУ-325. Руководство по эксплуатации. Ч. 1. Описание и работа (097108000 РЭ)/ НПК «Зоря»- «Машпроект». 2004. - 72 с.

8. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 для ПГУ-325.Использование по назначению. Ч. 2. Описание и работа (097108000 РЭ1)/ НПК «Зоря»- «Машпроект». 2004. - 72 с.

9. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 для ПГУ-325. Техническое обслуживание, хранение, транспортирование,. Ч. 3. Описание и работа (097108000 РЭ2)/ НПК «Зоря»- «Машпроект». 2004. - 72 с.

10. В71107-02РР. Изделие ГТГ-110. Расчет режима номинальной мощности и статические характеристики ГТГ-110, уточненный НПО «Машпроект». 1991. - 52 с.

11. Производственная инструкция по эксплуатации ГТЭ-110/ ОАО «Испытательный стенд Ивановской ГРЭС», г. Комсомольск. ОАО «Ивановские ПГУ». 2005. - 175 с.

12. Котел-утилизатор паровой Е-155/35-7,2/0,7-501/231 (П-88) для ПГУ-325 ОАО «Ивановские ПГУ». Инструкция по эксплуатации. ОАО "Испытательный стенд Ивановской ГРЭС", г. Комсомольск. ОАО «Ивановские ПГУ». 2005. - 36 с.

13. РТМ 24.020.17-73. Методика аэродинамического расчета проточной части осевого компрессора для стационарных установок. - М.: Мин-во тяж., энерг. и трансп. Машиностроения, 1973.

14. Александров А.А. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок: учебное пособие для вузов/ А.А. Александров. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 158 с.

15. Пчелкин Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей/ Ю.М. Пчелкин. - М.: Машиностроение. 1984.

16. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С.В. Цанева.- М.: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с.

17. Ольховский Г.Г. Энергетические котлотурбинные установки/ Г.Г. Ольховский. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

18. Производственная инструкция по эксплуатации газового хозяйства ОАО «Ивановские ПГУ», г. Комсомольск. ОАО «Ивановские ПГУ» 2006 - 58 с.

19. НТП-ГТ-2000. Нормы технологического проектирования электростанций с газотурбинными парогазовыми установками. М., РАО «ЕЭС России». 2000 - 94 с.

20. ВНТП 81. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. М., Минэнерго СССР. 1981. - 65с.

21. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Издательство МЭИ, 2003.

22. Костюк А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций: учебник для вузов - 2-е изд. перераб и дополн./ А.Г. Костюк [и др.]; под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: Издательство МЭИ, 2001 - 488 с.

23. Турбина паровая К-110-6,5 для ПГУ-325. Расчетно-справочные данные (8600001 РР 0201) ЛМЗ - СПб. 2006 - 21 с.

24. Трухний А.Д., Петрунин С.В. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: Метод. пособие по курсу «Энергетические установки». - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 24 с.

25. Руководящие указания по тепловому расчету поверхностных конденсаторов мощных турбин тепловых и атомных электростанций - М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.

26. Бродов Ю.М. Конденсационные установки паровых турбин: учебное пособие для вузов/ Ю.М. Бродов, Р.З. Савельев. - М.: Энергоатомиздат, 1994.

27. Тепловые и атомные электростанции: справочник, под общей редакцией чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2003 - 645 с..6 - ил. - (Теплотехника и теплоэнергетика; Кн. 3).

28. РТМ 108.022.11-83. Установки газотурбинные и парогазовые. Расчет и проектирование камер сгорания. Л.: НПО ЦКТИ, 1984.

29. Елисеев Ю.С. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок/ Ю.С. Елисеев [и др.]. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000.

30. Конденсатор 110КП-10000-1. Руководство по эксплуатации (1456609 РЭ). - СПб: ОАО «Ленинградский металлический завод», 2005. - 20 с.

31. Методические основы определения энергетических показателей парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами / В.Д. Буров, СВ. Цанев, А.П. Дудко и др. // Вестник МЭИ. - 1999. - № 4. - С.35 - 40.

32. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев и др. М.: Издательство МЭИ, 2000.

33. Соколов В.С. Газотурбинные установки/ В.С. Соколов. - М.: Высшая школа, 1986.

34. Рыжкин, В.Я. Тепловые схемы и показатели газотурбинных и парогазовых электростанций: учебное пособие по курсу «Тепловые и атомные электростанции»/ В. Я. Рыжкин, С.В. Цанев. - М.: Издательство МЭИ, 1980. - 28 с.

35. Методические указания по составлению энергетических характеристик оборудования и определению расчетных удельных расходов топлива газотурбинных электростанций МУ 34-70-072-84/ Утв. Главтехупр. Минэнерго СССР 28.05.84. Разраб. ПО Союзтехэнерго. Срок действия установлен с 01.11.84 - М.: СПО «Союзтехэнерго», 1985.

36. СО 34.30.106-00 (РД 153-34.1-39.106-00). Правила технической эксплуатации газового хозяйства газотурбинных и парогазовых установок тепловых электростанций/ Утв. РАО «ЕЭС России» 28.04.00; Разраб. РАО «ЕЭС России», Горгостехнадзор России, НТЦ «Промышленная безопасность», АО «Теплоэнергопроект», АО «Фирма ОРГРЭС», АО «ВТИ»: Срок действия установлен с 01.03.2001.- М.:СПО ОРГРЭС, 2001. - 87 с.

37. Итинская, Н.И. Топлива, масла и технические жидкости: справочник. - 2-е изд. перераб. и дополн./ Н.И. Итинская, Н.А. Кузнецов.- М.: Агропромиздат, 1989. - 304 с.

38. ГОСТ 23290-78. Установки газотурбинные стационарные. Термины и определения.

39. ГОСТ 21199-82. Установки газотурбинные. Общие технические требования.

40. ОСТ 108022-13-82. Устройства воздухоподготовительные, комплексы для газотурбинных установок.

41. ГОСТ 4.433-86. Установки газотурбинные стационарные. Номенклатура показателей.

42. ГОСТ 27529-87. Установки газотурбинные. Типы. Ряд мощностей.

43. ГОСТ 5542-87. Газы горючие для промышленности и коммунально-бытового назначения. Технические условия.

44. ISO 2314-89. Газовые турбины. Приемочные испытания.

45. ГОСТ 29328-92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия.

46. ISO 3977-1:1997. Установки газотурбинные. Термины и определения.

47. ISO 3977-2:1997. Газовые турбины. Нормальные условия и нормальные характеристики.

48. ISO 3977-9:1999. Газовые турбины. Надежность, готовность, надежность в эксплуатации, безопасность.

49. ГОСТ Р 51852-2001 (ИСО 3977-1). Установки газотурбинные. Термины и определения.

50. ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001. Установки газотурбинные. Методы определения выбросов вредных веществ.

51. ISO 3977-4:2002. Газовые турбины. Топлива и окружающая среда.

52. ИСО 3977-3:2004). Газовые турбины. Требования к проектированию.

53. ГОСТ Р 52200-20004 (ИСО 3977-2-1977). Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели.

54. ISO 19860:2005. Газовые турбины. Требования к системам сбора данных и тренд-мониторинг для газотурбинных установок.

55. РТМ 108.020.22-84. Установки парогазовые стационарные. Методика расчета тепловых схем установок и высоконапорных парогенераторов. - Л.: НПО ЦКТИ, 1985.

56. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Издание официальное. Москва. СПО ОРГРЭС. 2003.

57. В.С. Рабенко, И.В. Будаков, М.А. Алексеев Тепловой расчет двухконтурной установки утилизационного типа. Учебное пособие. ИГЭИ имени В.И. Ленина, 2008.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Алгоритмы вычислений параметров газа по таблицам

Исходные данные.

Сжатие воздуха в компрессоре. Известно значение относительного внутреннего КПД компрессора - з^к_oi.

Известны давление p₁ и температура t₁ в начальном состоянии и конечное давление p₂. Процесс изоэнтропийный (s₁ = s₂ = const, т.е., ?s = 0).

Расчет параметров в точке1.

1. Вычисляется фактическое относительное давление:

е₁ = p₂ / p₁. (2.1)

2. По таблицам определяются параметры точки 1 в функции от Т₁ (или в функции от t₁, что более удобнее):

h₁, u₁, р₀₁, и ₀₁, s⁰₁ = f(t₁). (2.2)

3. Вычисляется значение энтропии в точке 1:

s₁ = s⁰₁ - R • lnp₁. (2.3)

4. Удельный объем газа в точке 1 по уравнению Клапейрона-Менделеева:

pv = RT > v₁ = RT₁ / p₁. (2.4)

Расчет параметров в точке 2t.

5. По зависимости:

(p₁ / р₂)s = const = 1/ е₁ = р₀₁ / р_{02 t}

находим

р_{02 t} = р₀₁ • е₁. (2.5)

6. По таблицам, интерполяцией, по значению р_02t определяем необходимые параметры в точке 2t:

t_2t,Т_2t, h_2t, u_2t, и _02t, s⁰_2t = f(р_{02 t}). (2.6)

7. Вычисляется фактическое значение энтропии в точке 2t:

?s = s₂ - s₁ = s⁰_2t - s⁰₁ - R • ln(p₂ / p₁) = 0 > s_2t = s₁,

или по формуле:

s_2t = s⁰_2t - R • lnp_2. (2.7)

8. Удельный объем газа в точке 2t определяется из соотношения:

(v ₁ / v _2t)s = const = и ₀₁ / и _{02 t} > v _2t = v ₁ • (и _{02 t} / и ₀₁),

или по формуле:

v_2t = RT_2t / p₂. (2.8)

Здесь и далее, размерности:

t - ⁰C; T - K; p - бар; h - кДж/кг; v - м³/ кг;

s - кДж/(кг•К); R - кДж/(кг•К);

Расчет параметров в точке 2.

9. Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре в обратимом процессе:

?_{к t} = h_2t - h₁. (2.9)

10. Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре в необратимом процессе:

?_к = (h_{2 t} - h₁) / з^к_oi. (2.0)

11. Параметры состояния воздуха в конце действительного процесса сжатия.

Энтальпия воздуха в конце сжатия

h₂ = h₁ + ?_к. (2.11)

По таблицам, по h₂, интерполируя, находим t₂ и s⁰₂.

12. Изменение энтропии может быть определено по соотношению

?s = s₂ - s₁ = s⁰₂(Т₂) - s⁰₁(Т₁) - R • ln(p₂ / p₁)

исходя из следующих соображений.

Учитывая, что в теоретическом адиабатном (обратимом) процессе

?s = s_2t - s₁ = s⁰_2t - s⁰₁ - R • ln(p₂ / p₁) = 0,

а в действительном адиабатном (необратимом) процессе:

?s = s₂ - s₁ = s⁰₂ - s⁰₁ - R • ln(p₂ / p₁),

получим, вычитая из последнего уравнения предыдущее:

?s = s₂ - s₁ = s⁰₂ - s⁰_2t. (2.12)

Из этого выражения следует, что при одинаковом отношении давлений (p₂ / p₁), изменение энтропии в действительном процессе равно разности значений энтропий, соответствующих температурам газа в концах действительного и теоретического процессов.

13. Энтропия в конце действительного (необратимого) процесса сжатия в компрессоре:

s₂ = s₁ + ?s. (2.13)

Рис. П 2.1. Цикл ГТУ со сгоранием при p=const в Т,s - диаграмме

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Термодинамические свойства смесей газов

1. Закон Дальтона. Давление газовой смеси есть сумма парциальных давлений газов, образующих эту смесь:

p_СМ = ?p_i, (3.1)

где:

p_СМ - давление смеси газов; p_i - парциальное давление i-го компонента смеси газов.

2. Закон Амага. Объем смеси газов смеси есть сумма парциальных объемов газов, образующих эту смесь:

V_СМ = ? V_i, (3.2)

где V_i - парциальный объем i-го компонента смеси газов, приведенный к давлению смеси:

V_i = M_i•R_i•T / p_СМ, (3.3)

где:

M_i - масса i-го компонента смеси газов;

R_i - удельная массовая газовая постоянная i-го компонента смеси газов;

T - температура (T = T_i = T_СМ).

3. Объемная доля i-го компонента смеси газов:

r_i = V_i / V_СМ. (3.4)

Примечание. Для смеси газов: ? r_i = 1.

4. Парциальное давление i-го компонента смеси газов определяется через объемную долю

p_i = r_i• p_СМ. (3.5)

5. Масса смеси газов есть сумма масс i-ых компонент смеси газов:

M_СМ = ?M_i. (3.6)

где M_i - масса i-го компонента смеси газов.

6. Массовая доля i-го компонента смеси газов

m_i = M_i / M_СМ. (3.7)

Примечание. Для смеси газов: ?m_i = 1.

7. Масса киломоля смеси определяется из выражения

м_СМ = ?(r_i• м_i), (3.8)

где м_i - масса киломоля i-го компонента смеси газов.

8. Газовая постоянная смеси газов определяется из соотношения

R_СМ = (мR) / м_СМ = 8,3145 / м_СМ. (3.9)

9. Удельный объем смеси идеальных газов (v_СМ) может быть рассчитан из уравнения Клапейрона-Менделеева:

p_СМ•v_СМ = R_СМ•T / м_СМ, (3.10)

10. Правило сложения (аддитивности). Для смеси газов удельная массовая или удельная молярная: энтальпия, энтропия, внутренняя энергия и теплоемкость (изобарная или изохорная), равна сумме величин компонентов, умноженных на их соответствующую долю (объемную или массовую) в смеси газов.

Общее правило сложения для массовых величин:

а) через объемные доли: z_СМ = ?(r_i• z_i), (3.11)

б) через массовые доли: z_СМ = ?(m_i • z_i). (3.12)

Общее правило сложения для молярных величин:

а) через объемные доли: Z_СМ = ?(r_i• Z_i), (3.13)

б) через массовые доли: Z_СМ = ?(m_i • Z_i). (3.14)

Здесь: z ? h (кДж/кг), s (кДж/(кг•К)), c (кДж/(кг•К)), u (кДж/кг) - удельные массовые величины, соответственно: энтальпия, энтропия, теплоемкость (объемная или массовая), внутренняя энергия;

Z ? H = мh (кДж/кмоль), S = мs (кДж/(кмоль•К)), С_p = мc_p или С_v = мc_v (кДж/(кмоль•К)), U = мu (кДж/кмоль) - удельные молярные величины, соответственно: энтальпия, энтропия, теплоемкость (объемная или массовая), внутренняя энергия.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

H 1 1,00794 Водород	Периодическая таблица Менделеева	He 2 4,00260 Гелий
Li 3 6,941 Литий	Be 4 9,01218 Бериллий	B 5 10,811 Бор	C 6 12,011 Углерод	N 7 14,0067 Азот	O 8 15,9994 Кислород	F 9 18,9984 Фтор	Ne 10 20,179 Неон
Na 11 22,9897 Натрий	Mg 12 24,305 Магний	Al 13 26,9815 Алюминий	Si 14 28,0855 Кремний	P 15 30,9737 Фосфор	S 16 32,066 Сера	Cl 17 35,453 Хлор	Ar 18 39,948 Аргон
K 19 39,0983 Калий	Ca 20 40,078 Кальций	Sc 21 44,9559 Скандий	Ti 22 47,88 Титан	V 23 50,9415 Ванадий	Cr 24 51,9961 Хром	Mn 25 54,9380 Марганец	Fe 26 55,847 Железо	Co 27 58,9332 Кобальт	Ni 28 58,69 Никель
Cu 29 63,546 Медь	Zn 30 65,39 Цинк	Ga 31 69,723 Галлий	Ge 32 72,59 Германий	As 33 74,9216 Мышьяк	Se 34 78,96 Селен	Br 35 79,904 Бром	Kr 36 83,80 Криптон
Rb 37 85,4678 Рубидий	Sr 38 87,62 Стронций	Y 39 88,9059 Иттрий	Zr 40 91,224 Цирконий	Nb 41 92,9064 Ниобий	Mo 42 95,94 Молибден	Tc 43 97,9072 Технеций	Ru 44 101,07 Рутений	Rh 45 102,905 Родий	Pd 46 106,42 Палладий
Ag 47 107,868 Серебро	Cd 48 112,41 Кадмий	In 49 114,82 Индий	Sn 50 118,710 Олово	Sb 51 121,75 Сурьма	Te 52 127,60 Теллур	I 53 126,904 Иод	Xe 54 131,29 Ксенон
Cs 55 132,905 Цезий	Ba 56 137,33 Барий	La* 57 138,905 Лантан	Hf 72 178,49 Гафний	Ta 73 180,947 Тантал	W 74 183,85 Вольфрам	Re 75 186,207 Ренетий	Os 76 190,2 Осмий	Ir 77 192,22 Иридий	Pt 78 195,08 Платина
Au 79 196,966 Золото

Подобные документы

• Расчет парогазовой установки

  Принципиальная схема двухконтурной утилизационной парогазовой установки. Определение теплофизических характеристик уходящих газов. Приближенный расчет паровой турбины. Определение экономических показателей парогазовой установки. Процесс расширения пара.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 26.06.2014
  

• Расчет парогазовой установки

  Тепловой и конструктивный расчет парогенератора высокого давления. Принцип действия бинарной парогазовой установки. Методология определения состояния пара. Характеристика уравнения теплового баланса для газового подогревателя. Электрический КПД ПГУ.
  
  курсовая работа [310,5 K], добавлен 24.04.2015
  

• Расчет упрощенной тепловой схемы парогазовой установки с высоконапорным парогенератором

  Упрощенная тепловая схема парогазовой установки с высоконапорным парогенератором. Расход пара до и после парозапорной задвижки. Степень повышения давления в компрессоре. Расход воздуха через компрессор. Температура пара после парозапорной задвижки.
  
  курсовая работа [388,3 K], добавлен 19.12.2010
  

• Расчет цикла парогазовой установки

  Построение теплового процесса расширения пара в турбине. Определение расхода охлаждающей воды в конденсаторе. Исследование эффективности ПГУ при многоступенчатом сжатии воздуха в компрессоре. Определение и расчет мощности, развиваемой паровой турбиной.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 27.05.2014
  

• Расчет газотурбинной установки

  Схема и принцип действия газотурбинной установки. Выбор оптимальной степени повышения давления в компрессоре теплового двигателя из условия обеспечения максимального КПД. Расчет тепловой схемы ГТУ с регенерацией. Расчёт параметров турбины и компрессора.
  
  курсовая работа [478,8 K], добавлен 14.02.2013
  

• Котельные установки

  Расчет объемов и энтальпий воздуха, а также продуктов сгорания топлива. Тепловой баланс котлоагрегата. Определение параметров теплообмена в топке. Порядок и методика расчета водяного экономайзера, аэродинамических параметров. Невязка теплового баланса.
  
  курсовая работа [220,1 K], добавлен 04.06.2014
  

• Расчет котельной установки

  Выбор типа котла. Энтальпия продуктов сгорания и воздуха. Тепловой баланс котла. Тепловой расчет топки и радиационных поверхностей нагрева котла. Расчет конвективных поверхностей нагрева котла. Расчет тягодутьевой установки. Расчет дутьевого вентилятора.
  
  курсовая работа [542,4 K], добавлен 07.11.2014
  

• Расчет парогазотурбинной установки

  Основные принципы работы парогазотурбинной установки. Расчет удельной работы, затрачиваемой на сжатие воздуха в компрессоре, температуры газов после турбины газогенератора, мощности и удельной работы силовой турбины. Расчет паротурбинной части установки.
  
  курсовая работа [99,2 K], добавлен 30.08.2011
  

• Термодинамический расчет цикла парогазовой установки

  Свойства рабочего тела. Термодинамические циклы с использованием двух рабочих тел. Значение средних теплоемкостей. Параметры газовой смеси. Теплоемкость различных газов, свойства воды и водяного пара. Термодинамический цикл парогазовой установки.
  
  курсовая работа [282,2 K], добавлен 18.12.2012
  

• Тепловой расчет теплового котла

  Выбор температуры уходящих газов и коэффициента избытка воздуха. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания, а также энтальпии воздуха. Тепловой баланс теплового котла. Расчет теплообменов в топке, в газоходе парового котла. Тепловой расчет экономайзера.
  
  курсовая работа [242,4 K], добавлен 21.10.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам