ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Описание схемы и работы установки................................................................................

2. Исходные данные для расчета……………………………………………………………

3. Расчет газовой постоянной продуктов сгорания……………………………………….

4.Определение параметров в характерных точках цикла паротурбинной части установки…………………………………………………………………………….

5.Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной части установки……………………………………………………………………………..

6. Определение давлений отборов и количества отбираемого пара……………………..

7.Определение термического КПД ……………………………………………………….

8.Определение расходов рабочих тел и мощностей………………………………………

9.Определение расходов топлива………………………………………………………….

10.Показатели работы установки:

10.1. Коэффициенты полезного действия……………………………………………….

10.2. Удельные расходы пара и топлива………………………………………………...

Заключение

Список источников информации

Один из способов повышения экономичности электростанций –применение комбинированных установок, сочетающих паротурбинный цикл с различными высокотемпературными циклами. К числу таких установок принадлежат и парогазовые, представляющие собой комбинацию паротурбинной и газотурбинной установок.

В настоящих методических указаниях рассматривается первый этап проектирования парогазовой установки – термодинамический расчет тепловой схемы. Цель расчета – определения параметров рабочих тел в узловых точках схемы установки, мощность паротурбинной и газотурбинной частей установки, расходов рабочих тел, показателей экономичности, а также оптимальных параметров газотурбинной части.

ОПИСАНИЕ СХЕМЫ И РАБОТЫ УСТАНОВКИ

Одна из возможных схем парогазовой установки изображена на рис.1. Термодинамический цикл паротурбиной части установки показан на рис.2, а газотурбинной на рис.3. сплошными линиями изображены обратимые процессы без потерь, пунктирными – необратимые процессы сжатия и расширения, штрихпунктирными - процессы конденсации пара в регенеративных подогревателях РП1 и РП2.

Рис. 1

Установка работает следующим образом. Атмосферный воздух засасывает компрессором К, адиабатно сжимается (процесс 11-12) до давления Р12 и направляется в высоконапорный парогенератор ВПГ. Сюда же подается жидкое газообразное топливо, которое сгорает при постоянном давлении (процесс 12-13). Теплота, выделяемая при сгорании топлива, расходуется на кипение и испарение питательной воды (процесс 10-1`), перегрев пара (процесс 1`-1) и вторичный перегрев пара (процесс а-б).

После ВПГ газ с температурой Т13 поступает в газовую турбину ГТ1, где расширяется адиабатно (процесс 13-14), после чего охлаждается при постоянном давлении в газовом подогревателе ГП (процесс 14-15), расширяется адиабатно (процесс 15-16) в силовой турбинеГТ2 и выбрасывает в атмосферу. Мощность турбины ГТ1 расходуется плотностью на привод компрессора. Мощность ГТ2 передается электрическому генератору ЭГ1.

Рис. 2

Пар полученный в ВПГ, поступает с начальными параметрами Р₁ и t₁ в паровую турбину, состоящую из цилиндров высокого и низкого давления (ЦВД и ЦНД). После расширение в ЦВД (процесс 1-а) пар направляется в ВПГ на вторичный перегрев (процесс а-б),который происходит при постоянном давлении Р_б. Затем пар расширяется в ЦНД до конечного давления Р₂(процесс б-2). ЦВД, ЦНД и электрический генератор ЭГ2 связаны с общим валом.

Рис. 3

Из промежуточных ступеней ЦНД часть пара отбирается в регенеративный поверхностный подогреватель РП1 (первый отбор) и регенеративный смешивающий подогреватель РП2 (второй отбор) для подогрева основного конденсата . После ЦНД пар поступает в конденсатор К, где конденсируется при постоянном давлении (процесс 2-3). Основной конденсат подается насосом Н1 (процесс 3-4) в подогревателе РП2 и, смешиваясь с паром второго отбора, подогревается при постоянном давлении Р18 (процесс 4-5).

Процесс охлаждения и конденсации пара второго отбора изображается линией

18-5. В насосе Н2 давления конденсата повышается до начального Р1 (процесс 5-6), а затем конденсат подогревается при постоянном давлении (процесс 6-9) в РП1 за счет охлаждения и конденсации греющего пара сливается из РП1 в РП2 по трубопроводу, снабженному регулятором уровня РУ, где давление падает от Р17 до Р18 .

После РП1 основной конденсат поступает в деаэратор (на схеме не показан), а затеем в газовый подогреватель ГП. После деаэратора основной конденсат принято называть питательной водой. В ГП питательная вода подогревается при постоянном давлении Р1до состояния насыщения (процесс 9-10) за счет охлаждения газа после турбины ГТ1. Затем питательная вода поступает в ВПГ.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА

N_э = 210 МВт – электрическая мощность установки;

P₁,t₁– давление и температура пара на входе в ЦВД;

P₁ = 14 МПа; t₁ = 580⁰C

P₂ = 0,0045МПа – давление в конденсаторе;

P_б = 2,4 МПа – давление вторичного перегрева;

t _б =570⁰C – температура вторичного перегрева;

P₁₁ = P₁₆ = 1∙10⁵ Па – давление атмосферного воздуха;

t₁₁ =30⁰C – температура воздуха перед компрессором;

t₁₃ = 790⁰C – температура газа перед турбиной ГТ1;

t_16д = 153⁰C – действительная температура газа после турбины ГТ2;

_впг = 0,920 – КПД высоконапорного парогенератора;

ΔT₁ = 38 К – минимальный температурный напор в ГП;

_oi1, _oi2 – относительные внутренние КПД ЦВД и ЦНД;

_oi1 = 0,87;

_oi2 = 0,86;

_oiт = 0,87– относительный внутренний КПД ГТ1 и ГТ2;

_ак = 0,86 – адиабатный КПД компрессора;

α = 1,35 – приближенное значение коэффициента избытка воздуха в продуктах сгорания;

H,C,S – массовый состав топлива;

H = 0,1240;

C = 0,856;

S = 0,02;

Q_н = 39∙10³ КДж/кг – низшая теплотворная способность топлива;

Δt_н = 5⁰C – недогрев основного конденсата в РП1;

_мг = 0,985 – механический КПД ГТ1, ГТ2 и компрессора;

_н = 0,88 – относительный внутренний КПД насосов Н1 и Н2;

_мп = 0,99 – механический КПД паротурбинной части установки;

_г = 0,98 – КПД электрических генераторов;

_тр = 0,99 – КПД транспорта тепла.