2293
.pdfРегулирование режима работы газотурбогенератора позволит выполнить условие равенства работ на переменных режимах ТХЭА.
2.3.Анализ эффективности циклов энергоустановок
сгазовыми турбинами при снижении температуры газов
ВТХЭА утилизация теплоты осуществляется при повышенном давлении по газовой стороне, что значительно увеличивает коэффициент теплопередачи, снижает теплообменную поверхность утилизатора и уменьшает его металлоемкость. Это позволяет сделать экономически целесообразным снижение температуры дымовых газов до температуры окружающей среды, а при дальнейшем их охлаждении в турбодетандере получить искусственный холод или выморозить твердый диоксид углерода непосредственно из потока газов.
Всвязи с этим научный и практический интерес представляет оценка энергетической эффективности циклов энергоустановок в зависимости от температуры дымовых газов. Так как рассматриваемые установки вырабатывают различную энергетическую продукцию (электроэнергию, теплоту, холод, твердый диоксид углерода), анализ эффективности целесообразно осуществить эксергетическим методом термодинамического анализа [6].
Производительность установки, выраженная через эксергию, обладает тем важным свойством, что, будучи отнесенной к затраченной эксергии (в форме топлива или электрической энергии), всегда определяет непосредственно КПД установки
ех Еn / Е3,
где ех – эксергетический КПД установки; Еn – суммарный эксергети-
ческий эффект, получаемый в установке; Е3 – суммарная эксергия за-
трат для производства полезного эффекта.
Для энергоустановок, вырабатывающих комплексно электрическую энергию, тепловую энергию и холод в виде охлажденных продуктов сгорания или твердого диоксида углерода, эксергетический КПД равен отношению полезно использованной эксергии к располагаемой эксергии топлива:
ех ЕxN Exq Ex0 ExCO2 /ExT ,
где ExN эксергия электрической энергии; Exq эксергия тепловой энер-
гии; Ex0 эксергия холода; ExCO2 эксергия диоксида углерода; ExT
полезная эксергия топлива.
Эксергия электрической энергии EN принимается равной мощности энергоустановки N.
20
Эксергия тепловой энергии Exq определяется исходя из условия выра-
ботки теплоты в виде пара с учетом недорекуперации на холодном конце экономайзера Т = 20 К:
E |
|
Q |
|
|
T Г |
Т |
ОС |
, |
|
xq |
Г |
|
CP |
|
|||||
|
ТСРГ |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
||||
где QГ теплопроизводительность; TСРГ |
средняя термодинамическая |
||||||||
температура горячего источника, К; |
|
ТОС температура окружающей сре- |
|||||||
ды, К. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Эксергия холода Exo с учетом недорекуперации в аппаратах потреби- |
|||||||||
телей холода ТХ = 10 К: |
|
|
|
T |
Т |
Х |
|||
|
|
|
|
||||||
E |
|
Q |
|
|
ОС |
СР |
, |
||
xо |
|
|
|
|
|||||
|
0 |
|
ТСРХ |
|
|
|
где Q0 – холодопроизводительность; TСРХ средняя температура вырабатываемого холода, К.
Эксергия твердого диоксида углерода
ExCO2 lCO2GCO2 ,
где GCO2 выход твердого диоксида углерода, кг/с; lCO2 удельная энер-
гия СО2 , включающая химическую и тепловую составляющие [6]. Эксергия топлива, органических продуктов его термической перера-
ботки и горючих газов рассчитывается как химическая эксергия системы:
ExT Qmax T0[ SНАЧ SКОН ],
где Qmax максимальная теплота реакции сгорания; |
SНАЧ , SКОН |
|
сумма абсолютных энтропий начальных и конечных продуктов реакции при температуре Т0 , равной температуре окружающей среды.
Подобно высшей и низшей теплотворной способности топлив, различают их высшее ЕхВ и низшее ЕхН значения эксергии.
Высшее значение эксергии можно рассчитать по приближенным формулам [3]:
для жидких органических топлив
EP |
H |
|
|
O |
|
S |
H |
||||
xB |
1,0401 0,1728 |
|
0,0432 |
|
|
0,2169 |
|
1 2,0628 |
|
; |
|
|
C |
C |
|
|
|||||||
QHP rW |
|
|
|
C |
C |
||||||
для природных газов |
|
|
1,04QHP , |
|
|
|
|
|
|||
|
|
ExB |
|
|
|
|
|
21
где QHP – низшая теплота сгорания топлива; r – теплота испарения воды; Н, С, О, S, W – массовые доли водорода, углерода, кислорода, серы и влаги в топливе.
Или в зависимости от высшей теплотворной способности топлива QBP :
для жидких органических топлив ExB 0,97QBP ;
для природных газов ExB 0,98QBP .
Расчетный анализ циклов энергоустановок выполняется для следующих вариантов:
ГТУ для производства электроэнергии;
ГТУ с концевым утилизатором теплоты (ГТУ-КУ);
ГТУ с напорной утилизацией теплоты и охлаждением уходящих газов до температуры окружающей среды (ГТУ-НУ);
ТХЭА-1, в котором охлаждение продуктов сгорания топлива осуществляется до умеренно низких температур;
ТХЭА-2 с регенерацией холода на температурный уровень 203 К и
ниже;
ТХЭА-3, вырабатывающий твердый диоксид углерода. Принципиальные схемы и теоретические циклы энергоустановок в
диаграмме Т-s приведены на рис. 2.3.
Для всех вариантов расчета температура в камере сгорания ГТУ принималась равной 1048 К, коэффициент избытка воздуха = 4, степень повышения давления в компрессоре К = 7, что соответствует средним значениям указанных параметров для промышленных ГТУ [32].
Степень расширения в турбодетандере Д = 2,5 соответствует оптимальному значению для газовых холодильных машин [21] и оптимальным отношениям давлений в цикле ТХЭА (см. п. 2.1). Исходные данные для расчета приведены в табл. 2.1.
Расчет процесса горения топлива
1. Количество воздуха, расходуемого для горения 1 кг топлива,
V H |
|
1,2QP |
1,2 58712 |
16,8 м3/ |
|
|
|
H |
|
|
кг. |
||
|
|
|||||
0 |
|
4190 |
|
4190 |
|
|
|
|
|
|
|
2. Действительный расход воздуха на 1 кг топлива
VДH V0H 16,8 · 4 = 67,2 м3/кг,
где коэффициент избытка воздуха, принимаем = 4. 3. Действительная необходимая масса воздуха
LД VДH ВОЗД = 67,2 · 1,293 = 86,9 кг/кг.
22
23
|
|
Исходные данные |
|
Таблица 2.1 |
||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обозначения |
Значения |
|
Ед. изме- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рения |
Расход воздуха |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
GB |
1 |
|
кг/с |
Температура на входе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
T0 |
288 |
|
К |
Давление |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
p0 |
0,101 |
|
МПа |
Влагосодержание |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
dH O |
8 |
|
г/кг |
Плотность воздуха |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
1,293 |
|
кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Плотность водяных паров |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В |
0,805 |
|
кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Топливо – газ природный (СН4 98,5 %; |
|
|
|
|
ВП |
58712 |
|
кДж/кг |
||||||
|
|
|
|
QHP |
|
|||||||||
С2Н6 + С3Н8 0,7 %; СО2 0,1 %; N2 |
0,7 %); |
|
QBP |
65619 |
|
кДж/кг |
||||||||
= 0,567 кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СГ |
|
|
|
Содержание углерода в топливе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
78 |
|
% |
||
Содержание водорода в топливе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НГ |
22 |
|
% |
|
Температура воды на входе в теплоутилизаторы |
|
Тw1 |
288 |
|
К |
|||||||||
КПД компрессора |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кад |
0,86 |
|
|
КПД турбины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тад |
0,86 |
|
|
КПД камеры сгорания |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
КС |
0,99 |
|
|
КПД турбодетандера |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дад |
0,8 |
|
|
Мощность, используемая для собственных |
|
N |
2 |
|
% |
|||||||||
нужд |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Механический КПД компрессора |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
КМ |
0,99 |
|
|
|
Механический КПД турбины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТМ |
0,995 |
|
|
Коэффициент, учитывающий добавление топ- |
|
0 |
0,98 |
|
|
|||||||||
лива и потери воздуха на охлаждение |
|
|
|
|
|
|
|
GУ |
|
|
|
|||
Доля утечек из компрессора |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,018 |
|
кг/с |
|
Потери давления в элементах газового и воз- |
|
|
|
|
|
|||||||||
душных трактов: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- в фильтре и всасывающей магистрали ком- |
|
рВС |
0,001 |
|
МПа |
|||||||||
прессора; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- в газовом тракте от компрессора до турбины; |
|
|
рГТ |
0,029 |
|
МПа |
||||||||
- в теплообменнике-утилизаторе теплоты; |
|
|
|
|
рТО |
0,002 |
|
МПа |
||||||
- в теплообменнике-утилизаторе холода; |
|
|
|
|
рУХ |
0,003 |
|
МПа |
||||||
- в схемах с регенераторами |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рР |
0,005 |
|
МПа |
4. Удельный расход топлива |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
b |
1 |
|
|
|
|
1 |
|
|
1 |
0,011. |
|
|
|
|
V H |
|
|
|
L |
|
|
86,9 |
|
|
|
||||
T |
B |
|
|
Д |
|
|
|
|
|
|||||
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Массовая концентрация диоксида углерода в продуктах сгорания
24
CГ
gCO2 0,03671 1/bT 0 КС ;
78
gCO2 0,03671 1/0,011 0,98 0,99 0,031.
6. Массовая концентрация паров воды, образующихся при сгорании топлива,
g' |
2O |
|
9H Г |
b |
КС |
|
9 22 |
0,011 0,98 0,99 0,021. |
|
|
|||||||
H |
100 |
T 0 |
100 |
|
||||
|
|
|
|
|
7. Массовая концентрация паров воды, поступающих с воздухом, gH" 2O 0,0161V0H ВПbT 0;
gH" 2O 0,0161 16,8 4 0,805 0,011 0,98 0,01.
8. Общая массовая концентрация паров воды
gH2O gH' 2O gH" 2O 0,021 0,01 0,031.
9. Массовая концентрация азота
gN2 0,768V0H N2 bT 0;
gN2 0,768 16,8 4 1,25 0,011 0,98 0,71.
10. Массовая концентрация кислорода gO2 0,2.
Расчет эффективности газотурбинной установки (ГТУ) для производства электроэнергии
1. Давление воздуха перед ком- |
|
|
|
|
|
|
|
Т |
|
|
3 |
||||||
прессором (рис. 2.4) |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
p1 |
|
p1 p0 pBC ; |
|
|
КС |
|
3 |
|
|
|
2 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
0,101 0,001 0,1 МПа. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
К |
|
|
|
Т |
|
|
~ |
|
|
|
|||||||
2. |
Давление |
воздуха |
за ком- |
|
|
|
|
|
|
|
4 |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
прессором |
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
p2 p1 К ; |
|
4 |
|
|
|
ТОС |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
p2 0,1 7 |
0,7 МПа. |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|||||
3. Температура воздуха за ком- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
s |
||||||
прессором при к = 1,4 |
|
Рис. 2.4. ГТУ для производства элек- |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
К 1 |
|
|
1,4 1 |
|
троэнергии |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
T T К Кад 288 7 |
|
546 К. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
1,4 0,86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
2 |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
25
4. Внутренняя мощность компрессора
NКВ сР2Т2 сР1Т1 ,
сР1 , сР2 – здесь и далее средние изобарные теплоемкости воздуха и газов, определяются по графикам и таблицам в зависимости от давления и температуры [17].
NКВ 1,047 546 1,005 288 282 кВт.
5. Мощность, потребляемая компрессором,
N |
|
|
NВ |
|
282 |
285 кВт. |
|
К |
К |
|
|||||
МК |
0,99 |
||||||
|
|
|
|
6. Давление перед газовой турбиной
p3 p2 pГТ 0,7 0,029 0,671 МПа.
7. Степень расширения газа в турбине
|
Т |
|
р3 |
|
0,671 |
6,64. |
р0 |
|
|||||
|
|
0,101 |
|
8. Расход топлива
Вт bтGВ 0,011 1 0,011 кг/с.
9. Температура газов перед турбиной
|
|
Т |
|
|
b QH |
0 |
|
c |
P2 |
T ; |
|
||||||||||
|
|
|
|
т P |
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
GBcP3 |
|
cP3 |
|
||||||||||||||
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|||||||||
Т3 |
|
0,011 58712 0,98 |
|
1,047 |
546 1047 К. |
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
1 1,15 |
|
|
|
|
|
|
|
1,15 |
|
|
|
|
|||||||
10. Температура газов за турбиной |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Т T |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
; |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
4 |
|
|
|
|
К 1 |
|
|
Тад |
|
|
|
|
Тад |
(2.16) |
|||||
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
T |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
||
Т |
|
1047 |
|
|
0,88 1 0,88 664 К. |
||
|
|
|
|||||
|
4 |
|
|
6,64 |
0,286 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
11. Внутренняя мощность турбины
|
NГТВ GГ (сР3Т3 сР4Т4 ), |
(2.17) |
где GГ GВ Вт GУ |
1 0,011 0,018 0,993 кг/с |
расход газовоз- |
душной среды через турбину с учетом расхода воздуха, топлива и утечек.
NГТВ 0,993 (1,15 1047 1,068 664) 491 кВт.
12. Мощность на валу
26
|
|
|
|
NГТ |
NГТВ МТ 491 0,995 489 кВт. |
(2.18) |
||||||||||||||
13. |
Избыточная мощность газовой турбины |
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
NИ NГТ |
NК 489 285 204 кВт. |
(2.19) |
|||||||||||||||||
14. |
Мощность на клеммах электрогенератора |
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
NЭ NИ Э 204 0,983 200 кВт. |
(2.20) |
|||||||||||||||
15. |
Мощность, |
|
потребляемую |
для |
собственных нужд, |
принима- |
||||||||||||||
ем NC = 4 кВт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
16. |
Вырабатываемая мощность |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
N NЭ NС 200 4 196 кВт. |
(2.21) |
|||||||||||||||
17. |
КПД установки по высшей теплотворной способности |
|
||||||||||||||||||
|
B |
|
N |
|
196 |
|
|
0,27; |
В = 27 %. |
|
||||||||||
|
|
|
P |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
BтQB |
|
|
|
0,011 65619 |
|
|
|
|
|
|||||||
18. КПД установки по низшей теплотворной способности |
|
|||||||||||||||||||
|
H |
|
|
N |
|
|
196 |
|
|
0,30; |
|
|
30 %. |
|
||||||
|
|
BтQHP |
|
|
|
|
|
|
H |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
0,011 58712 |
|
|
|
|
|||||||||||
19. Эксергия мощности |
|
EN = N = 196 кВт. |
|
|
|
(2.22) |
||||||||||||||
20. Эксергия топлива |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
ExT BтQBP 0,98 0,011 65619 0,98 707,4 кВт. |
|
||||||||||||||||||
21. Эксергетический КПД |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
ex |
EN |
|
|
196 |
|
0,28; |
ex |
28 %. |
|
||||||||||
|
ExT |
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
707,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчет эффективности газотурбинной установки с концевым утилизатором теплоты (ГТУ КУ)
1. Давление газа за газовой турбиной (рис. 2.5)
p4 p0 pTO 0,101 0,002 0,103 МПа.
2. Степень расширения газов в турбине
|
Т |
|
р3 |
|
0,671 |
6,5. |
|
|
р4 |
0,103 |
|
3. Температура газов за турбиной по (2.16)
|
|
1 |
|
|
|
|
T |
1047 |
|
0,88 1 0,88 |
|
667 К. |
|
6,50,286 |
||||||
4 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
4. Внутренняя мощность газовой турбины определяется по уравнению
(2.17)
27
|
|
|
|
|
|
NГТВ |
0,993 (1,15 1047 1,068 667) 488 кВт. |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
5.Мощность на валу по (2.18) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В |
Т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2 |
|
КС |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
Т |
|
|
|
|
NГТ NГТ |
М |
||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
488 0,995 486 кВт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Избыточная мощность по |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
К |
|
|
|
Т |
|
|
~ |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
(2.19) |
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
NИ 486 285 201 кВт. |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
·ТОС |
7. Мощность на клеммах по |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
У |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(2.20) |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|||||
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
s |
NЭ 201 0,983 197 кВт. |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Рис. 2.5. ГТУ с концевым утилизатором |
8. Вырабатываемая мощность |
||||||||||||||||||
по (2.21) |
|
||||||||||||||||||
теплоты |
|
|
|
|
|
N 197 4 193 кВт. |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
9.Температуру |
газов на выходе из |
теплоутилизатора принимаем Т5 = |
||||||||||||||||
= 413 К (140 0С). |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
10.Теплота, отведенная в утилизаторе, |
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q GГ (сР4Т4 сР5Т5 ); |
(2.23) |
Q0,993 (1,068 667 1,013 413) 292 кВт.
11.Разность температур на горячем конце теплоутилизатора принима-
ем Т = 20 0С.
12.Параметры вырабатываемого пара: температура Т4' = 647 К (374 0С), давление рП = 0,618 МПа.
13.Количество вырабатываемого пара
GП |
|
|
|
|
Q |
|
|
|
|
, |
(2.24) |
cП Т |
К |
Т |
W ' |
r cП Т |
4' |
T |
К |
|
|||
|
P |
|
P |
|
|
|
|
где cPП = 4,19 кДж/(кг·К) средняя изобарная теплоемкость пара; r = 2082,6 кДж/кг – скрытая теплота парообразования.
292
GП 4,19 433 288 2082,6 2,48 647 433 0,09 кг/c.
14. Эксергия пара
EXП |
Q |
T П |
Т |
|
|
292 |
467,5 288 |
112 кВт; |
|
|||||
СР |
|
ОС |
|
|
|
(2.25) |
||||||||
|
|
П |
|
|
467,5 |
|||||||||
|
|
|
|
ТСР |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
T П |
|
TП ТОС |
|
|
647 288 |
467,5 К. |
|
||||||
|
CP |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15. Эксергетический КПД
28
|
|
E |
N |
EП |
|
193 112 |
|
|
|
ex |
|
|
X |
; ex |
|
|
0,43, |
(2.26) |
|
|
|
|
707,4 |
||||||
|
|
|
|
ЕТ |
|
|
|
где ЕN = 196 кВт эксергия мощности, определена по (2.22).
Расчет эффективности газотурбинной установки с напорным промежуточным теплоутилизатором и детандером, охлаждающим дымовые газы до температуры окружающей среды 15 0С (ГТУ-НУ)
1. Степень расширения газов в турбодетандере (рис. 2.6) принимается = 2,5 (см. подразд. 2.1).
2. Степень расширения газов в турбине
|
T |
|
p3 |
|
|
0,671 |
2,6. |
|
p |
Д |
0,101 2,5 |
||||||
|
|
|
|
|||||
|
|
|
1 |
|
|
|
||
3. Температура газов за турби- |
||||||||
ной по формуле (2.16) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
||
Т |
|
1047 |
|
|
0,88 1 0,88 |
||
|
|
|
|||||
|
6 |
|
|
2,6 |
0,286 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
826 К.
4.Внутренняя мощность турбины по формуле (2.17)
NГТВ GГ (сР3Т3 сР4Т4 )
2 |
|
КС |
|
3 |
|
|
|
~ Т |
|
|
|
|
3 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
К |
|
|
|
Т |
2 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 |
|||||||
|
1 |
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
У |
|
|
|
|
|
|
7 |
|
|
|
|
||
|
|
7 |
|
|
|
|
|
Г |
|
|
ТОС |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Д ~ |
|
1 |
|
s |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 2.6. ГТУ с напорным промежуточным теплоутилизатором и детандером
0,993 1,15 1047 1,106 826
290 кВт.
5.Температура газов на входе в турбодетандер Т7 = 353 К (80 0С) из условия получения температуры после детандера, близкой к ТОС при Д = 2,5
иДад = 0,8, определяется по формуле (2.16).
6.Мощность детандера
NДВ GГ (сР7Т7 |
сР1Т1); |
(2.27) |
NДВ 0,993 (1,009 353 1,005 288) 66 кВт.
7. Мощность на валу
NT NГТВ NДВ М 290 66 0,995 354 кВт.
8. Избыточная мощность
NИ NT NК 354 285 69 кВт.
29