И условия (допущения) для расчета ПГУ

При выполнении курсовой работы.

1) Параметры наружного воздуха:

Температура t _н.в.= 35 ^оС;

Относительная влажность φ _н.в.= 60%;

Абсолютное давление p _н.в. = 0,96 кПа (=0,96 бар).

2) Теплоту сгорания считать по составу газа:

1) метан (СН₄) – 27,8 %;

                                       2) водород (Н₂) – 59,8%;

                                       3) азот (N₂) – 3 %;

4) кислород (O₂) – 0,5%;

5) углекислый газ (CO₂)  – 2,4%.

Плотность топливного газа: ρ _ПГ = 0,424 кг/м³ .

Температура топливного газа: t _ПГ = 16 ^OC.

3) Степень сжатия воздуха компрессором и КПД компрессора не менять.

4) Содержание кислорода за турбиной 15%.

5) Мощность газовой турбины номинальная.

6) В работе - дубль-блок (2хГТУ + ПТУ).

7) Температура газов на входе в котел принять равной температуре газов за турбиной.

8) Воздух на охлаждение турбины:

15 отбор: 1С = 6%; 1Р=3%;

10 отбор: 2С = 1%; 2Р=1%;

10 отбор: 3С = 1%; 3Р=1%.

9) По КУ дано давление в барабанах котла, остальное по «пинч» - точкам (пунктам).

10) Параметры пара перед паровой турбиной равны параметрам пара за котлом-утилизатором.

 

Тепловой расчёт ГТУ

 

Таблица 1. Состав природного газа, сжигаемого в КС ГТУ

№	Вещество	Молекулярная формула	Объемная доля, %	Плотность ρ, кг/м3	Теплота сгорания низшая (QHС), кДж/м3	Источник
1	Метан	СН4	27,8	0,716	35800	[1, 3]
2	Этан	С2Н6	-	1,342	64600	[1, 3]
3	Пропан	С3Н8	-	1,967	91500	[1, 3]
4	Бутан	C4H10	-	2,593	119000	[1, 3]
5	Углекислый газ	CO2	2,4	1,964	балласт, не окисляется	[1, 3]
6	Азот воздуха	N2	3	1,257	балласт, окисляется с поглощением Q	[1, 3]
7	Водород	Н2	59,8			[1, 3]
8	Кислород	О2	0,5	1,428	балласт, не окисляется	[1, 3]

 

Таблица 2. Исходные данные для теплового расчета ГТЭ-110

№	Наименование величины	Обозначение	Размерность	Значение	Источник
А) окружающая среда
1	Температура воздуха на входе в компрессор	t1	OC	35	t1 = tНВ
2	Давление окружающего воздуха (атмосферное)	pНВ	бар	0,96	Задано
3	Плотность наружного воздуха	НВ	кг/м3	1,085	(pНВ ∙ 102) / (RВ ∙ TНВ)
4	Относительная влажность воздуха	φ	%	60	Задано
Б) компрессор
1	Степень необратимого адиабатного сжатия воздуха в компрессоре (относительное давление)	ε1 = p2 / p1	–	14,75	[10]
2	Относительный внутренний КПД компрессора	η oi к	–	0,87	[7]
В) камера сгорания
1	Тепловой КПД КС	ηТКС	–	0,975	Принято по рекомендациям [15, 28, 29]
2	Аэродинамический КПД КС	ηАКС	–	0,97	Принято по рекомендациям [15, 28, 29]
3	Общий КПД КС	ηКС	–	0,941	ηТКС ∙ ηАКС
Г) газовая турбина
1	Электрическая мощность ГТУ (на клеммах генератора)	NЭ ГТУ	кВт	110 000	Задано
2	КПД проточной части ГТД	ηтoi	–	0,91	Справочные данные: 0,85 ¸ 0,91
3	Механический КПД ГТУ	η М ГТ	–	0,98	[7]
4	КПД электрического генератора ГТУ	η Г ГТ	–	0,983	[7]
5	Максимальная температура газов перед ГТ	t3 MAX	OC	1210,0	Технические условия на ГТД [8]
Д) паровая турбина
1	Механический КПД паротурбинной установки	hМ	–	0,98	Данные [22]
2	Электрический КПД паротурбинной установки	hЭГ	–	0,983	Данные [22]

Расчёт осевого турбокомпрессора (ОК).

Расчёт потерь давления воздуха в воздухозаборном тракте ОК.

1. Параметры атмосферного воздуха на входе в КВОУ:

- давление: p_НВ=0,96 бар;

- температура: t_НВ=35 ^OC;

- плотность: ρ_НВ = (p_НВ ∙ 10²) / (R_В ∙ T_НВ)=(0,96 ∙ 10²) / (0,28715 ∙ (35+273,15))=1,085 кг/м³.

2. Потери давления рабочего тела в воздухозаборном тракте:

- потеря давления на фильтре грубой очистки: ∆p_ФГО=0,0028 бар (по опытным данным);

- потеря давления на фильтре тонкой очистки: ∆p_ФТО=0,001 бар (по опытным данным);

- потеря давления в воздуховоде ВЗТ: ∆p_ВВ=0,026 бар (по опытным данным);

- падение давления в конфузорном участке ВЗТ: ∆p_КОНФ=0,00098 бар (по опытным данным);

- падение давления в участке ВНА: ∆p=0,029 (принято по рекомендациям);

- суммарные потери давления воздуха в ВЗТ

ΣΔp=∆p_ФГО+∆p_ФТО+∆p_ВВ+ ∆p_КОНФ+∆p=0,0028+0,001+0,026+0,00098+0,029=0,05978 бар.