Пример термодинамического расчета цикла ПГУКУ

Исходные данные:

1. Электрическая мощность газотурбинной установки 3000 кВт.

2. Температура газа на выходе из камеры сгорания Т₃ = 1173К.

3. Температура воздуха перед компрессором Т₁ = 288 К.

4. Давление воздуха перед компрессором Р₁ = 101 кПа.

5. Коэффициент гидравлических потерь во всасывающем тракте 0,97.

6. Степень повышения давления компрессора 6,0.

7. Внутренний относительный КПД компрессора 0,87.

8. Механический КПД установки 0,96.

9. КПД электрогенератора 0,98.

10. КПД камеры сгорания 0,98.

11. Коэффициент гидравлических потерь камеры сгорания _кс = 0,98.

12. Коэффициент, учитывающий массу топлива добавленного в цикловой воздух, 0,01÷0,02.

13. Внутренний относительный КПД газовой турбины 0,89.

14.Коэффициент гидравлических потерь в газовыхлопном тракте 0,97.

15. Теплотворная способность топлива:

природный газ – Q_р^н = 50000 кДж/кг;

дизельное топливо - Q_р^н = 42000кДж/кг.

16. Теплоемкость атмосферного воздуха С_рв = 1,01 кДж/(кг·К).

17. Теплоемкость продуктов сгорания С_рг = 1,15кДж/(кг·К).

18. Показатель адиабаты сжимаемого воздуха k_к = 1,41.

19. Показатель адиабаты продуктов сгорания топлива k_г = 1,33.

20. Давление пара перед паровой турбиной 1,4 МПа.

21. Температура перегретого пара 220 ºС =493 К.

22. Давление в конденсаторе 4 кПа = 0,004 МПа.

23. Давление теплофикационного отбора 0,12 МПа.

24. Внутренний относительный КПД паровой турбины 0,89.

25. Потери давления в клапанах паровой турбины .

26. Потери давления в теплофикационном патрубке .

27. КПД подогревателя сетевой воды 0,99.

28. Температурный график тепловой сети 95/70 ºС.

29. Расход воды через сетевой подогреватель 8 кг/с.

Решение: