CC BY
96
МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА» №12/2015 ISSN 2410-6070
массовый расход НРТ; ^Ж'нрт - средний удельный объем НРТ; Ар - напор, развиваемый насосом; - КПД насоса.
Блок 4. Тепловой баланс конденсатора рассчитывается по формуле [1]: Q = GK • - h]K) = G • (й3гнрт - й2жнрт), где GK- расход пара через конденсатор; hK - энтальпия пара на
входе в конденсатор; hK - энтальпия конденсата на выходе из конденсатора; fc^4"- энтальпия сжиженного
НРТ на входе в конденсатор; ^'нрт - энтальпия газообразного НРТ на выходе из конденсатора. Потери теплоты корпусом конденсатора в окружающую среду ничтожны.
Блок 6. Вырабатываемая электрическая мощность ТД рассчитывается по формуле: N™ = G • Ahs • • Пм • Пэг, где Ahs - изоэнтропийный теплоперепад НРТ; П - изоэнтропийный КПД
ступени; ^м - КПД механический; Пэг - КПД электрогенератора. Абсолютный электрический КПД турбодетандера рассчитывается по формуле: = N™/QK •
Блок 8. Потребляемая мощность АВО рассчитывается по формуле: n™ = (g^ • Артр/рвоз)/пв , где G^^
- массовый расход воздуха (охлаждающей среды); рвоз - плотность воздуха при его начальной температуре; Артр - сопротивление труб; - КПД вентилятора [2].
Блок 12. Эксергетический КПД установки рассчитывается по формуле:
пэкс = nr/gнpт • [(h^ - h^)- тг • te4" - )] где N™ - полезная электрическая мощность установки; hl'Bpi , Sз'нрт - энтальпия и энтропия состояния
НРТ на входе в ТД; h^'4", ^1жнрт- энтальпия и энтропия состояния НРТ на выходе из АВО;
температура охлаждающей среды [3].
Список использованной литературы:
1. Гуреев В.М., Ермаков А.М., Мисбахов Р.Ш., Москаленко Н.И. Численное моделирование кожухотрубного теплообменного аппарата с кольцевыми и полукольцевыми выемками.// Промышленная энергетика. 2014. № 11. С. 13-16.
2. Москаленко Н.И., Мисбахов Р.Ш., Ермаков А.М., Гуреев В.М. Моделирование процессов теплообмена и гидродинамики в кожухотрубном теплообменном аппарате.// Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. - 2014. - № 11-12. - С. 75-80.
3. Мисбахов Р.Ш., Мизонов В.Е. Моделирование теплопроводности в составной области с фазовыми переходами.// Вестник Ивановского государственного энергетического университета. 2015. № 4. С. 39-43.
© Гафуров А.М., Калимуллина Д.Д., 2015
УДК 621.438
А.М. Гафуров
инженер кафедры «Котельные установки и парогенераторы» Казанский государственный энергетический университет
Р.М. Калимуллина
магистрантка 2 курса института электроэнергетики и электроники, каф. «ЭПП» Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, РФ
ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ СОВРЕМЕННЫХ ГАЗОВЫХ ТУРБИН ТИПА
SIEMENS SGT5-8000H
Аннотация
В статье представлены результаты расчетов математической модели современных газовых турбин типа
Siemens SGT5-8000H и их эффективности.
Ключевые слова
Высокоэффективная газовая турбина, математическая модель, степень сжатия
Одновальная газовая турбина SGT5-8000H развивает мощность в 375 МВт и имеет КПД в 40%. Турбина обладает целым рядом инноваций, особенно в области охлаждения лопастей турбины, испытывающих на себе воздействие высоких температур (до 1500°С).
Подготовка входных данных для расчета газовой турбины (ГТУ) начинается с анализа его конструктивной схемы. Она разбивается на общепринятые узлы и вычерчивается соответствующая ей функциональная схема, как показано на рис. 1. С помощью автоматизированной системы газодинамических расчетов энергетических турбомашин (АС ГРЭТ) была составлена математическая модель ГТУ типа SGT5 -8000Н и проведены расчеты [1,2]. Получены графики зависимостей основных показателей Кпол, %ту, и Тгаз от значения Пк ГТУ типа SGT5-8000H (рис. 2, рис. 3) [3].
Распределение мощности на валу
Рисунок 1 - Схема ГТУ типа Siemens SGT5-8000H: Вх - входное устройство, ВК - воздушный компрессор, КС - камера сгорания, ТК - турбина компрессорная, Вых - выходное устройство, ЭГ - электрогенератор.
Рисунок 2 - Графики зависимостей основных показателей Nmm, %-гу от значения Пк
Рисунок 3 - Графики зависимостей основных показателей Тгаз, %ту от значения Пк
На графиках видно, что значение степени сжатия Пк=19,2 в компрессоре для ГТУ типа SGT5-8000H является не самым оптимальным. Возможно, инженеры компании Siemens руководствовались тем, что при таком значении Пк=19,2 можно достичь максимально полезной мощности на валу турбины ^ол=390,6 МВт с эффективностью %ту=39,09%. Высокие значения температур продуктов сгорания Тгаз=906,91 К позволяют повысить параметры острого пара.
Список использованной литературы:
1. Гафуров А.М., Гафуров Н.М. Пути повышения эффективности современных газовых турбин в комбинированном цикле.// Энергетика Татарстана. - 2015. - № 1 (37). - С. 36-43.
2. Гуреев В.М., Ермаков А.М., Мисбахов Р.Ш., Москаленко Н.И. Численное моделирование кожухотрубного теплообменного аппарата с кольцевыми и полукольцевыми выемками.// Промышленная энергетика. 2014. № 11. С. 13-16.
3. Мисбахов Р.Ш., Мизонов В.Е. Моделирование теплопроводности в составной области с фазовыми переходами.// Вестник Ивановского государственного энергетического университета. 2015. № 4. С. 39-43.
© Гафуров А.М., Калимуллина Р.М., 2015
УДК 621.438
А.М. Гафуров
инженер кафедры «Котельные установки и парогенераторы» Казанский государственный энергетический университет
Р.М. Калимуллина
магистрантка 2 курса института электроэнергетики и электроники, каф. «ЭПП» Казанский государственный энергетический университет
Г. Казань, Российская Федерация
ФОРМИРОВАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ ТИПА GE РС6111ЕЛ
ДЛЯ ЭНЕРГОБЛОКА ПГУ-220
Аннотация
В статье представлены результаты расчетов математической модели одновальной газовой турбины типа GE PG6111FA мощностью 77 МВт.
