При заданном коэффициенте потерь давления и выбранных геометрических характеристиках теплообменных труб безразмерная величина однозначно характеризует удельную поверхность парогенератора.
Принятая структура и параметры парового контура обусловливают низкое значение температурных напоров вдоль всего тракта парогенератора, особенно в его концевых областях (области 3—5 на рис. 4).
Определяющее влияние на площадь поверхности
парогенератора оказывает минимальный температурный напор 
tмин, по мере снижения которого FПРрезко возрастает (см. рис. 3,в). Одновременно растет к. п. д. установки. Вследствие этого обоснование значения tмин требует расчета
технико-экономических показателей.
Учитывая тенденцию роста цен на топливо в нашей стране, следует
ожидать, что оптимальное значение tмин будет уменьшаться.
Показатели комбинированной установки на два уровня мощности (480 и 700 МВт) приведены ниже:
Расход воздуха через компрессор, кг/с 395 577
Температура за турбиной, °С . . 594 606
Начальная температура газа, °С 1300 1300
Степень повышения давления . . 15,3 15,3
Параметры пара контура высокого давления:
давление, МПа 16/1,64 23,5/1,64
температура, °С 510/540 510/540
расход, кг/с................... 56 87
Параметры пара контура низкого давления:
давление, МПа .... 0,84 0,84
температура, °С . 350 350
расход, кг/с................... 6,5 6,2
Минимальный температурный напор, °С 12 12
Температура уходящих газов, °С 106 107
Мощность. МВт................ 479 702
Эффективный к. п. д. (нетто), % 56,2 56,2
Удельный расход топлива, г. у. т/(кВт-ч) 219 219
Тепловая мощность, МВт . . . 280 410
Мощность на теплофикационном режиме, МВт 440 645
Удельный расход топлива на теплофикационном режиме, г. у. т/(кВт-ч) 152 152
Получен высокий уровень коэффициента полезного действия установки, достигающий 56,2% (56,4% по ИСО), что соответствует удельному расходу топлива 219 г. у. т/(кВт-ч). Такие значения достигнуты в настоящее время только в теплофикационных паротурбинных установках. Рассмотренная концепция создания эффективной парогазовой установки с нашей точки зрения является одним из наиболее реальных путей ускоренного достижения отечественными энергогенерирующими установками мирового уровня.
Список литературы
1.Makansi J. Combined cycles return as focus for ener- ging power — system design// Power. 1982. Vol. 126. № 7. P. 25—34.
2. The reheat Gas Turbine Combined Cycle Jvan. G. Rice Turbomachinery International, 1981. Vol. VII—VIII. P. 7—14.
3. Высокотемпературная газопаровая установка по схе ме ЦКТИ — ЛПИ/ И. И. Кириллов, В. А. Зысин, С. Я. Ошеров и др.// Теплоэнергетика. 1966. № 5. С. 25—29.
4. Выбор оптимальных параметров высокотемператур ной газопаровой установки по схеме ЦКТИ — ЛПИ/ И. И. Кириллов, В. А. Зысин, С. Я. Ошеров и Др.// Теп лоэнергетика. 1967. № 1. С. 44—47.
5. Высокотемпературная газопаровая установка// И. И. Кириллов, Л. В. Арсеньев, Ю. В. Котов и др.// Энергомашиностроение. 1978. № 1. С. 5, 6.
6. Совершенствование установок с паровыми и газовы ми турбинами/ И. И. Кириллов, Л. В. Арсеньев, Е. А. Ходак и др.// Теплоэнергетика. 1979. № 11. С. 2—6.
7. Stambler В. J. EPRI sees near — term potential for closed circuit steam cooling// Gas Turbine. World. 1989. Vol. 19. № 1. P. 28—30.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.