Для создания модели парогазовой установки (ПГУ) необходимо иметь в наличии модель котла-утилизатора (КУ) и модель паровой турбины (ПТ). Для ГТУ модель не нужна - достаточно знать её мощность, а также температуру и массовый расход выхлопных газов. У нас есть модель котла-утилизатора одного давления (см. [1]) на основании которой будет в дальнейшем разработана модель котла-утилизатора двух давлений.
В данной статье мы создадим модель паровой турбины.
Пар температурой 𝑡_0 и давлением 𝑝_0 (параметры торможения) поступает на вход в паровую турбину, в процессе своего расширения совершает удельную работу 𝐻 и выходит из паровой турбины при давлении 𝑝_1.
Разница в величинах между располагаемым теплоперепадом 𝐻_0 и использованным теплоперепадом 𝐻 определяется внутренним КПД проточной части паровой турбины 𝜂0𝑖: 𝐻=𝜂0𝑖*𝐻0.
Пара значений 𝑡_0, 𝑝_0 при заданном значении 𝜂0𝑖 должна быть подобрана таким образом, чтобы в точке 1 степень сухости пара была не ниже заданного значения (например 87%). Чем ниже степень сухости (чем выше степень влажности) пара тем большее количество капель выделяется в последних ступенях турбины, которые вызывают механический износ (эрозию) рабочих лопаток и снижение КПД турбины.
Создадим класс ST (steam turbine - паровая турбина) в который кроме функции расчёта параметров пара на входе и выходе ПТ включим методы, позволяющие находить для пара на входе в ПТ давление при заданной температуре и температуру при заданном давлении при которых степень сухости пара на выходе из ПТ будет равна заданному значению.
В классе используется модуль wsprops, позволяющий определять теплофизические свойства воды и водяного пара (см. [2]).
Код класса ST см. в [3].
В парогазовых установках с котлом утилизатором двух давлений пар вырабатывается в двух контурах - контуре высокого давления и в контуре низкого давления.
Найдём для различных значений внутреннего КПД паровой турбины параметры пара 𝑡_0 и 𝑝_0 на входе в паровую турбину при которых степень сухости пара на выходе из турбины будет равна 87% (степень влажности 13%). Будем считать, что пар из каждого контура поступает в собственную турбину.
Верхний график относится к контуру высокого давления, нижний - к контуру низкого давления. Увеличение давления при неизменной температуре уменьшает степень сухости пара на выходе ПТ, увеличение температуры при неизменном давлении увеличивает степень сухости пара.
Посмотрим как соотносятся друг с другом мощности турбин контура высокого и контура низкого давлений.
Согласно данным с сайта Интер РАО - Инжиниринг на Ивановских ПГУ установлен котёл утилизатор Е-148/35-6.7/0.6-493/229 откуда следует, что 𝐷_вд = 148 т/ч, 𝐷_нд = 35 т/ч, 𝑝_0_вд = 6,7 МПа, 𝑡_0_вд = 493 С, 𝑝_0_нд = 0,6 МПа, 𝑡_0_нд = 229 С.
Выполнив расчёт (см. [3]) получим, что мощность ПТ ВД равна 46,7 МВт, ПТ НД - 6,3 МВт. Мощность ПТ НД составляет 13% от мощности ПТ ВД.
Добавление контура низкого давления увеличило мощность ПГУ на 4%, а КПД на 2% (абсолютных).
Полную версию статьи в формате Jupyter Notebook см. здесь.
