Розрахунок теплової схеми для і режиму

Температура додаткової води ХВО:

t_ХВО = 30 °C.

Максимально можлива паропродуктивність енергетичних котлів:

ΣD_ЭК^ном =n_ЭК·D_ЭК^ном, (2.2)

ΣD_ЭК^ном=3·1000=3000,0 т/ч.

Частка внутрішньо - циклових станційних витоків пари та конденсату: γ_ут=1 %.

Внутрішньо - циклових станційних витоків пари та конденсату:

G_ут = γ_ут·ΣD_ЭК^ном / 100, (2.3)

G_ут=1·3000/100=30,0 т/ч.

Витрати додаткової хім. знесоленої води в Д-0,12 МПа

G_д.в.= G_ут., (2.4)

G_д.в.=30,0 т/ч.

Витрати пари 1,4 мПа на мазуто – господарство:

D_мх^1,4= k_мх^I ·ΣD_ЭК^ном , (2.5)

D_мх^1,4=0,012·3000=30 т/ч.

Сумарна витрата пари на власні потреби ТЕЦ (є тільки витрата пари на мазуто - господарство): D_с.н.=D_мх^1,4, (2.6)

D_с.н.=30,0 т/ч.

Теплове навантаження гарячого водопостачання:

• Максимально-зимнє

Q_гвс^зим.=γ_гвс·Q_max, (2.7)

Q_гвс^зим.=0,18·1800=324 МВт;

• в режимі І

Q_гвс^.= Q_гвс^зим., (2.8)

Q_гвс^.= 324 МВт.

Сумарне теплове навантаження споживачів по гарячій воді:

• в режимі І

Q_тс=Q_max, (2.9)

Q_тс=1800 МВт.

Теплове навантаження опалення та вентиляції:

Q_ов=Q_тс– Q_гвс, (2.8)

Q_ов=1800-324=1476 МВт.

Для ТЕЦ приймаємо якісний засіб регулювання потужності тепломережі. При цьому витрати мережевої води практично не змінюються, а регулюва­ння здійснюється зміненням температури води в тепломережі. Температура води знаходиться за темпе­ратурним графіком (рис.2.4)

Рис. 2.5 Графік змінення температури води в тепломережі.

Температури води в тепломережі (подаюча лінія): t_под =150,0 °С.

Температури води в тепломережі (зворотня лінія): t_обр=70,0 °С.

Середня температура води в тепломережі:

t_тс^ср = 0,6·t_под +0,4·t_обр, (2.9)

t_тс^ср=0,6·150+0,4·70=118,0 °С

Температура вихідної (сирої) води (зимній період) : t_исх = 5 °С.

Витоки води із тепломережі (зимній період):

G_ут^ТС=0,15·Q_max, (2.10)

G_ут^ТС=0,15·1800=270 т/ч.

Сумарна витрата підживлюючої води:

G_подп=G_ут^ТС, (2.11)

G_подп^ТС=270 т/ч.

Теплова втрата з витоками з тепломережі:

Q_ут^ТС=G_ут^ТС·С_р(t_тс^ср – t_исх)/3600, (2.12)

Q_ут^ТС=270·4,187· (118–5)/3600=35,48 МВт.

Тепло, що вноситься з підживлючою водою:

Q_подп=G_подп^ТС·C_р (t_ХВО-t_исх)/3600, (2.13)

Q_подп^ТС=270·4,187· (30-5)/3600=7,85 МВт

Сумарне теплофікаційне навантаження ТЕЦ:

Q_ТЭЦ=Q_тс+Q_ут^ТС–Q_подп^ТС, (2.14)

Q_ТЭЦ=1800+35,48-7,85=1827,63 МВт

Витрата мережної води:

G_св=3600·Q_ТЭЦ /[С_р·(t_под–t_обр)], (2.15)

G_св =3600·1827,63/[4,187· (150–70)]= 19642,54 т/ч.

Середнє теплофікаційне навантаження мережних підігрівачів турбіни т:

Q_сп^Т=384,0 МВт.

Сумарне теплофікаційне навантаження мережних підігрівачів турбіни Т:

ΣQ_сп^Т = n_Т·Q_сп^Т, (2.16)

ΣQ_сп^Т=384·3=1152,00 МВт.

Середня витрата гострої пари на турбіну типу Т (по діаграмі режимів):

D₀^Т=870,0 т/ч.

Сумарна витрата гострої пари на турбіну типу Т:

ΣD₀^Т=n_Т·D₀^Т, (2.17)

ΣD₀^Т=3·870=2610,0т/ч.

Середня електрична потужність турбіни типу Т (по діаграмі режимів):

N_э^Т=252,00 МВт.

Сумарна електрична потужність турбіни типу Т:

ΣN_э^Т =n_Т·N_э^Т, (2.18)

ΣN_э^Т=3·252=756,00 МВт.

Сумарні витрати пари на турбіні:

ΣD₀ = 2610,0 т/ч< D_ЭК^ном =3000,0 т/ч.

Сумарна електрична потужність турбін:

ΣN_э=ΣN_э^Т, (2.19)

ΣN_э=756 МВт.

Сумарне теплофікаційне навантаження мережних підігрівачів турбін Т:

ΣQ_сп = ΣQ_сп^Т, (2.20)

ΣQ_сп=1152,00 МВт.

Сумарне теплофікаційне навантаження пікових водогрійних котлів:

Q_ПВК = Q_ТЭЦ – ΣQ_сп, (2.21)

Q_ПВК=1827,63-1152=675,63 МВт.

Максимально можливе теплофікаційне навантаження пікових водогрійних котлів:

Q_ПВК^max= Q^КВГМ· n^КВГМ, (2.22)

Q_ПВК^max=116,3·6=697,8 МВт > Q_ПВК=675,63 МВт.

Сумарне паропродуктивність енергетичних котлів

:

ΣD_ЭК = ΣD₀ + G_ут + D_с.н., (2.23)

ΣD_ЭК=2610+30,0+30,0=2670,0 т/ч.

Сумарні витрати підж. води енергетичних котлів:

ΣD_пв = ΣD_ЭК , (2.25)

ΣD_пв=2670,0 т/ч.

Повні сумарні витрати тепла:

ΣQ_ТУ = [ΣD₀(h₀ – h_пв) + ΣD_вп(h''_вп – h'_вп) + D_мх^1,4h^1,4]/3600, (2.26)

при р₀=23,5 МПа:

h₀ = 3330 кДж/кг, h_пв = 1160 кДж/кг, h''_вп = 3550 кДж/кг, h'_вп = 2960 кДж/кг

ΣQ_ТУ =[2610·(3330–1160)+2670·(3550–2960)+30·2970]/3600=2035,58 МВт.

Сумарна витрата тепла на зовнішніх споживачів:

ΣQ_вн=ΣQ_сп, (2.26)

ΣQ_вн =1152 МВт.

Витрата тепла на турбоустановки по виробництву електроенергії :

ΣQ_ТУ^Э = ΣQ_ТУ – ΣQ_вн – G_ут·(h_пв – С_р·t_ХВО)/3600, (2.27)

ΣQ_ТУ^Э =2035,58–1152 – 30,0·(1160-4,187·30)/3600=874,96 МВт.

ККД турбоустановок по виробництву електроенергії :

η_ТУ^Э = ΣN_э /ΣQ_ТУ^Э, (2.28)

η_ТУ^Э =756/874,96=0,864.

Питома витрата тепла на виробництво електроенергії :

q_ТУ^Э = 1/η_ТУ^Э, q_ТУ^Э = 3600/η_ТУ^Э,

q_ТУ^Э =1/0,864=1,1574, q_ТУ^Э =3600/0,864=4166,66 кДж/кВт·ч