3.3 Определение предварительного расхода пара на турбину

1. Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов:

= ; (17)

= = 0,249;

= ; (18)

= = 0,324.

2. Оценочный расход пара на турбину определяем по формуле:

= (++); (23)

Задаемся коэффициентом регенерации =1,17; /5/

= 1,17 (+ 0,249 ∙ 31,81 + 0,324 31.76) = 127.14 (кг/с).

Расход пара на турбину при нерасчетном режиме работы уменьшился на 5.8%.

По формуле Стодолы-Флюгеля определяем новые величины давлений пара в отборах с учетом изменения расхода пара при неизменном значении давления пара в конденсаторе и в регулируемых отборах.

; /4/ (19)

(МПа);

(МПа);

(МПа);

(МПа);

(МПа).

3.4 Расчет сепараторов непрерывной продувки

1. Производительность парогенераторов:

= += (1 +); (20)

= 1,012  127,14 = 128,67 (кг/с).

2. Расход пара на собственные нужды котельного отделения:

= ; (21)

= 0,012  127,14 = 1,53 (кг/с).

3. Расход питательной воды:

= += (1 +); (22)

= 1,015  128,67 = 130,6 (кг/с).

4. Расход продувочной воды:

= ; (23)

= 0,015  128,67 = 1,93 (кг/с).

5. Выпар из сепаратора:

= ; (24)

= (кг/с),

где - энтальпия воды в барабане парогенератора при Р = 13,75 МПа;- энтальпия продувочной воды, сливаемой сепаратора;r – теплота парообразования при давлении = 0,588 МПа. /7/

6. Количество воды, сливаемой в техническую канализацию (= 60С):

= -; (25)

= 1,93 – 0,83 = 1,1 (кг/с).

7. Расход химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор:

= =++; (26)

= 1,93 + 0,013  127,14 + 1,53 = 5.11 (кг/с).

8. Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки:

= +; (27)

= 125,7 + = 281,8 (кДж/кг).

3.5 Расчет регенеративной схемы

3.5.1 Расчет группы пвд

1. Расход пара на ПВД 7:

; (28)

(кг/с).

2. Расход пара на ПВД 6:

; (29)

(кг/с).

3. Расход пара на ПВД 5:

; (30)

(кг/с).

4. Повышение энтальпии питательной воды в насосе:

= ; (31)

Принимаем давление питательной воды после питательного насоса:

= 1,3= 1,3 13,75 = 17,86 (МПа),

= 0,8 /9/.

По таблицам воды и водяного пара находим = 0,001089 м³/кг, при Р_ср=15,81 МПа и t_ср=195˚С; /7/

= (кДж/кг). (32)

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД 5:

(кДж/кг). (33)

3.5.2 Расчет деаэратора

1. Материальный баланс деаэратора:

D­₁ + D₂ + D₃ + D_УПЛ + D_СЕП + D_Д + D_КД = G_ПВ + G_УТ + G_ВЫП. (34)

Принимаем G_ВЫП  0, так как это значение составляет примерно 2–3 кг на тонну деаэрированной воды. Получим:

5,26+7,23+3,75+0,56+0,78+ D_Д + D_КД = 123,61+1,57;

D_Д + D_КД = 107,59 (кг/с).

2. Тепловой баланс деаэратора:

(35)

где - энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе;

4,7  D_Д + D_КД = 111,76;

Из решения конечных пунктов уравнений 39 и 40 находим:

D_Д = 1,13 кг/с, D_КД = 106,46 кг/с.

3.5.3 Расчет группы пнд

1. Расход пара на ПНД 4:

D₄ =; (36)

D₄ = (кг/с).

2. Расход пара на ПНД 3:

D₅ = ; (37)

Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД 3 (с последующим уточнением):

(кДж/кг); (38)

(кг/с).

3. Проверка принятого значения :

= ; (39)

где (кг/с) – расход конденсата через ПНД 2. (40)

= (кДж/кг).

Погрешность составляет δ = 1,4%, что не превышает допустимого значения точности инженерных расчетов.

4. Расход пара на ПНД 2:

; (41)

Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД 2 (с последующим уточнением):

(кДж/кг);

(кг/с).

5. Расход пара на ПНД 1:

; (42)

где (кДж/кг) – энтальпия пара на входе в ПНД 7 (после прохождения сальникового и эжекторного подогревателей, в которых конденсат нагревается на 5˚С);

Расход конденсата через ПНД 1:

(кг/с).

Из полученного уравнения находим :

(кг/с).

6. Уточнение ранее принятой энтальпии смеси :

; (43)

(кДж/кг).

Погрешность составляет δ = 1,9%, что не превышает допустимого значения точности инженерных расчетов.

7. Расход пара в конденсатор турбины:

(44)

8. Внутренняя мощность турбины:

N_i = ; (45)

N_i = 5,26  285,72 + 7,23  367,08 + (3,75+1,13)  516,59 + 3,36  652,03 + + 2,46  763,53 + (1,97 + 35,43)  835,6 + (1,94 + 35,49)  928,3 + 19,38  1236,7 + 0,56 ∙ 285,72 + 1,72 ∙ 652,03 = 102,02 (МВт).

9. Электрическая мощность турбогенератора:

N_Э = N_i ; (46)

N_Э = 102,02  0,98 = 99,98 (МВт);

небаланс мощности: (МВт), что составляет 0,02%.

10. Уточнение расхода пара на турбину:

= К_РЕГ ; (47)

= (кг/с).

11. Уточнение расхода пара на турбину:

; (48) (кг/с).

12. Уточнение значения коэффициента регенерации:

= ; (49)

= ,

что совпадает с ранее принятым (см. п. 3.2).

6. Расчет технико-экономических показателей станции

1. Удельный расход пара на турбоустановку:

(50)

где кг/с – расход пара на турбину на рассчитываемом режиме;

кВт – электрическая мощность, снимаемая с клемм генератора на рассчитываемом режиме.

().

2. Удельный расход тепла на турбоустановку:

(51)

где кДж/кг – энтальпия пара в начале процесса расширения;

кДж/кг – энтальпия питательной воды на входе в котел.

(),

3. Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

; (52)

где МВт – мощность теплофикационного отбора турбины на рассчитываемом режиме.

().

4. Абсолютный внутренний КПД: /2/

; (53)

где кДж/кг – использованный теплоперепад в турбине.

или 49,9%.

5. Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

(54)

или 66,4 %.

6. Условный расход условного топлива на выработку электроэнергии:

; (55)

().