;
;
;
;
;
6.4 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме
Относительные расходы пара из отборов:
α1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;
α2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;
α3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;
α3д=0,035427 – относительный расход пара в деаэратор;
– относительный расход пара из производственного отбора;
α4=0,04959 – относительный расход пара в ПНД 4;
α5=0,035647 – относительный расход пара в ПНД 5;
αПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;
α6=0,033866 – относительный расход пара в ПНД 6;
αПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;
α7=0,034153 – относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
.
Относительная ошибка
. Расчет произведен верно.
6.5 Определение расхода пара на турбину
,
где Nэ – заданная электрическая мощность;
Hi – действительный теплоперепад турбины;
- механический КПД, принят ;
- КПД электрогенератора, принят ;
Относительная ошибка
.
Расчет произведен верно.
6.6 Проверка мощности
, МВт,
где G0 – расход пара на турбину;
Hi – действительный теплоперепад турбины;
– расход пара в конденсатор;
- механический КПД, принят ;
- КПД электрогенератора, принят ;
Относительная ошибка
.
Расчет произведен верно.
7. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в третьем расчетном режиме
7.1 Тепловая нагрузка ПГУ
кВт.
7.2 Полная тепловая нагрузка ТУ
7.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление
кВт.
7.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
7.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
кВт.
7.6 КПД ТУ по производству электроэнергии
.
7.7 КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
.
7.8 КПД блока по отпуску электроэнергии
,
где - КПД ПГУ, принимаю - для ТЭС на твердом топливе;
- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн=0,040¸0,090, принимаю kсн=0,05.
7.9 Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии
7.10 КПД блока по отпуску теплоты
.
7.11 Удельный расход условного топлива на выработку теплоты
8. Анализ результатов, полученных в результате расчета трех режимов работы энергоблока
Сведем данные, полученные ранее в таблицу.
Таблица 8.1 – Показатели тепловой экономичности энергоблока при работе в трех режимах
|
Наименование показателя |
Базовый режим |
Второй режим |
Третий режим |
|
Расход пара на турбину, G0, |
182,117 |
181,605 |
181,428 |
|
Расчетная электрическая мощность, N'э, МВт |
139.997 |
140,01428 |
140,01339 |
|
Тепловая нагрузка ПГУ, Qпг, кВт |
444277,468 |
443028,436 |
442596,64 |
|
Полная тепловая нагрузка ТУ, Qту, кВт |
439459,73 |
438224,238 |
423426,634 |
|
Тепловая нагрузка ТУ на отопление, Qт, кВт |
54183,67 |
54183,67 |
54183,67 |
|
Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, Qп, кВт |
61105,38 |
61105,38 |
63710,874 |
|
Тепловая нагрузка ТУ по производству э/э, , кВт |
324170,68 |
322935,188 |
305532,09 |
|
КПД ТУ по производству э/э, |
0,43187 |
0,4335 |
0,458217 |
|
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с турбиной, |
0,989 |
0,989 |
0,957 |
|
КПД блока по отпуску э/э, |
0,353 |
0,3543 |
0,37455 |
|
Удельный расход условного топлива по отпуску э/э, , |
348,44 |
347,118 |
328,394 |
|
КПД блока по отпуску теплоты, |
0,84322 |
0,84322 |
0,816 |
|
Удельный расход условного топлива по отпуску теплоты, , |
40,44 |
40,44 |
41,792 |
Для наглядного обоснования выбора более экономичного варианта вычислим полный КПД энергоблока для каждого режима.
Полный КПД энергоблока
где – электрическая мощность, кВт,
– тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, кВт (см. таб. 8.1),
– тепловая нагрузка ТУ теплофикационных отборов ТУ, кВт (см. таб. 8.1),
– полный расход условного топлива, кг/с, здесь – расход условного топлива по отпуску теплоты, - расход условного топлива по отпуску электроэнергии, - расход условного топлива на ПВК, где – тепловая нагрузка на ПВК (см. п. 2.4.3).
- низшая теплота сгорания условного топлива.
1 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
2 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
3 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
Вывод: КПД энергоблока при работе в третьем расчетном режиме превышает КПД энергоблока при работе в базовом и втором расчетном режимах. При работе энергоблока в базовом режиме добавочная вода подавалась в схему в деаэратор. При этом температура воды в деаэраторе , энтальпия воды в деаэраторе , а температура и энтальпия добавочной воды соотвтественно. То есть добавочная вода «охлаждает» воду в деаэраторе, кроме того, для подогрева её в деаэраторе требуется дополнительный расход пара из отбора турбины. Во втором и третьем расчетном режимах добавочная вода подается в конденсатор, при этом температура основного конденсата в этом теплообменнике составляет , энтальпия основного конденсата При подаче добавочной воды в конденсатор её подогрев осуществляется за счет низкопотенциального тепла и не требует затрат тепла пара из отборов турбины с высоким давлением.
Однако самый большой КПД получен при расчете третьего режима, который отличается от второго тем, что в этом режиме возврат конденсата принят 0%, что в первую очередь повлияло на величину. В силу отрицательной зависимости значения полной тепловой нагрузки ТУ от значения первое значительно уменьшилось относительно первых двух расчетных режимов. Кроме того, тепловая нагрузка на паровых потребителей в третьем расчетном режиме оказалась выше, чем в первых двух режимах. Таким образом, значение тепловой нагрузки турбоустановки по производству электроэнергии в третьем режиме получилось значительно меньше относительно первых двух, что при незначительных изменениях расчетной электрической мощности повлияло на значение КПД.
9. Выбор оборудования пароводяного тракта
9.1 Выбор насосов
9.1.1 Сетевой насос
Максимальная подача
где Gсв=296,21 кг/с – расход сетевой воды;
υпс=f(Рсв; tпс)= 0,0010898 м3/кг – удельный объем прямой сетевой воды;
υос=f(Рсв; tпс)= 0,0010221 м3/кг – удельный объем обратной сетевой воды;
где Рсв=1,5 МПа – давление сетевой воды;
ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;
g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа СЭ2500–180 [2, таб. 5.6]. Характеристики насоса: подача напор Схема включения – один рабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.
