· нижний сетевой подогреватель: ,h¢=354,6 кДж/кг;
· верхний сетевой подогреватель: , h¢=441 кДж/кг.
Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №6, №7 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам (результат заносим в табл. 3.2.1):
,
где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины
принимаем :, ;
;
,
.
По значению давления пара Р6 в теплофикационном отборе №6 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между нерегулируемым отбором №1 (ЧВД) и регулируемым теплофикационным отбором №6 (по уравнению Флюгеля - Стодолы), принимая для упрощения .
,
где - D0 , D, Р60, Р6 – расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.
,
,
,
,
,
,
,
,
,
.
Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными ∆Р = 8 %:
,
,
,
,
,
.
Параметры пара и воды расчётной схемы приведены в таблице 3.1.
3. Расчёт тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки Т-100/110-130
Расчёт на номинальном режиме выполнен по двум методам, при принятом значении DО и NЭ и по заданной электрической мощности NЭ.
В результате расчёта определены:
- расход пара в отборах турбины;
- расход греющего пара в сетевые подогреватели, в регенеративные подогреватели высокого и низкого давления, а также в деаэратор 6 ата;
- расход конденсата в охладителях эжекторов, уплотнений, смесителях;
- электрическая мощность турбоагрегата (расчёт по принятому DО);
- расход пара на турбоустановку (расчёт по принятой NЭ);
- энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:
· тепловая нагрузка парогенераторной установки;
· коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;
· коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление;
· удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;
· удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии.
3.1 Параметры пара и воды в турбоустановке
В табл. 3.1 приведены параметры пара и воды в турбоустановке при температуре наружного воздуха tНАР= –5оС.
В табл. 3.1 величина используемого теплоперепада пара определяется как разность энтальпий греющего пара из соответствующего отбора турбины и конденсата этого пара. Подогрев питательной воды в ступени регенеративного подогрева определяется как разность энтальпий питательной воды на выходе из соответствующего подогревателя и на входе в него.
На рис. 3.1 изображена h-S диаграмма работы пара в турбоустановке при tНАР= –5оС, построенная по результатам расчёта, выполненного в разделе 2.1. На диаграмме обозначены характерные точки и параметры пара в этих точках.
Таблица №3.1-Параметры пара и воды в турбоустановке Т-100/110-130 при tНАР= -5оС
|
Точка процесса |
P МПа |
h кДж/кг |
P’ МПа |
tH оС |
h’ кДж/кг |
q кДж/кг |
θ оС |
tВ оС |
hВ кДж/кг |
τПi кДж/кг |
|
0 |
12,75 |
3511 |
|
329,3 |
1522 |
– |
– |
– |
– |
– |
|
1 |
3,297 |
3182 |
3,0332 |
235,0 |
1011,3 |
2171 |
5 |
230 |
966 |
99,8 |
|
2 |
2,11 |
3089 |
1,9412 |
210,5 |
904,6 |
2184 |
2 |
209 |
876 |
143,2 |
|
3 |
1,08 |
2946 |
0,9936 |
179 |
768 |
2178 |
2 |
177 |
743 |
104 |
|
ДПВ |
0,6 |
2868 |
0,6 |
158,8 |
672,6 |
2165 |
0 |
159 |
673 |
45 |
|
4 |
0,54 |
2851 |
0,4968 |
154,8 |
644 |
2207 |
5 |
150 |
629 |
95 |
|
5 |
0,315 |
2762 |
0,2898 |
135 |
558 |
2204 |
5 |
130 |
546 |
108 |
|
ДКВ |
0,12 |
2682 |
0,12 |
104 |
436,8 |
2245 |
- |
85 |
355 |
- |
|
6 |
0,1397 |
2625 |
0,1286 |
109,2 |
449,57 |
2175 |
5 |
104 |
437 |
80 |
|
7 |
0,0657 |
2542 |
0,0604 |
88,5 |
362 |
2182 |
5 |
83,5 |
351 |
109 |
|
К |
0,0054 |
2542 |
|
34,2 |
143 |
2369 |
0 |
34,2 |
143 |
– |
Рисунок 3.1-Процесс работы пара в турбоустановке Т-100/110-130 в h-S диаграмме при tНАР= – 5оС.
На рисунке 3.1. изображены:
а) – процесс дросселирования пара в органах его впуска в турбину;
б) – изоэнтропическое расширение пара в первом отсеке от давления до давления первого нерегулируемого отбора;
в) – реальный процесс расширения пара в первом отсеке от до с учетом внутреннего относительного КПД для него;
г) – процесс расширения пара при переходе из первого отсека во второй. Чаще всего, это переход из ЧВД в ЧСД или ЧНД (в зависимости от схемы турбоустановки);
д) - процесс изоэнтропического расширения пара во втором отсеке от до второго нерегулируемого отбора;
е) - реальный процесс расширения пара во втором отсеке от до с учетом для него;
ж) - процесс изоэнтропического расширения пара в третьем отсеке от давления до давления ;
з) - реальный процесс расширения пара в третьем отсеке от до с учетом для него;
и) - процесс изоэнтропического расширения пара в четвертом отсеке от давления до давления ;
к) - реальный процесс расширения пара в четвертом отсеке от до с учетом для него;
л) - процесс изоэнтропического расширения пара в четвертом отсеке от давления до давления ;
м) - реальный процесс расширения пара в пятом отсеке от до с учетом для него;
н) - процесс изоэнтропического расширения пара в шестом отсеке от давления до давления ;
о) - реальный процесс расширения пара в шестом отсеке от до с учетом для него;
п) - процесс изоэнтропического расширения пара в седьмом отсеке от давления до давления ;
р) - реальный процесс расширения пара в седьмом отсеке от до с учетом для него;
и) – процесс изоэнтропического расширение пара в последнем отсеке от давления до давления в конденсаторе;
к) – реальный процесс расширения пара в последнем отсеке от давления до давления в конденсаторе с учетом для него.
3.2 Алгоритм расчета тепловой схемы турбоустановки Т-100-130
Приведён алгоритм расчета тепловой схемы турбоустановки. Определяется электрическая мощность турбоагрегата по заданному расходу пара на турбину.
Расчет выполняется в следующем порядке.
1) Расход пара на турбину при расчетном режиме :
.
2) Утечки пара через уплотнения:
