3.2.9 Сальниковый подогреватель (ПС), сальниковый холодильник (СХ), паровой эжектор (ПЭ), конденсатор
Рисунок 3.2.9.2- К определению расхода пара на СХ, ПС, ПЭ.
Уравнение теплового баланса парового эжжектора:
.
Подогрев конденсата в ПЭ:
Уравнение теплового баланса сальникового холодильника:
.
Подогрев конденсата в СХ:
Уравнение теплового баланса подогревателя сальников:
.
Подогрев конденсата в ПС:
Поток воды на рециркуляцию в соответствии с заданной энтальпией после ПС:
,
.
Кратность рециркуляции:
,
.
Уравнение материального баланса конденсатора. Поток конденсата.
Расчёт конденсатора проводим учитывая, что включён встроенный пучок для подогрева сетевой воды.
,
8,376-0,2806-0,183=8,84 кг/с.
3.2.10 Материальный баланс турбины
Расходы пара на регенеративные подогреватели и сетевую подогревательную установку, рассчитанные выше, представлены в таблице 3.2.10.
Таблица №3.2.10-Расходы пара по отборам турбины
|
№ отбора |
Обозначение |
Расход (кг/с) |
Расход (т/час) |
|
1 |
D1=DП1 |
3,9428 |
14,2 |
|
2 |
D2=DП2 |
5,7744 |
20,78 |
|
3 |
D3=DП3+DД |
1,553+2,081=3,634 |
13,0824 |
|
4 |
D4=DП4 |
1,9 |
6,84 |
|
5 |
D5=DП5+DКВ+DПСВ |
8,1352 |
29,29 |
|
6 |
D6=DП6+DПСГ2 |
0,12+27,0815=27,2 |
100,152 |
|
7 |
D7=DП7+DПСГ1 |
40,35+0,2859=40,64 |
146,3 |
Суммарный расход пара по всем отборам:
Поток пара в конденсатор после турбины:
.
Погрешность по балансу пара и конденсата:
.
3.3 Энергетический баланс турбоагрегата Т-100-130
Мощность отсеков турбины:
,
где - мощность каждого отсека турбины, .
Электрическая мощность турбоустановки:
,
где - механический и электрический КПД турбоустановки соответственно.
Результаты расчёта мощностей отсеков турбины Т – 100 – 130 при tНАР=-5оС приведёны в таблице 3.3.
Таблица №3.3 -Мощности отсеков турбины Т-100-130
|
Отсек турбины |
Интервал давлений, МПа |
Пропуск пара, кг/с |
Hотсi, кДж/кг |
Nотсi, МВт |
|
|
0-1 |
12,75 |
3,297 |
102,2 |
329 |
33,6 |
|
1-2 |
3,297 |
2,11 |
98,26 |
93 |
9,14 |
|
2-3 |
2,11 |
1,08 |
92,48 |
143 |
13,2 |
|
3-4 |
1,08 |
0,54 |
88,85 |
95 |
8,44 |
|
4-5 |
0,54 |
0,315 |
86,95 |
89 |
7,74 |
|
5-6 |
0,315 |
0,1397 |
78,81 |
137 |
10,8 |
|
6-7 |
0,1397 |
0,0657 |
51,6 |
81 |
4,18 |
|
7-К |
0,0657 |
0,0054 |
8,84 |
0 |
0 |
Суммарная мощность отсеков турбины:
Электрическая мощность турбоагрегата:
3.4 Энергетические показатели турбоустановки и теплоцентрали
3.4.1 Турбинная установка
1) Полный расход теплоты на турбоустановку:
,
.
2) Расход теплоты на отопление:
,
.
где ηТ – коэффициент, учитывающий потери теплоты в системе отопления.
3) Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии:
,
.
4) Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии):
,
.
5) Удельный расход теплоты на производство электроэнергии:
,
.
3.4.2 Энергетические показатели теплоцентрали.
Параметры свежего пара на выходе парогенератора:
- давление РПГ = 13,8МПа;
- КПД парогенератора брутто ηПГ = 0,92;
- температура tПГ = 570 оС;
- hПГ = 3525 кДж / кг при указанных РПГ и tПГ.
КПД парогенератора .
1) Тепловая нагрузка парогенераторной установки:
,
,
.
2) Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)
,
.
3) Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии:
,
.
4) Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление:
,
.
Так как ПВК при tН=-50С не работает, то принимаем, что
5) Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии:
,
.
6) Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:
,
.
7) Расход теплоты топлива на станцию :
, QПВК=0, при tН= –50С,
.
8) Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто):
,
.
9) Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ:
,
.
10) Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто):
,
где – удельный расход электроэнергии на собственные нужды, принимаем .
11) Удельный расход условного топлива "нетто":
,
.
Расход условного топлива:
Расход условного топлива на выработку теплоты, отпущенной внешним потребителям:
.
Расход условного топлива на выработку электроэнергии:
ВЭУ=ВУ-ВТУ=9.52 - 5,0553=4,465 .
В результате расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины Т-100-130, работающей на расчетном режиме при температуре окружающей среды получены следующие значения основных параметров, характеризующие данную электростанцию:
- расходы пара в отборах турбины:
,
,
,
,
,
,
.
- расходы греющего пара на сетевые подогреватели:
,
;
- отпуск тепла на отопление турбоустановкой:
QТ = 148,272 МВт;
- общий расход теплоты на внешних потребителей:
QТП = 148,272 МВт;
- мощность на клеммах генератора:
Nэ=82,58 МВт;
- КПД ТЭЦ по производству электроэнергии:
;
- КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление:
;
- удельный расход топлива на производство электроэнергии:
bЭУ=168,49 ;
- удельный расход топлива на производство и отпуск тепловой энергии:
bТУ=37,71 ;
- полный КПД ТЭЦ «брутто»:
;
- полный КПД ТЭЦ «нетто»:
-удельный расход условного топлива на станцию "нетто":
Полученные в результате расчета тепловой схемы энергоблока при номинальном режиме (при температуре наружного воздуха tнар = -50С) расходы пара, воды, конденсата и топлива используются при выборе типового оборудования и трубопроводов энергоблока и электростанции в целом.
Для установления оптимального режима работы оборудования и трубопроводов энергоблока и электростанции в целом при различных температурах наружного воздуха, необходимо произвести расчет тепловой схемы энергоблока на различных режимах работы турбоагрегата: на режимах повышенной (tнар> -50С) и пониженной (tнар < -50С) нагрузках.
4. Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2
Турбина Т-100-130 с двухпоточным цилиндром низкого давления имеет два конденсатора с поверхностью охлаждения по 2649 м2. Нижнюю часть каждого конденсатора занимает теплофикационный пучок с поверхностью нагрева 461 м2 .
Общее число трубок выполненных из латуни размером 24´1 мм 9580. Общая площадь нагрева обоих конденсаторов 6220 м2. Конденсатор имеет два хода воды.
Конденсатор расположен поперёк оси турбины, приварен к выходному патрубку и дополнительно опирается на пружинные опоры для уменьшения возможной вибрации (см. рисунок В.1 и рисунок В.2). Основные трубные пучки размещены симметрично относительно оси турбины; компоновка трубок в пучке ленточная с треугольной разбивкой.
