Файл: Реферат Содержание Характеристика района размещения проектируемой станции 9.docx

, что удовлетворяет требованиям, предъявляемым к техническим расчетам (2%).

Оценка расхода пара в конденсатор:

Dк=D_Т-(D1+D2+D3+Dупл+Dд+Dп+D4+D5+Dсп1+D6++D7+Dку+

+Dсп+Dэж); (233)

Параметры пара в отборах и расходы пара в уплотнениях, сальниковом и эжекторном подогревателях принимаем по заводским данным:

а) в ПВД3 поступает пар из уплотнений в количестве Dупл = 1,33 кг/с с энтальпией

=3280 кДж/кг;

б) количество пара, поступающего из концевых уплотнений турбины в конденсатор Dку = 0,011 кг/с;

в) количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотнений турбины Dсп = 1,795 кг/с;

г) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы Dэж = 0,654 кг/с.

Dк = 216,890-(13,198+11,865+10,500+1,33+2,087+82,256+10,779+8,564+

+15,178+D6+D7+0,011+1,795+0,654) ;

Dк = 58,670 – (D6+D7) кг/с.

Количество конденсата, проходящего через ПНД7:

= Dк+D7+Dку+Gдоб+Dсп+Dэж; (234)

= 58,670 –D6+0,011+42,459+1,795+0,654;

= 103,589– D6 кг/с.

Уравнение теплового баланса ПНД 6:

[D6(

(

)]*

)*(

); (235)

Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД 6:

=(257,63+245,99)/2=251,81 кДж/кг;

D6 =

;

D6 =5,151 кг/с.

Зная D6, определяем:

= 103,589– 5,151 =98,438 кг/с.

Определение расхода пара на ПНД 7:

D7=

; (236)

D7=

;

D7=5,663.

Зная D7, определяем:

Dк = 58,670-5,151 -5,663= 47,855 кг/с.

Уточнение ранее принятого значения

(точка смешения 2):

; (237)

;

= 387,308 кДж/кг,

Погрешность

Уточнение ранее принятого значения

= 253,042кДж/кг,

Погрешность

Проверка баланса пара в турбине:

Dт=D1+D2+D3+Dупл+Dд+Dп+D4+D5+D6+Dсп1++D7+Dсп2+Dк+

+Dку+Dсп+Dэж; (238)

216,890=13,198+11,865+10,500+1,33+2,087+82,256+10,779+8,564+

+5,151+1415,178+5,663+47,855+0,011+1,795+0,654);

216,890=216,890 кг/с, имеем полное совпадение.

Проверка материального баланса деаэратора:

G_ПВ+D_УТ = D_КД+D_Д+D_СЕП1+D_УПЛ+D1+D2+D3; (239)

224,546+0,016*224,546=187,699+2,087+1,458+1,33+13,198+11,865+

+10,500;

228,139= 228,139, имеем полное совпадение.

Внутренняя мощность турбины:

Ni =

; (240)

Ni=13,198*(3484-3198,1)+11,865*(3484-3096,6)+(10,500+2,087+

+82,256)*(3484-2995)+10,779*(3484-2850,7)+8,564*(3484-2739,4)+

+(5,151+15,178)*(3484-2655,8)+5,663*(3484-2521,3)+47,855*(3484-

-2344,5)=144,771 МВт.

Электрическая мощность турбогенератора:

Nэ = Ni*

; (241)

Nэ = 144,771 *0,98 = 141,875 МВт.

Небаланс мощности:

Nэ =142-141,875 = 0,124 МВт.

Относительная погрешность составляет:

, (242)

= 0,0875 %, что допустимо при инженерных расчетах (2%)

Уточнение расхода пара на турбину:

=Крег

; (243)

=1,195

= 0,132 кг/с.

Так как электрическая мощность, полученная расчетным путем получилась меньше заданной, то необходимо к ранее принятому расходу прибавить

.

Тогда расход пара на турбину:

= D_T; (244)

=216,890+0,132 =217,023кг/с.

Уточнение значения коэффициента регенерации:

; (245)

=1,196.

2.3.5. Технико-экономические показатели

Удельный расход пара на турбину:

(246)

Удельный расход тепла на турбину

; (247)

кДж/кВт ч.

Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

, (248)

где Q_ПР=D_ПР(i_ПР- i_ОК)=82,256*(2995-419.1) = 211885,8 кВт;

кДж/кВт*ч.

Абсолютный внутренний КПД

; (249)

Абсолютный электрический КПД

; (250)

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии:

; (251)

кг/кВт ч

7. Удельный расход условного топлива на выработку тепла для внешнего потребителя:

; (252)

_142,86– удельный расход топлива на выработку тепловой энергии для данной установки, кг у.т./Гкал,

- КПД котельной установки;

=0,91,

- КПД транспорта теплоты;

= 0,98,

- КПД сетевого подогревателя,

=0,98,

кг/Гкал.

2. 4. Сводная таблица расчетов тепловой схемы турбоустановки ПТ-140/165–130/15

Таблица 22. – Сводная таблица расчетов тепловой схемы турбоустанов-ки ПТ-140/165–130/15

Наименование величины	Обоз-начение	Режим
Наименование величины	Обоз-начение	Максимум отопительной нагрузки	В средне-отопительный период	В летний период
1	2	3	4	5
Отопительный отбор, МВт		135,094	65,715	33,773
Мощность турбины, МВт		142	142	142
Расход пара на турбину предварительный, кг/с	D_T	221,175	219,792	216,89
Температура прямой сетевой воды, ^оС	t_пр	150	80	75
Температура обратой сетевой воды, ^оС	t_обр	70	42,5	40
Расход пара на ВСП, кг/с	D_СП2	19,488	16,788	0
Расход пара на НСП, кг/с	D_СП1	17,607	14,767	15,178
Расход парогенератора брутто, кг/с		225,598	224,188	221,228
Расход пара на собственные нужды котельного отделения, кг/с		4,423	4,395	4,337
Расход продувочной воды, кг/с		3,383	3,362	3,318
Выпар из первой ступени сепаратора, кг/с	D_сеп1	1,487	1,478	1,458
Выпар из второй ступени сепаратора, кг/с	D_сеп2	0,237	0,236	0,233
Количество воды, сливаемой в техническую канализацию, кг/с		1,658	1,648	1,626
Расход ХОВ воды в деаэратор, кг/с		42,648	42,587	42,459