Главная | Обратная связь
МегаЛекции

Энергетическое уравнение мощности и его решение

Расход пара на турбину:

D = dЭ∙N0+ D1∙у1+ D2у2+ D3∙у3+ D4∙у4+ D5∙у5+ D6у6.

 

Удельный расход пара на выработку электрической мощности:

dЭ = 1000/(Δh0∙ηМ∙ηГ)=1000/((3485,3176 – 2285,1270)∙0,97∙0,98)=0,8765 кг/МДж,

где Δh0=h0-hK; ηМ=0,97 и ηГ=0,98.

 

7.1.Определение расходов пара в отборах в относительных единицах:

D1ОТБ = D1=0,072552D кг/с,

 

D2ОТБ = D2=0,059241D кг/с,

 

D3ОТБ =D3+ DДОСН+DПР= 0,084406D+50 кг/с,

 

D4ОТБ = D4=0,073031D кг/с,

 

D5ОТБ =D5 +DВБ=0,022376D+2,5538 кг/с,

 

D6ОТБ =D6 +DНБ+DДДОБ+DПХО=0,073032D+19,615698 кг/с,

 

где

7.2.Расчет коэффициентов недовыработки мощности отборным паром

y1=(h1-hК)/(h0-hК)=(3233,2454 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,7900;

 

y2=(h2-hК)/(h0-hК)=(3105,5715 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,6836;

 

y3=(h3-hК)/(h0-hК)=(2949,5849 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,5536;

 

y4=(h4-hК)/(h0-hК)=(2769,4137 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,4035;

 

y5=(h5-hК)/(h0-hК)=(2610,8823– 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,2714;

 

y6=(h6-hК)/(h0-hК)=(2554,8689 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,2247.

 

7.3.Решение энергетического уравнения мощности

D = 0,8765∙80+0,072552D ∙0,7900+0,059241D ∙0,6836+(0,084406D+50)∙ 0,5536+

+0,073031D ∙0,4035+(0,022376D+2,5538)∙ 0,2714+(0,073032D+19,615698)∙ 0,2247→

→D = 128,0642 кг/с = 461,0312 т/ч.

7.4.Определение расходов пара в отборах и на элементы ПТС

в абсолютных единицах

D1ОТБ = D1=0,072552D = 9,2913 кг/с = 33,4487 т/ч,

 

D2ОТБ = D2=0,059241D = 7,5867 кг/с = 27,3119 т/ч,

 

D3ОТБ = D3+ DДОСН+DПР = 0,084406D+50 = 60,8094 кг/с = 218,9138 т/ч,

 

D4ОТБ = D4=0,073031D = 9,3527 кг/с = 33,6696 т/ч,

 

D5ОТБ = D5 +DВБ=0,022376D+2,5538 = 5,4194кг/с = 19,5097 т/ч,

 

D6ОТБ = D6 +DНБ+DДДОБ+DПХО = 0,073032D+19,615698 =28,9685 кг/с = 104,2865 т/ч.

 

D1ОТБ+ D2ОТБ+ D3ОТБ+ D4ОТБ+ D5ОТБ+ D6ОТБ = 121,4280 кг/с = 437,1408 т/ч.

 

Проверка расчета по балансам

8.1.Материальный баланс в конденсаторе

В конденсатор поступают потоки рабочего тела со стороны турбины:

DК = D-( D1ОТБ+ D2ОТБ+ D3ОТБ+ D4ОТБ+ D5ОТБ+ D6ОТБ) =

=128,0642 – 121,4280 = 6,6362 кг/с.

Со стороны основного конденсата этот же расход можно определить как:

DК = DПВ2 - D6 - DКУ – DЭЖ = 0,705335D - 47.5586 - 0.073032D – 19.6157 - 0.003D - 0.005D =

= 0,624303D – 67,1743 = 12.7766 кг/с.

∆DК = 12,7766 – 6,6362 = 6,1406 кг/с.

Невязка, отнесенная к расходу пара ну турбину:

 

8.2.Баланс мощностей

NH = [Σ (Dn ОТБ*(h0- hn ОТБ)+DКΔh0] ηМ ηГ

 

N1ОТБ = D1ОТБ(h0-h1М ηГ = 9,2913(3485,3176-3233,2454)0,97*0,98 = 2,226 МВт.

 

N2ОТБ = D2ОТБ(h0-h2М ηГ = 7,5867(3485,3176-3105,5715) 0,97*0,98 = 2,739 МВт.

 

N3ОТБ = D3ОТБ(h0-h3М ηГ = 60,8094(3485,3176-2949,5849) 0,97*0,98 = 30,968 МВт.

 

N4ОТБ = D4ОТБ(h0-h4М ηГ = 9,3527(3485,3176-2769,4137) 0,97*0,98 = 6,365 МВт.

 

N5ОТБ = D5ОТБ(h0-h5М ηГ = 5,4194(3485,3176-2610,8823) 0,97*0,98 = 4,505 МВт.

 

N6ОТБ = D6ОТБ(h0-h6М ηГ = 28,9685(3485,3176-2554,8689) 0,97*0,98 = 25,622 МВт.

 

NК = DК(h0-hКМ ηГ = 6,6362(3485,3176-2285,1270)0,97*0,98 = 7,571 МВт.

 

NН = 2,226+2,739+30,968+6,365+4,505+25,622+7,571 = 79,996 МВт.

 

NЭ = 80 МВт.

 

Исходя из значений NН и NЭ, видно, что невязка ничтожна, что допустимо.

 

 

Энергетические показатели ПТУ

9.1.Удельный расход пара на турбину

dэ = D / NН =146,36/80=1,8295 (кг/МДж) = 6,5862 (кг/кВтч)

9.2.Расход теплоты на турбоустановку

QТУ=D(h0-hПВ)=146,36(3460,35-1089,26)=347,033 МВт.

9.3. Расход теплоты на выработку электроэнергии [4]

.

9.4.Абсолютный электрический КПД турбоустановки [2]:

ηЭа= (NН*1000/ QТУ)100%=23,05 %.

9.5.КПД выработки электроэнергии брутто

ηЭЭБР= (NН*1000/ QТУЭ )100%=33,75%.

9.6.Коэффициент использования тепловой энергии

ηТ= ((NН*1000+ QБ )/ QТУ)100%= 54,75 %.

 

 

Выбор вспомогательного оборудования ПТУ

 

10.1. Питательные насосы

Подача питательной воды на ТЭЦ организуется так, чтобы при выходе из работы наиболее крупного насоса, остальные обеспечили подачу воды на все установленные паровые котлы при номинальной их производительности. Установлено 2 котла1 суммарной производительностью –1,28*137,3*3,6=490,3 т/ч и 2 питательных насосов той же производительности. Необходимо установить 2 питательных насоса с подачей 250 т/ч.

Выбираем насос ПЭ-250-180-3,

 

10.2. Конденсатные насосы

Общая подача определяется по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учетом регенеративных отборов (конденсационный режим работы с включенными отборами) Dкмакс = 35,73 кг/с= 120 т/ч.

Выбираем 2 насоса КС-60-125,

 

10.3. выбор насосов подпитки теплосети

Расход подпиточной воды Dподп = 13,92*3,6=49,112 т/ч. Устанавливаем 1 насос КС-50,

 

10.4. выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей

Расход пара на каждый бойлер составляет около 35 кг/с=126 т/ч.

Устанавливаем рабочий и резервный насос КСД-140-140/3, D = 80 т/ч,

Н = 155 м вод.ст.

 

10.5. Выбор перекачивающих насосов

Перекачивающие насосы подают добавочную воду из деаэратора 1,2 ата в цикл станции (перед ПНД-3) в количестве ДДВ=0,080675Д+4,168=16 кг/с=57,6 т/ч. Устанавливаем рабочий и резервный насосы КС- 80-55,

 

10.6. Верхний и нижний бойлеры

По GСВ=988,14 кг/с, tПР/tОБР=130/70 ºС по табл.5.34 [1] выбираем: ПС-1300-3-8-1; типоразмер

 

10.7. Деаэратор Д-7

Объем бака деаэратора:

Производительность деаэратора 139,08 кг/с. По табл. 5.23 и 5.24 [1] выбираем деаэратор ДП-500 с деаэраторными баками БДП-100-1.

 

10.8. Подогреватели высокого и низкого давления

Производительность и число регенеративных подогревателей определяется числом отборов пара из турбины.. Выбираем следующие регенеративные подогреватели:

ПВД-7 – по ДПВ=139,08 кг/с ПВ-425-230-13-1,

ПВД-6 – по ДПВ=139,08 кг/с ПВ-425-230-13-1,

ПВД-5 - по ДПВ=139,08 кг/с ПВ-425-230-13-1,,

ПНД-4 - ПН-250-16-7-4св

ПНД-3- ПН-250-16-7-4св,

ПНД-2- ПН-250-16-7-4св,

ПНД-1- ПН-250-16-7-3св.

10.9. Эжекторный подогреватель и сальниковый подогреватель.

По ДПВ2=44,21 кг/с выбираем ЭП типоразмер ПС-220.

По ДПВ2=44,21 кг/с выбираем ПС типоразмер ПС-220.

 

Список литературы

 

Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара. Москва, МЭИ, 1999.

Тепловые и атомные электрические станции: Справочник (кн.3). Под ред. А. В. Клименко и В. М. Зорина

Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М., Энергоатомиздат, 1987.

 





©2015- 2017 megalektsii.ru Права всех материалов защищены законодательством РФ.