Главная Обратная связь

Дисциплины:

Архитектура (936)
Биология (6393)
География (744)
История (25)
Компьютеры (1497)
Кулинария (2184)
Культура (3938)
Литература (5778)
Математика (5918)
Медицина (9278)
Механика (2776)
Образование (13883)
Политика (26404)
Правоведение (321)
Психология (56518)
Религия (1833)
Социология (23400)
Спорт (2350)
Строительство (17942)
Технология (5741)
Транспорт (14634)
Физика (1043)
Философия (440)
Финансы (17336)
Химия (4931)
Экология (6055)
Экономика (9200)
Электроника (7621)






Методика расчета параметров пара и воды в турбоустановке



Основные сведения

Принципиальная тепловая схема тепловой электростанции с промышленно-теплофикационной турбиной типа ПТ-135-130 приведена в разделе 1. В приложении А приведены параметры пара и воды в турбоустановке ПТ – 135 – 130 при температуре наружного воздуха tнар= -50С, что отвечает номинальному режиму работы ТЭЦ.

Тепловая нагрузка ТЭЦ определяется потребностями производственного потребителя пара и отпуском теплоты внешнему потребителю на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение.

Для расчета характеристик тепловой эффективности ТЭЦ с промышленно-теплофикационной турбиной на режиме пониженной нагрузки (при температуре наружного воздуха tнар выше –50С) или на режиме повышенной нагрузки (при tнар ниже -50С) необходимо знать давление пара в отборах турбины. Это давление зависит от режима работы турбоустановки, определяемом графиком теплофикационной нагрузки.

В данной лабораторной работе принят постоянный отбор пара на технологические (производственные) нужды внешнего потребителя, который равен Dп = 84кг/с. Отопительная нагрузка Qот зависит от температуры окружающей среды tнар и принимается по графику тепловых нагрузок и графику температур сетевой воды (рис. А1).

При выполнении лабораторной работы необходимо:

1) определить параметры пара в отборах турбины №,№ 4,5,6,7, а также параметры пара и воды в регенеративных и сетевых подогревателях турбоустановки при температуре наружного воздуха tнар=-190С;

2) построить процесс работы пара в турбине в h,s-диаграмме;

3) рассчитать характеристики тепловой эффективности ТЭЦ на режиме пониженной нагрузки (при tнар=-190С), пользуясь программой ПТ-135-130(-19МД) (ТЭС-АЭС).xls.

 

       
 
 
   

 
 

 


При определении параметров пара и воды в турбоустановке принять неизменными параметры в точках процесса 0, 0¢, 1, 2, 3, ДПВ [см. табл. 3.1, лист “исх. дан.2” программы ПТ-135-130(-19МД)(ТЭС-АЭС).xls] .

Таблица 3.1. Начальные параметры пара при tнар= -190С

 

Наименование параметра Обозначение Величина Размерность
Расход пара на турбину Do 209,5 кг/c
Начальное давление пара РО 12,7 МПа
Начальная температура пара tо оС
Давление пара, поступающего в конденсатор Рк 0,0027 МПа

 



 

Методика расчета параметров пара и воды в турбоустановке

Результаты расчета по приведенной ниже методике позволяют сформировать исходные данные для расчета принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали с турбоагрегатом ПТ – 135 – 130 при температуре наружного воздуха tН=-190С.

Полученные результаты заносят в табл. 3.1, лист “исх. дан.2” программы ПТ-135-130(-19МД) )(ТЭС-АЭС).xls.

 

1. Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях:

· нижний сетевой подогреватель: ;

· верхний сетевой подогреватель: ,

принятые значения q i заносим в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2”.

2. Определяем из температурного графика сетевой воды (рис. 2)

температуру воды за сетевыми подогревателями. Результат заносим в табл. 2.4, лист “исх. дан. 1.”:

· нижний сетевой подогреватель: ;

· верхний сетевой подогреватель: .

3. Рассчитываем температуру насыщения конденсата греющего пара в сетевых подогревателях НС и ВС ( результат заносим в табл. 2.4, лист “исх. дан. 1”):

· нижний сетевой подогреватель:

.

· верхний сетевой подогреватель:

.

4. По таблицам насыщения для воды и водяного пара [1] по температуре насыщения находим давление насыщенного пара в НС и ВС и его энтальпию( результат заносим в табл. 2.4, лист “исх. дан. 1”):

· нижний сетевой подогреватель: ; h¢=349,64кДж/кг;

· верхний сетевой подогреватель: ; h¢=456,28кДж/кг.

 

5. Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №6, №7 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам ( результат заносим в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2”):



· ,

где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины

принимаем : ; ;

.

· ,

.

6. По значению давления пара (Р6) в теплофикационном отборе №6 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между промышленным отбором №3 и регулируемым теплофикационным отбором №6 (по уравнению Флюгеля - Стодолы), принимая для упрощения . Результат заносим в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2” :

,

где : D0 , D, Р60, Р6 – расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.

,

.

 

,

.

7. Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях №4 и №5, а также в сетевых подогревателях НС и ВС. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными :

,

.

,

.

,

.

,

.

С учетом этих значений потерь давления необходимо построить процессы расширения пара в h,s-диаграмме для турбины ПТ-135-130 с тремя регулируемыми отборами, как это показано на рис.А2.

Внутренние относительные КПД по отсекам турбины hоi принимаются из табл. 2.6, лист “исх. дан. 1”. При принятых значениях hоi для ЦВД и ЦНД турбины и известных после построения h,s-диаграммы процесса работы пара в турбине значений энтальпии пара в конце адиабатического расширения в отсеках турбины hia определяют действительные энтальпии пара h i ( см. п.8 настоящей методики).

После построения процесса расширения пара в h,S –диаграмме, как это показано на рис. 3.2, на него наносятся изобары, соответствующие давлению пара в нерегулируемых отборах №4 и №5, направляемый затем на регенеративные подогреватели и устанавливаются энтальпии и температуры в этих отборах.

8. Определяем энтальпии пара h i в отборах турбины по давлениям пара в этих отборах P i и значениям энтальпии пара при его адиабатическом расширении в турбине h i a. Значения h i a определяют по схеме процесса работы пара в турбине в h,S –диаграмме .

9. по и

,

где h3 – из табл. 3.1, лист “ исх. дан.2”; - из табл. 2.6, лист “исх. дан. 1”;

;

по и

,

,

где = 0,823 – из табл. 2.6, лист “исх. дан. 1”;

по и ,

,

;

по и ,

,

где = 0,808 - из табл. 2.6, лист “исх. дан. 1”;

;

по и ,

где - из табл. 2.2, лист “исх. дан. 1”;

 

,

где принимаем ( см. табл. 2.6, лист “исх. дан. 1” );

.

10.По построенной h,S- диаграмме ( рис.3.2) определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии ( результаты заносим в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2” ):

; ; ; ; .

 

Рис. 3.2 – Схема работы пара в турбине ПТ-135-130 при температуре наружного воздуха tНАР= -19ОС в h,s-диаграмме

 

11.Определяем по таблицам [1] по найденным давлениям насыщения P¢i значения температуры t¢н и энтальпии hвн конденсата греющего пара (результаты заносим в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2” ).

12.Принимаем недогрев воды q п в регенеративных подогревателях №4 и №5 равным 5 оС и заносим их в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2”. Программа рассчитывает температуру воды на выходе из этих подогревателей: tп=tнп .

Давление воды Рв за соответствующими подогревателями определяется гидравлическим сопротивлением тракта и режимом работы насосов. Значения этих давлений приведены в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2” (они принимаются).

13.По таблицам для воды и перегретого пара [1] определяем энтальпию воды hвп после подогревателей ( по значениям tп и Рв) и заносим их в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2”.

14.Подогрев воды в подогревателе t п определяется как разность энтальпий воды на входе и выходе из подогревателя (рассчитывает программа):

t п = hвп i - hвп i+1, кДж/кг.

Значения t п приведены в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2”.

15.Тепло, отдаваемое греющим паром воде в подогревателе (рассчитывает программа):

q п = h i - hвн i , кДж/кг.

Значения q п приведены в табл. 3.1, лист “ исх. дан.2”.

2. Исходные данные для теплового расчета ТЭЦ
Таблица 2.1. Параметры пара и воды для парогенератора (ПГ)
Тип парогенератора КЕ - 14
Давление свежего пара на выходе из ПГ РПГ Из характеристик котла 13,8 МПа
Температура свежего пара на выходе из ПГ tПГ Из характеристик котла 0С
Энтальпия свежего пара на выходе из ПГ hПГ Из характеристик котла кДж/кг
Температура питательной воды (на входе в ПГ) tП.В Из характеристик котла 0С
Процент непрерывной продувки барабана котла PПР Зависит от солесодержания котловой воды 1,5 %
Давление в барабане котла PБ Из характеристик котла 14,8 МПа
Энтальпия воды в барабане котла (продувочная вода) hПР по давлению в барабане котла 1600,4 кДж/кг
Энтальпия воды в расширителе непрерывной продувки h'ПР по давлению в деаэраторе (ДПВ) кДж/кг
Энтальпия пара из расширителя непрерывной продувки h'П по давлению в деаэраторе (ДПВ) 2755,6 кДж/кг
    Таблица 2.2. Параметры пара в турбоустановке
Расход пара на турбину D0 (для tН = -150С) 209,5 кг/с
Начальное давление пара P0   12,75 МПа
Начальная температура пара t0   0С
Давление пара поступающего в конденсатор Pк   0,0027 МПа
Коэффициент утечек пара через уплотнения турбины кУТ (0,015 - 0,02) 0,015 -
Коэффициент утечек пара через уплотнения турбины в третьем отборе кУ3 (0,3 - 0,4) 0,3 -
Коэффициент утечек пара через штоки клапанов кУШ (0,6 - 0,7) 0,6 -
Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ DУШ* Принимаем 0,8 кг/с
Теплота пара из уплотнений qП.У Принимается кДж/кг
Потери давления от отбора №6 до верхнего сетевого подогревателя Принимаются 0,18 -
Потери давления от отбора №7 до нижнего сетевого подогревателя Принимаются 0,13 -
                   

 

Таблица 2.3. Сетевая подогревательная установка
Коэффициент теплофикации   0,6 -
Температура окружающей среды tН   -19 0С
Отопительная нагрузка отборов турбины QТ По графику тепловой нагрузки МВт
Отопительная нагрузка ТЭЦ QОТ По графику тепловой нагрузки МВт
Нагрузка на пиковый водогрейный котел QПВК QОT - QT МВт
Температура подающей сетевой воды tПС По графику тепловой нагрузки 0С
Энтальпия подающей сетевой воды hВПС   657,83 кДж/кг

 

Таблица 2.4. Параметры пара и воды сетевой подогревательной установки
Показатель Нижний подогреватель Верхний подогреватель
Сетевая вода    
Недогрев в подогревателе , 0С 3,5 3,8
Температура на входе tO.C, tH.C , 0C
Энтальпия на входе hВO.C, hВH.C, кДж/кг 188,55 335,2
Температура на выходе tН.С, tВ.С , 0C
Энтальпия на выходе hВH.C, hВB.C, кДж/кг 335,2 439,95
Подогрев в подогревателе, кДж/кг   146,65 104,75
Конденсат греющего пара    
Температура насыщения t'Н, 0С 83,5 108,8
Энтальпия при насыщении h' , кДж/кг 349,64 456,28
Давление в подогревателе Р', МПа 0,05434 0,13769

 

Таблица 2.5. Параметры пара и воды в системе регенерации
Число регенеративных отборов z   -
Давление пара в деаэраторе (ДПВ) PДПВ   0,6 МПа
Давление пара в деаэраторе (ДКВ) PДКВ   0,12 МПа
Коэффициент расхода пара из ДПВ на концевые уплотнения турбины кУК (0,0025 - 0,003) 0,0028 -
Коэффициент расхода пара из ДПВ на эжекторную установку турбины кЭ (2 - 2,5) 2,265 -
Продолжение табл.2.5.
Давление после ПН PН   17,5 Мпа
Давление на всасе ПН РВ   0,6 МПа
Удельный обьем воды в ПН   0,0011 м3/кг
Энтальпия греющей воды после охладителя продувки (ОП) h0ПР Принимается кДж/кг
Энтальпия воды на входе в ПОВ hОВ Принимается кДж/кг
Энтальпия конденсата после подогревателя уплотнений(ПУ) hВПУ Задаёмся кДж/кг
Промышленный расход пара DП Для нефтехимической промышленности кг/с
Таблица 2.5. Параметры пара и воды в системе регенерации (продолжение)
Коэффициент возврата конденсата к (0,4 - 0,5) 0,5 -
Энтальпия конденсата от производственного потребителя hВОК Принимается кДж/кг
Утечки пара при собственном потреблении DУС.П Назначаются 1,1 кг/с

 

 

Таблица 2.6. Коэффициенты полезного действия элементов тепловой схемы станции
КПД деаэратора добавочной воды (ДКВ) - 0,995 -
КПД деаэратора питательной воды (ДПВ) - 0,995 -
КПД сетевого подогревателя - 0,995 -
КПД теплообменников теплового потребителя - 0,995 -
КПД расширителя непрерывной продувки   - 0,98 -
КПД питательного насоса   - 0,8 -
КПД подогревателя очищенной воды (ПОВ) - 0,995 -
КПД охладителя продувки (ОП) Принимается 0,995 -
КПД подогревателей низкого давления (ПНД) Принимается 0,995 -
КПД смесителей СМ1, СМ2   Принимается 0,995 -
КПД парогенератора   Из характеристик котла 0,92 -
КПД пикового водогрейного котла (0,92 - 0,94) , зависит от tН , при tH - равен 1, т.е не функционирует   0,93 -
КПД генератора - механический Принимается 0,99 -
Продолжение табл.2.6.
КПД генератора - электрический Принимается 0,98 -
Внутренние относительные КПД турбины по отсекам :   0 - 1 79,5 %
1 - 2 81,2
2 - 3 83,8
3 - 4 82,6
4 - 5 82,3
5 - 6 81,1
6 - 7 80,8
7 - К
Теплота сгорания условного топлива QРНУ - 29,31 МДж/кг

 


3. Исходные данные для теплового расчета ТЭЦ (продолжение)
                         
Таблица 3.1. Параметры пара и воды в турбоустановке          
Точка процесса p, Мпа t, 0С h, кДж/кг p', Мпа t'H, 0С hBH, кДж/кг   ,0C   pB, МПа tП, 0С hBП, кДж/кг   ,кДж/кг     ,кДж/кг
12,75 - - - - - - - - -
0' - - - - - - - - -
3,39 3,12 1018,7 16,5 1011,9 110,2 2162,3
2,145 1,971 211,6 905,2 209,6 901,7 2177,8
1,27 1,17 186,8 793,3 17,5 184,8 792,7 102,4625 2179,7
ДПВ 1,27 0,588 158,1 0,588 158,1 60,2
0,5019 178,14 2808,23 0,4618 148,87 627,35 1,92 143,87 606,8 85,9 2180,88
0,2827 131,51 2719,02 0,2601 128,72 540,94 2,08 123,72 520,9 64,61 2178,08
0,1679 114,77 2645,02 0,1545 112,24 470,85 3,8 2,22 108,44 456,29 113,88 2174,17
ДКВ 0,1679 114,77 2645,02 0,1545 112,24 470,85 - 112,24 470,85 - 2174,17
0,0625 86,98 2516,22 0,0575 84,84 355,26 3,5 2,36 81,34 342,41 112,41 2160,96
К 0,0027 22,3 2454,39 - 22,3 93,54 - 22,3 93,54 - 2360,85

Таблица 3.2. Параметры пара и воды в охладителях дренажа        
Теплообменник tД, 0С hВД, кДж/кг 0С   кДж/кг   qО.Д, кДж/кг
ОД1 219,6 942,1 40,4 76,6
ОД2 194,8 829,3 36,6 75,9

 

Таблица 3.3. Параметры пара и воды в установке использования продувки парогенератора
Показатель Параметры пара и воды
Давление, Мпа Температура, 0С Энтальпия, кДж/кг
Продувочная вода ПГ 14,7 340,6 1600,4
Пар из расширителя 0,588 158,1 2755,6
Продувочная вода из расширителя 0,588 158,1
4. Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции
           
Таблица 4.1. Баланс пара и воды
Протечки пара через уплотнения DУТ кУТD0 3,1425 кг/с
Паровая нагрузка парогенератора DПГ D0+DУТ 212,6425 кг/с
Расход пара на эжекторную установку и концевые уплотнения DЭЖ+DКУ 0,01D0 2,095 кг/с
Производительность парогенератора DПГ   1,03D0 215,785 кг/с
Расход пара из котла на продувку DПР 3,1896375 кг/с
Расход питательной воды на котел DПВ DПР+DПГ 215,8321375 кг/с
Протечки через уплотнения турбины (в третьем отборе) DУ3 кУ3 DУТ 0,94275 кг/с
Протечки через штоки клапанов DУ.Ш=DП.У кУШDУТ 1,8855 кг/с
Добавочная вода из цеха ХВО DД.В DУТ+(1-к)DПР+DВР 6,550381642 кг/с
Колличество воды из расширителя непрерывной продувки D'ПР   (1 - )DПР   1,813062892 кг/с
Коэффициент   0,431577133 -
Выход пара из расширителя продувки D'П   DПР   1,376574608 кг/с
                   

 

 

Тепловые балансы подогревателей  
 
Таблица 4.2. Сетевая подогревательная установка  
Параметр Обозначение Формула Значение Размерность  
Расход сетевой воды GС.В   426,1847937 кг/с  
Отдаваемое тепло паром в нижнем сетевом подогревателе qН.С, h7 - h'HC 2166,58 кДж/кг  
Отдаваемое тепло паром в верхнем сетевом подогревателе qВ.С, h6 - h'BC 2188,74 кДж/кг  
Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель DН.С   28,99226908 кг/с  
Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель DВ.С   20,49909679 кг/с  
 
Таблица 4.3. Регенеративные подогреватели высокого давления

 

 
Расход греющего пара на ПВД1 DП1 10,67677103 кг/с  
Тепло отводимое из дренажа ОД2 qД2 hВД1-hВД2 112,8 кДж/кг  
Расход греющего пара на ПВД2 DП2 9,956774561 кг/с  
Перепад давлений на ПН РНВ 16,9 Мпа  
Подогрев воды в ПН   23,2375 кДж/кг  
Энтальпия после ПН hВПН hВД+ 690,2375 кДж/кг  
Тепло отводимое из ПВД3 конденсатом qД3 hВД2-hВД3 кДж/кг  
Тепло от утечек qУ3 Назначаются кДж/кг  
Расход греющего пара на ПВД3 DП3    
  8,791969948 кг/с  
Таблица 4.4. Деаэратор питательной воды (ДПВ)  
Энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов hУ.Ш* Принимаем кДж/кг  
Пар из ДПВ на концевые уплотнения DУК кУК D0 0,5866 кг/с  
Расход пара из ДПВ на эжекторную установку DЭ кЭ DУК 1,328649 кг/с  
Продолжение табл.4.4.  
Расход пара из ДПВ на эжектор и концевые уплотнения DЭ.У DУК + DЭ 1,915249 кг/с  
Поток конденсата на входе в ДПВ из группы ПВД + DУ3 DПВД* DП1+DП2+DП3+DУ3 30,36826554 кг/с  
Таблица 4.4. Деаэратор питательной воды (ДПВ) (продолжение)  
Поток конденсата на входе в ДПВ DКД DПВ-DПВД*-DД - DУ.Ш*+DЭ.У--D'П 182,26928 кг/с  
Расход греющего пара из 3-его отбора турбины на ДПВ DД   2,933266359 кг/с  

   
 

 

   
 
 
 
 
Таблица 4.5. Установка для подогрева и деаэрации добавочной воды  
Возврат конденсата от производственного потребителя DОК К DП кг/с  
Теплота подводимая к добавочной воде в охладителе продувки (ОП) qОП h'ПР - h0ПР кДж/кг  
Расход химически очищенной воды DОВ DП - DОК + D'ПР + DУТ 46,95556289 кг/с  
Подогрев добавочной воды в ОП 19,47856049 кДж/кг  
Подогрев очищенной воды в ПОВ hВП6 - hОВ 316,29 кДж/кг  
Расход пара на подогреватель очищенной воды (ПОВ) DПОВ 6,865243296 кг/с  
Поток конденсата на выходе из ДКВ DК.В DВД+DПОВ+DОК+DОВ 98,19030773 кг/с  
Расход греющего пара из отбора №6 турбины на ДКВ DВД     2,369501538 кг/с  
 
 
 
 
  Таблица 4.6. Регенеративные подогреватели низкого давления  
Расход греющего пара на ПНД4 DП4 7,215256776 кг/с  
Поток конденсата на входе в СМ1 из группы ПНД: 4,5,6 DПНД* DП4+DП5+DП6 14,00634817 кг/с  
Продолжение табл.4.6.  
Колличество конденсата на входе в СМ1 DК 6 DКД - (DКВ+DВС+DПНД*) 49,57352731 кг/с  
Расход греющего пара из отбора №5 турбины на ПНД5 DП5   4,604424416 кг/с  
   
 
 
 
 
Поток конденсата на входе в СМ2 из ПНД7 DК 7 DК 6 - DН.С 20,58125822 кг/с  
  Таблица 4.6. Регенеративные подогреватели низкого давления (продолжение)  
Расход греющего пара из отбора №6 турбины на ПНД6 DП 6   2,186666976 кг/с  
   
 
 
 
 
  Энтальпия конденсата после смесителя СМ1 hСМ1   462,9250906 кДж/кг  
 
 
 
Подогрев конденсата в смесителе СМ1 hВСМ1 - hВП6 6,635090556 кДж/кг  
Энтальпия конденсата после смесителя СМ2 hСМ2 344,9051559 кДж/кг  
Подогрев конденсата в смесителе СМ2   hВСМ2 - hВП7 2,495155867 кДж/кг  
Расход греющего пара из отбора №7 турбины на ПНД7 DП 7 1,07598709 кг/с  
Подогрев конденсата в ПНД7 hВП7 - hВПУ 112,41 кДж/кг  
                                                         

 

Таблица 4.7. Подогреватели уплотнений, охладители уплотнений и эжекторов
Поток конденсата DBK DK7 - DП 7 - DПУ - DЭ - DУ.К 15,70452213 кг/с
Энтальпия коденсата греющего пара после охладителя эжектора и уплотнений (ОЭ, ОУ) hВЭУ По давлению в конденсаторе и температуре tВЭ.У=28,80С 120,7 кДж/кг
Теплота воспринятая ОЭ, ОУ qЭ.У h'П-hBЭ.У 2634,9 кДж/кг
Подогрев конденсата в ОЭ, ОУ hВПУ-hВНК 136,46 кДж/кг

 

Проддолжение табл.4.7.  
Поток воды на рециркуляцию в соответствии с заданной энтальпией после ПУ DРЕЦ   46,46122047 кг/с  
   
 
 
Кратность рециркуляции mРЕЦ (DРЕЦ+DK7)/DK7 3,257452871 -  
Подогрев конденсата в ПУ 61,5633488 кДж/кг  
Подогрев конденсата в ОЭ, ОУ с уучетом рециркуляции 74,8966512 кДж/кг  

 

5. Паровой баланс турбины

Таблица 5.8. Расход пара по отборам турбины
№ отбора Обозначение Расход пара, кг/с
D1=DП1 10,67677103
D2=DП2 9,956774561
D3=DП3+DД+DП 95,72523631
D4=DП4 7,215256776
D5=DП5 4,604424416
D6=DП6+DВС+DД+DПОВ 32,48427342
D7=DП7+DHC 30,06825617

 

Таблица 5.9. Баланс пара и конденсата
Суммарный расход пара из отборов турбины D1+D2+D3+D4+D5+D6+D7 190,73099 кг/с
Расход пара в конденсатор DПК D0 - DУТ - 15,626507 кг/с
Поток конденсата DBK - 15,704522 кг/с
Погрешность по балансу пара и конденсата   -0,4992467 %

 

Таблица 5.10. Основные потоки пара
  кг/с т/ч
Расход пара на выходе из парогенератора DПГ 212,6425 765,513
Расход пара на турбину D0 209,5 754,2
Расход пара на производственного потребителя DП 302,4
Поток пара в конденсатор турбины DК 15,70452213 56,53627968
Поток пара в верхний сетевой подогреватель DВ.С 20,49909679 73,79674844
Поток пара в нижний сетевой подогреватель DН.С 28,99226908 104,3721687

 

5. Энергетический баланс турбоагрегата

Таблица 5.11. Мощностная характеристика турбоагрегата
Мощность отсеков турбины Ni   144,3837302 МВт
Мощность отсека NОТСi DОТСi *HOTCi Смотри таблицу 4.12. МВт
Электрическая мощность турбоагрегата NЭ   140,081095 МВт

 

Таблица 5.12. Мощностные характеристики турбины по отсекам
Отсек турбины Интервал давлений, Мпа Пропуск пара через отсек НОТСi, кДж/кг NOTCi, МВт
Обозначение Численное значение, кг/с
,0-1 3,39 D0 - DУ3 - DУ.Ш 206,67175 70,268395
,1-2 3,39 2,145 D01 - D1 195,994979 19,2075079
,2-3 2,145 1,27 D12 - D2 186,038204 20,4642024
,3-4 1,245 0,50190768 D23 - D3 - DС.ПУ 89,2129681 164,77 14,6996207
,4-5 0,501907685 0,28272305 D34 - D4 81,9977113 89,21 7,31501582
,5-6 0,282723052 0,16791463 D45 - D5 77,3932869 5,72710323
,6-7 0,167914634 0,06245977 D56 - D6 44,9090134 128,8 5,78428093
,7-К 0,06245977 0,0027 D67 - D7 14,84076 61,83 0,917604

 

6. Энергетические показатели турбоустановки и теплоэлектроцентрали


Эта страница нарушает авторские права

allrefrs.ru - 2019 год. Все права принадлежат их авторам!