2. Построение графика тепловых нагрузок, расходного и температурного графиков сетевой воды и свежего пара на турбину с использованием диаграммы режимов турбины (для тэц).

2.1 Построение графика тепловых нагрузок

По диаграмме режимов определяем номинальную теплофикационную нагрузку (приложение Г, стр ???):

. (2,1)

Теплофикационная нагрузка сетевых подогревателей возрастает от до .Что до, что после этого промежутка температур теплофикационная нагрузка постоянна, а отопительная нагрузка растет за счет включения ПВК, так как

, (2,2)

где -теплофикационные нагрузки сетевых подогревателей и пикового водогрейного котла (ПВК) соответственно.

Исходя из вышесказанного, ясно, что для построения графика необходимо две точки. Первая - при , а вторая точка ищется исходя из формулы для определения коэффициента теплофикации

, (2,3)

где - максимальные теплофикационные нагрузки сетевых подогревателей и пикового водогрейного котла (ПВК) соответственно.

Оптимальный коэффициент теплофикации равен , а . Максимальная теплофикационная и отопительная нагрузка достигается при .

; (2,4)

. (2,5)

2.2 Построение зависимости расхода пара на турбоустановку от температуры наружного воздуха .

Из описания турбины знаем, что номинальный расход пара , а максимальный [2]. Максимальный расход пара на турбоустановку достигается при различных режимах работы, в том числе при .Зависимость от носит линейный характер.

2.3 Построение температурных графиков.

Для этого используем температурную карту, принимая температурный график , что отвечает максимальной температуре сетевой воды в магистрали подачи и температуре в обратной магистрали равной . Температура сетевой воды в магистрали подачи возрастает с понижением температуры наружного воздуха. Температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя при номинале , а максимальная температура, до которой он может нагреть . Температура сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя при номинале , а максимальная температура, до которой он нагревает воду, отвечает . При температуре наружного воздуха ниже начинает работать ПВК, поэтому достигается максимальная температура нагрева сетевой воды .

При температуре наружного воздуха, равной температуре помещения 18…20^оС, отопление прекращается, вода как в подающей, так и в обратной линии теоретически имеет температуру наружного воздуха, т.е. также 18…20^оС. Обычно отопительную нагрузку при =8…10^оС отключают; при дальнейшем повышении температуры остается лишь бытовая, условно постоянная нагрузка Q_Г.В

Температура воды в обратной линии (из таблицы среднесуточных температур в тепловых сетях и отопительных системах).

2.4 Построение графика изменения расхода сетевой воды.

Изменение расхода сетевой воды определяется

, (2,6)

где - энтальпия сетевой воды прямой магистрали подачи,

- энтальпия сетевой воды обратной магистрали подачи.

При температуре окружающей среды выше отключается расход сетевой воды на отопление и остается расход только на горячее водоснабжение. Теплофикационную нагрузку на горячее водоснабжение условно примем равным Q_Г.В =20МВт. От переходной диапазон.

Изменение расхода сетевой воды на горячее водоснабжение при температуре окружающей среды выше +8 ^оС определяется по:

, (2,7)

где - энтальпия сетевой воды прямой магистрали подачи, при температуре 55 ^оС.

- энтальпия сетевой воды обратной магистрали подачи при температуре 35 ^оС.

Рисунок 2.1 - Графика тепловых нагрузок, расходного и температурного графиков сетевой воды

3 Исходные данные для расчета принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13

Парогенератор Е-500-13,8-560КБФ (БКЗ 500-13,8ЦКС-1).

Таблица 3.1 -Параметры парогенератора Е-500-13,8-560КБФ

Параметр	Значение	Обозначение
Паропроизводительность	500	т/ч
Давление пара	13,8	МПа
Температура пара	560	^0С
КПД котла (брутто)	91,0	%

По заданной температуре окружающей среды по температурному графику сетевой воды определяем:

- отопительная нагрузка ТЭЦ

;

- температура сетевой воды в подающей магистрали (ПМ)

;

- температура воды после нижнего сетевого подогревателя (НСП)

;

- температура воды после верхнего сетевого подогревателя (ВСП)

;

- температура обратной сетевой воды (ОС)

По таблицам [4], используя температуры, находим:

- энтальпия сетевой воды в подающей магистрали

;

- энтальпия воды после ВСП

;

- энтальпия воды после НСП

;

- энтальпия сетевой воды в обратной магистрали

.

Исходные данные, необходимые для расчёта тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13, сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.2-Исходные данные для расчёта турбоагрегата ПТ-80\10-130\13

Исходные данные	Обозначение		Значение
Начальное давление пара, МПа	P0		12,75
Начальная температура пара, ^оС	t0		555
Расход пара на турбину, кг/с	D0		122,2
Давление пара, поступающего в конденсатор, МПа	Pk		0,0035
Число регенеративных отборов, шт.	z		7
Давление пара в деаэраторе питательной воды, МПа	PДПВ		0,6
Конечная температура регенеративного подогрева питательной воды, ^оС	tпв		249
Температура наружного воздуха, ^оС	tнар		-5
Процент утечки пара и конденсата, %			1,5
Коэффициент теплофикации	αТ		0,6
Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ, кг/с	DУШ.		0,5499
КПД парогенератора	ηПГ		0,92
КПД подогревателей	ηПО		0,995
КПД питательного насоса	ηПН		0,8
Внутренние относительные КПД турбины
часть высокого давления	η0i^ЧВД		0,8
часть среднего давления	η0i^ЧСД		0,84
часть низкого давления	η0i^ЧНД		0,85
Параметры свежего пара в парогенераторе
давление, МПа	PПГ		13,8
температура, ^оС	tПГ		570
энтальпия, кДж/кг	hПГ		3487
КПД элементов тепловой схемы
КПД расширителя непрерывной продувки	ηР	0,98
КПД нижнего сетевого подогревателя (СП1)	ηСП1	0,995
КПД верхнего сетевого подогревателя (СП2)	ηСП2	0,995
КПД деаэратора питательной воды	ηДПВ	0,995
КПД охладителя продувки	ηОП	0,995
КПД смесителей	ηСМ	0,995
КПД подогревателя уплотнений	ηПУ	0,995
КПД эжектора уплотнений	ηЭУ	0,995
КПД генератора – механический	ηМ	0,99
КПД генератора – электрический	ηг	0,98

4 Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13