75 группа 2 вариант / ТЭС и АЭС / Часть 2 / Расчет тепл схемы ПТ 135 130 - 1

Расход воды из Д-1,2:

Dводы1,2 =0,02165·D+78,868.

Величина выпара из Д-1,2:

Dвып1,2 =0,0000533·D+0,16048+0,002· Dп1 ,2 =0,0000533·D+0,16048+0,002·(0,001616·

D+3,35138)=

=0,000056532·D+0,16718.

Количество воды из дренажного бака в Д-1,2:

Dдр.б

=0,00511·D+0,37048+0,002· Dп1 ,2 =0,00511·D+0,37048+0,002·(0,001616·D+3,513

8)=0,05113·D+ +0,377507.

Расчёт ПНД

П - 4

Dп.в’=0,87973·D

D4

D4

h4=2844 кДж/кг

Dпв

ctк3=560,2

ct3=529,82 кДж/кг

кДж/кг

D4

K

D

(ct

ct )

1,005 (0,879738 D 46,17918) (631,391 - 529,8255)

,

4

п.в

4

3

h4

ctк 4

2844 - 560,203

D4= 0,039319∙D+2,0639586.

П - 3

Dпв

; ct3=529,8

D4

ctк4=560,2

D3; i3=273 кДж/кг

кДж/кг

D

0,87973 D,

D3+D4

0,5 Dводы1,2 0,029727 D 133,21076

п.в

кг

D1,2

0,02165 D 78,868

,

ctд=437,3 кДж/кг

ctк3=483,1

воды

с

D*=DПСВ-2+0,5·(DХО-1+ DХО-1+ DПХ-1

кДж/кг

D* DПСВ 2 DХО 1DХО 2

DПХ 1 ,

ct2н=474,7 кДж/кг

D

D D* (D D D ) 0,5 D1,2

D

D

D

*

D

D

D

D

1,2

,

пв

пв

4

3 2

воды

п.в.

п.в

4

3

2

воды

ct2=453,8 кДж/кг

Dдр

D4 D3 D2 .

(D4+D3+D2); ctк2=474,7 кДж/кг

41

				Д-6
	П-4							Dп.в ; t4/ct4=149,71/631,39
										D4; p4=0,539 мПа; h4=2844 кДж/кг
tк4/ctк4=133,14/560,2										t3/ct3=126,14/529,8
	П-3
tк3/ctк3=115,0/483,1										D3; p3=0,28 МПа; h3=2736 кДж/кг
										D1,2·0,5; tд/ctд1,2=104,25/437,31
t2/ct2=108,0/529,8							(DПХ-1+DПХО-1+DПХО-2)·0,5; t2н/ct2н=113,0/474,7
	П-2							DПСВ-2; t2н/ct2н=113,0/474,7
tк2/ctк2=113,0/474,7										D2; h2=2654,8 кДж/кг
	CП
										Dпв˝
t1/ct1=92,0/385,48										DПСВ-1; t1н/ct1н=97,1/406,85
										D1; h1=2604,7 кДж/кг
	П-1
										Dк

tЭП/ctЭП=28,8/121,93

ЭП

tк1/ctк1=97,0/406,43

Dп.в

Рис. 6. Расчетная схема для ПНД турбины ПТ-135/165-12,8/1,5

42

Рассчитаем отдельные составляющие на выходе в П-3.

D* = 19,395 + 4,61 + 2,03 + 0,000958·D+0,95245 = 0,000968·D + 26,98745;

D4 + D3 + D2 = 0,039319·D + D3 + D2,

Dп.в˝ = 0,87973·D - 0,000958·D – 26,98745 - 0,039319·D 19,395 - D3 - D2 -

0,02165·D - 78,868=

=0,81876·D – 105,85545 - D3 - D2;

Dп.в˝ = 0,81876·D - 105,85545 - D3 - D2.

Потоки воды (D4 + D3 + D2) и D* имеют одинаковую энтальпию, поэтому

можно записать:

D** = D* + D4 + D3 + D2,

D** = 0,000958·D + 26,98745 + 0,039319·D + D3 + D2 = 0,040277·D + 26,98745

+ D3 + D2.

Уравнение теплового баланса:

D (h

ct

к3

) D

(ct

к4

ct

к3

) K

[D

(ct

3

ct

) D1,2

(ct

3

ct

Д

) D** (ct

3

ct н )].

3 3

4

3

п.в

2

воды

2

Подставив числовые значения, получим:

D3·(2736-483,107)+0,039319·D·(560,203 - 483,107) = 1,004·[(0,81876·D - 105,85545 - D3 -D2)·(529,8255 - 453,777) + (0,02165·D + 78,868)·(529,8255 - 437,31) + (0,040277·D + 26,98745 + D3+ D2)·(529,8255 - 474,731)]. 2273,9268·D3 = 63,44157·D+736,50316-21,033·D2

D3

63,44157 D 21,0338 D2

736.50313

;

2273,9258

D3 =0,027899·D-0,0092499·D2+0,32389.

П-2

Dп.в"

D4+D3

ct2=453,78

кДж/кг

D2

h2=2654,8

кДж/кг

D4+D3+D2

Dп.в

ctк2=447,7

ctСП=419,42

кДж/кг

кДж/кг

Схема потоков теплоносителей и уравнение теплового баланса представляются в следующем виде:

D2·(h2 – ctк2)+(D4+D3)·(ctк3 - ctк2) = K2· D (ct2 - ctСП).

п.в

В выражениях (D4+D3) и Dп.в” исключим D3, воспользовавшись уравнением (А). В этом случае из уравнения теплового баланса для П-2 определяем:

D4 = 0,0393119·D;

43

D3 = 0,027899·D + 0,32389 – 0,0092499·D2;

D4+D3=0,067218·D+2,0639586+0,028049·D+2,1749738-0,0092498·D2;

D4+D3 = 0,067368·D + 0,32389 - 0,0092499·D2;

D =0,81876·D – 105,8554 - D3 - D2 = 0,81876·D – 105,8554 – 0,027899·D -

п.в

0,32389 + 0,0092499·D2 - D2=

=0,790861·D - 106,17934 - 0,99075·D2;

D =0,790861·D - 0,99075·D2 - 118,84503.

п.в

Тогда D2 (h2 ct к2 ) (D4	D3 ) (ct3	ct 2 ) K 3 Dп.в (ct2 ct	СП )
D2·(2654,8 - 474,727)+(0,067368·D + 0,32389 - 0,009499·D2)·(483,107 -
		474,727)=

= 1,003·(0,790861·D - 0,99075·D2 - 106,17934)·(453,777 - 419,419);

2214,1378·D2=26,690632·D - 3661,76908;

D

26,3690632 D 3661,76908

;

2

2214,1378

D2 = 0,012054·D – 1,653812;

D3 = 0,027899·D + 0,32389 - 0,092499·(0,012054·D – 1,653812);

D3 =0,027899·D + 0,476865;

= 0,790861·D - 106,17934 - 0,099075·(0,012054·D – 1,653812);

Dп.в

Dп.в = 0,790861·D - 104,54082.

П - 1

Dп.в

ct1=385,5

кДж/кг

D1

h1=2604,7

кДж/кг

Dп.в”=Dп.в" -

ctк1=406,4

кДж/кг

D

ctЭП=121,93

кДж/кг

Схема потоков и уравнение теплового баланса:

D1·(h1 – ctк1) = K1· D ·(ct1 – ctэп).

п.в

D	D	D	0,77891 D 104,54082 28,86 0,77891 D 133,40082;
п.в	п.в	ПСВ 1

D1·(2604,7 - 406,43) = 1,002·(0,778918·D – 133,40082)·(385,5 - 121,93),

D	205,71001 D 35230,77504	;
1	2198,27

D1 = 0,093578·D - 16,026591.

44

Подсчет расходов пара в отборах турбины и расхода пара в конденсатор

Исходя из, сделанных ранее, расчетов запишем следующие уравнения:

1.Расход пара в отборы

DVII = D7 = 0,0441·D;

DVI = D6 = 0,0413·D;

DV = D5 + DД-6+ DпрПТ =0,05279·D+0,01383·D+79,872319=0,06663·D+79,87;

DIV = D4 = 0,039319·D;

DIII = D3 = 0,026784·D+0,476865;

DII= D2 +DПСВ-2+0,5∙(DХО-1+ DХО-2+ DПХ-1)+ Dп1,2 = 0,012054∙D- 1,653812+19,395+(4,61+2,03+ 0,000958∙D+0,95245)+0,0016168∙D+3,35138= 0,0146238∙D+28,685018;

DI = D1 + DПСВ-1=0,093578·D-16,02659+28,86=0,093578·D+12,833409;

∑Dотб = 0,32639·D + 121,86529.

2. Расход пара в конденсаторы турбины

Расход пара в конденсатор турбины можно определить путем вычитания расходов пара в отборы из расхода в голову турбины.

Dк =D-∑Dотб = D - 0,32639·D - 121,86529 = 0,67361·D - 121,86529.

Определим расход пара на турбину:

D=dэ∙Nэ+∑ym∙Dm.

из уравнения удельный расход пара на турбину равен:

dэ			3600			3600	3,982	кг (кВт ч)
			2537,22) 0,97	0,98
	(3488,175					903,977

Умножив удельный расход на мощность, получим расход пара на турбину:

dэ·Nэ = 3,982·135·103=537570 кг/ч = 149,325 кг/с.

Значение ∑ym·Dm можно найти после определения коэффициента недовыработки:

45

y7 h7 hк h0 hк

y6 h6 hк h0 hк

y5 h5 hк h0 hк

y4 h4 hк h0 hк

y3 h3 hк h0 hк

y2 h2 hк h0 hк

y1 h1 hк h0 hк

			3166 2537,22		0,6612;
			3488,175 2537,22
			3090 2537,22		0,58128;
			3488,175 2537,22
			3002,65 2537,22		0,48943;
			3488,175 2537,22
			2844 2537,22		0,3226;
			3488,175 2537,22
			2736 2537,22		0,20903;
			3488,175 2537,22
			2654,8 2537,22		0,12364;
			3488,175 2537,22
			2604,7 2537,22		0,07096.
			3488,175 2537,22

y7 DVII = 0,0441·D·0,6612 = 0,029158·D;

y6 DVI = 0,0413·D·0,52126 = 0,024006·D;

y5 DV = 0,48943·(0,06663·D + 79,87) = 0,032610·D + 39,09077;

y4 DIV = 0,3226·0,039319·D = 0,012684·D;

y3 DIII =0,20903·(0,026784·D + 0,476865) = 0,005598·D + 0,09968; y2 DII =0,12364·(0,0146288·D+28,685018)= 0,001808·D + 3,546615; y1 DI = 0,07096·(0,093578·D + 12,833409) = 0,0066402·D + 0,910658;

∑ym·Dm = 0,11250·D + 43,64772.

Таким образом,

D = 149,325 + 43,64772 + 0,1125·D;

D = 192,972 / 0,8875= 217,4332 кг/с;

D=782,7595 т/ч.

Найдем абсолютные расходы пара в отборы:

DVII = 0,0441·217,4332 = 9,588 кг/с;

DVI = 0,0413·217,4332 = 8,980 кг/с;

DV = 0,06663·217,4332 + 79,87 = 94,357 кг/с;

DIV = 0,039319·217,4332 =8,549 кг/с;

DIII = 0,026784·217,4332 + 0,476865 = 6,300 кг/с;

DII = 0,014629·217,4332 + 28,68502 = 31,866 кг/с;

DI = 0,093578·217,4332 + 12,833409 = 33,180 кг/с.

∑Dотб = 192,820 кг/с.

Dк = 0,67361·217,4332 – 121,86529 = 24,600 кг/с;

D =∑Dотб + Dк = 192,820 + 24,600 = 217,420 кг/с.

Проверим результаты по балансу мощностей:

Nm м г Dm Him k Dm Him ,

103

где k м г 0,97 0,98 0,0009506. 103 103

NVII = k·DVII ·Hi7 = 0,0009506·9,588·322,175 = 2,936416 МВт;

46

NVI = k·DVI ·Hi6 = 0,0009506·8,980·398,175 = 3,398976 МВт; NV = k·DV ·Hi5 = 0,0009506·94,357·485,525 = 43,549536 МВт; NIV = k·DIV ·Hi4 = 0,0009506·8,549·644,175 = 5,235004 МВт;

NIII = k·DIII ·Hi3 = 0,0009506·6,300·752,175 = 4,504611 МВт; NII = k·DII ·Hi2 = 0,0009506·31,866·833,375 = 25,244445 МВт;

NI = k·DI ·Hi1 = 0,0009506·33,180·883,475 = 27,865603 МВт. Nk = k·Dk ·Hik = 22,237854 МВт; ∑Nm = 112,734591 МВт;

Nэ=∑Nm + Nk = 34,972445 МВт.

Невязка незначительна, Nэ=135 МВт.

Расходы пара на регенеративные подогреватели

Подогреватель

ПВД №7	D7	= 0,0441·217,4332 = 9,588 кг/с;
ПВД №6	D6	= 0,0413·217,4332 = 8,980 кг/с;
ПВД №5 D5 = 0,0528·217,4332 = 11,480 кг/с.
Деаэратор		Dд = 0,01383·217,4332 = 3,007 кг/с;
ПНД №4	D4 =0,039319·217,4332 =8,549 кг/с;

ПНД №3 D3 =0,027938·217,4332 +0,476865=6,300 кг/с;

ПНД №2 D2 =0,011911·217,4332 – 1,653812 = 0,9671 кг/с; ПНД №1 D1 =0,092485·217,4332 – 16,026591 = 4,3203 кг/с.

Подсчитываем расходы теплоносителей по другим элементам тепловой схемы.

Расход пара на деаэраторы

D1,2 = 0,0016168·217,4332 + 3,35138= 3,7029 кг/с.

Расход пара на подогреватели: - перед химочисткой станционной

DПХ-1 = 0,000958·217,4332 + 0,95245 =1,1607 кг/с;

- перед химочисткой подпитки теплосети

DХО-1 = 4,61 кг/с;

- перед деаэратором Д-1,2

DХО-1 = 2,03 кг/с.

Количество химводы, подаваемой в цикл станции:

DХОстан = 0,02452·217,4332 + 24,3741 = 23,7055 кг/с.

Количество исходной воды для станционной химочистки:

Dд.в = 0,0217·217,4332 + 21,57 = 26,2883 кг /с.

Расход питательной воды, подаваемой в котлы ТЭЦ:

Dп.в = 1,03108·217,4332 = 224,191 кг/с; Dп.в =807,087 т/ч.

47

5.ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЭЦ

1.Удельные расходы пара на турбину

d ПТ	3600 DПТ		3600 217,4332	5,7982	кг	.
			135 103
э	N ПТ				кВт ч
	э

2. Полный расход теплоты на турбоустановку

QТУПТ DПТ (i0ПТ ctпвПТ ) =217,4332·(3488,17-995,544) = 541979,64 кВт;

QТУТЭЦ QТУПТ = 541979,64 кВт.

3. Абсолютный электрический КПД турбоустановки

ПТ		NэПТ			135 10	3
аэ							0,24908.
		Q	ПТ		541979,64
		ТУ

4. Полный расход теплоты на производственные потребители

QпрТЭЦ QпрПТ DпрПТ (hпр ctобр) К DпрПТ (ctк ctобр) = 79,87∙(3002,6 – 82,84) –

0,73∙79,87∙(377,52 – 82,84) = 216019,9 кВт.

Здесь ctк – энтальпия возврата конденсата с производства,

ctобр – энтальпия воды, идущей на восполнение потерь пара и обратного конденсата у потребителя теплоты;

5. Расход теплоты на отопление ТЭЦ:

,

,

,

,

.

QотТЭЦ ТЭЦ Qм Wподп (ct1 ctобр) =

=0,5·418680 + (24,66 + 184,99)·(293,3 - 82,84) = 253466,6 кВт.

6.Расход теплоты на выработку электроэнергии на турбоустановках ТЭЦ

QэтуТЭЦ QтуТЭЦ (QпрТЭЦ QотТЭЦ ) 541979,64 - (216019,9 + 126139,4) = 199820,34 кВт.

7. КПД турбоустановок ТЭЦ по выработке электроэнергии

эТЭЦ

NэР 2 NэПТ

135 103

0,6756.

ту

Q

ТЭЦ

199820.34

э ту

8. Расход теплоты на паровые котлы ТЭЦ

D=217,4332 кг/с; Dк=1,028∙D; Dпв=1,03108∙D;

;

ctпв=ct7=1008,9 кДж/кг;

Dпрод=0,00308∙D; ctпрод= ctкв=1621,111 кДж/кг.

QПТ DПТ hк DПТ

ct

пв

DПТ

h

1,028·217,4332·3509,1 - 1,03108·217,4332·1008,9

к

к 0

п.в

прод

прод

+

+ 0,00308·217,4332·1621,111 = 559258,0 кВт;

QТЭЦ QПТ

559258,0 кВт.

к

к

Здесь h0к определяется при pк = 14 Па и t0к = 560°C, h0к = 3509,1 кДк/кг.

9. КПД транспорта теплового потока ТЭЦ

ТЭЦ

QТЭЦ

541979,64

0,9691.

ТУ

тр

Q

ТЭЦ

559258,0

к

48

10. КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии (брутто)

ТЭЦэ пк эТЭЦту трТЭЦ 0,92 0,6756 0,9691 0,60235 ,

где ηпк = 0,92 - КПД парового котла.

11. КПД ТЭЦ по отпуску тепловой энергии (брутто)

ТЭЦт пк трТЭЦ т 0,92 0,9691 0,99 0,88265,

где ηт = 0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей.

12. Удельные расходы условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии:

bэ			123			123	204,2 г.у.т /(кВт ч);
у тэц	э					0,60235
			ТЭЦ
bт		123				34,1	38,63 кг.у.т / ГДж.
у,ТЭЦ	т					0,88265
			ТЭЦ

49

6. Паротурбинные установки ПТ-140/165-130/15-2 и ПТ-140-140/165-130/15-3

Теплофикационные паровые турбины с производственным и отопительным отборами ПТ-140/165-130/15-2 и ПТ-140/165-130-15/3

предназначены для непосредственного привода электрического генератора ТВВ-160-2УЗ с частотой вращения ротора 50 с-1 и для отпуска пара для нужд производства и отопления.

При заказе турбины, а также в другой документации ее следует обозначать

«Турбина паровая ПТ-140/165-130/15-2 (3) ТУ 24-2-426-73».

Турбина соответствует требованиям ГОСТ 3618—85, ГОСТ 24278—85 и

ГОСТ 26948—86.

Номинальные значения основных параметров турбины

Таблица 1.

	ПТ-140/165-130/15-2		ПТ-140/165-130/15-3
Мощность, МВт:
номинальная	142		142
максимальная	167		167
Начальные параметры
пара:
давление, МПа абс.	12,8		12,8
температура, оС	555		555
Тепловая нагрузка,
ГДж/кг:	480		480
номинальная
	587		587
максимальная
Расход отбираемого пара на
отопление, т/ч:
номинальный	220		220
максимальный	270		270
Расход отбираемого пара на
производственные нужды,
т/ч:
номинальный	335		335
максимальный	415		415
Пределы изменения
давления пара в
регулируемом
отопительном отборе, МПа
абс.:		0,0088…0,245
верхнем
		0,039…0,118
нижнем
	50