4.2 Расчет сетевой подогревательной установки
Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный котел (ПВК). Через встроенные пучки конденсатора может пропускаться либо циркуляционная, либо подпиточная вода. Подвод сетевой воды во встроенные пучки не предусмотрен, так как при большом давлении на выхлопе, которое может иметь место при высокой температуре обратной сетевой воды, рабочие лопатки последних ступеней турбины ПТ-135-130/15, имеющие значительную длину, работать не могут. /12/
Расчет сетевой установки производится на максимум отопительной нагрузки. Принимаем температурный график теплосети = 110/70 С.
Количество отпускаемой теплоты :
QТ
=
; /4/
QТ
=
= 133,4 МВт.
Расход сетевой воды:
, /4/
iПР =461,36 кДж/кг – энтальпия прямой сетевой воды (tПР =110 0С);
iОБР = 294,3 кДж/кг – энтальпия обратной сетевой воды (tОБР =70 0С).
798.51
кг/с.
Температура сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя:
, /4/
90
°°С
(
= 374,9кДж/кг).
Принимаем равномерный подогрев воды в сетевых подогревателях, тогда температура воды на выходе из первого сетевого подогревателя:
/4/ 
Принимаем недогревы:
-
в нижнем сетевом подогревателе
°°С,
-
в верхнем сетевом подогревателе
°°С.
Температура дренажа на выходе из нижнего сетевого подогревателя:
/4/
80
+ 5 = 85
Температура дренажа на выходе из верхнего сетевого подогревателя:
/4/
=
90 + 3 = 93 °°С.
По найденным температурам находим соответствующие им давления и энтальпии на линии насыщения:
0,0578
МПа, 
355,9
кДж/кг.
0,0758
МПа, 
389,59кДж/кг.
С учетом потерь давления в тракте от отбора до сетевого подогревателя, определяем давления пара в отборах турбины и энтальпии греющего пара на входе в сетевые подогреватели:
Р6 = 0,081 МПа; Р7 = 0,061 МПа;
кДж/кг; 
кДж/кг.
Теперь находим расходы пара в сетевые подогреватели.
Расход пара на сетевой подогреватель нижней ступени:
=
/4/
14,39
кг/с.
Расход пара на сетевой подогреватель верхней ступени:
=
/4/
14,31
кг/с.
Тепловая нагрузка сетевых подогревателей
=
*
, /4/
=798,51*40,6= 32,41 МВт.
=
*
, /4/
=798,51*40 = 31,94 МВт.
4.3 Определение предварительного расхода пара на турбину
Оценочный расход пара на турбину определим по формуле:
=
(
+
+
+
). /4/
=1,16 - коэффициент регенерации /3/.
=135
МВт – электрическая мощность турбины.
Hi=1238,2 кДж/кг – располагаемый теплоперепад турбины
Находим коэффициенты недовыработки мощности.
Коэффициент недовыработки мощности промышленного отбора:
=
;
/4/
=
- использованный теплоперепад пара
производственного отбора;
=3487 – 3010,9=476,1 кДж/кг.
=
= 0,61
Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов:
=
,
/4/
=
, /4/
hОТ1
=
- использованный теплоперепад пара
нижнего теплофикационного отбора;
hОТ1= 3487–2545,45 = 941,55 кДж/кг.
hОТ2
=
- использованный теплоперепад пара
верхнего теплофикационного отбора;
hОТ2=3487 – 2515,9 = 971,1 кДж/кг.
=
= 0,24;
=
= 0,21.
Оцениваем расход пара на турбину:
=1,16*(
+0,61*94,33+0,24*14,39+0,21*14,31)=203,29
кг/с.
Произведем пересчет давлений в нерегулируемых отборах по формуле Стодолы-Флюгеля:
Р01
=
, /15/
(25)
где D0 – расход пара на номинальном режиме, кг/с;
Р00 – давление в предыдущем отборе на номинальном режиме, МПа;
Р20 – давление в последующем отборе на номинальном режиме, МПа;
Р21 – давление в последующем отборе на новом режиме, МПа;
Р01 – давление в предыдущем отборе на новом режиме, МПа.
МПа;
МПа;
МПа;
МПа;
МПа;
МПа;
МПа.