Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности (стр. 3 из 11)

Давление питательной воды

МПа;

Давление основного конденсата

МПа, принимаю

МПа.

Давление сетевой воды

МПа, принимаю

МПа.

Значения энтальпий питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определяются по программе Н₂О

.

Удельная работа отборов

Коэффициент недовыработки мощности паром

.

Таблица 2.2. – Параметры пара, воды и конденсата

Точка процесса в турбине	Элемен-ты тепловойсхемы	Пар в турбине(отборе)		Пар вподог-ревателе	Дренажгреющегопара		Питательная, сетевая вода, основной конденсат			Удельная работа отбора	Коэф.недовы-работки
		Ротб	hотб	Рп	tн	h'	tпв	Рпв	hпв,ок,св	hj	yj
		МПа	кДж/кг	МПа	°С	кДж/кг	°С	МПа	кДж/кг	кДж/кг	-
0	-	13	3471,39
0'	-	12,35	3471,39
1	П1	4,1747	3195,83	3,9759	250	1085,69	245	19,5	1063,18	275,56	0,7564
2	П2	2,5937	3094,32	2,4702	223,32	959,03	218,32	19,5	941,5	377,07	0,667
3	П3	1,5208	2992,718	1,4484	196,64	837,28	191,64	19,5	823,51	478,672	0,577
3	Д	1,5208	2992,718	1,4484	164,95	697,13	164,95	0,7	697,13	478,672	0,577
4	П4	0,541	2849,996	0,515	152,95	645,00	149,95	1,1	632,42	621,394	0,451
5	П5	0,226	2738,668	0,215	122,483	514,34	119,483	1,1	502,22	732,722	0,352
6	П6	0,0795	2655,733	0,0757	92,015	385,45	89,015	1,1	373,63	815,657	0,279
7	П7	0,0225	2521,123	0,0214	61,5478	257,63	58,5478	1,1	245,99	950,267	0,1598
к'	К	0,0032	2340,327	0,003	24,08	100,99	24,08	0,003	100,99	1131,063	0
5	ПСВ1	0,226	2738,668	0,215	122,483	514,34	112,483	1,5	472,85	732,722	0,352
6	ПСВ2	0,0795	2655,733	0,0757	92,015	385,45	82,015	1,5	344,55	815,657	0,279

2.4 Расчет схем отпуска теплоты

Рисунок 2.4 – Расчетная схема отпуска теплоты с ПВК

Разобьем Q_от по ступеням подогрева сетевой воды Q_СП и Q_ПВК учитывая, что тепловая нагрузка любого подогревателя при постоянной теплоемкости воды С_р пропорциональна нагреву воды в нем. Тогда:

,

где t_пс, t_ос – температуры прямой на входе в теплосеть и обратной на выходе сетевой воды, которые определяются из температурного графика теплосети; t_ПСВ1, t_ПСВ2 – температура сетевой воды за ПСВ1 и ПСВ2 соответственно;

G_св – расход сетевой воды в кг/с;

С_р – средняя изобарная теплоемкость воды.

t_пс=150°С;

t_ос=70°С;

t_ПСВ1=112,48°С;

t_ПСВ1=82,015°С;

С_р=4.22¸4.24 кДж/(кг×°С); принимаю: С_р=4,22 кДж/(кг×°С);

Q_от=100 МВт – тепловая нагрузка.

Расход сетевой воды

Тепловая нагрузка

ПСВ1:

кВт;

ПСВ2:

кВт;

ПВК:

кВт.

Расход греющего пара из отборов на ПСВ1 и ПСВ2 определяются из уравнений тепловых балансов:

Где G_ПСВ1, G_ПСВ2 – расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;

– энтальпии греющего пара из отборов соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;

– энтальпии дренажа греющего пара соответственно из ПСВ1 и ПСВ2;

h_п =0,98 – КПД сетевых подогревателей.

2.5 Предварительная оценка расхода пара на турбину

,

где N_э=140 МВт – заданная электрическая мощность;

H_i – действительный теплоперепад турбины, кДж/кг;

h_м, h_г – КПД механический и генератора (принимаю h_м=0,98, h_г =0,98);