Расчет расходов пара для теплофикационных турбоустановок начинают с расчета расходов пара на сетевые подогреватели (рис. 2.3, 2.4).
Рис.1.3. Расчетная схема подогревателей сетевой воды ПСГ 1 и ПСГ 2.
Исходные данные для расчета теплофикационной установки принимаются из графика тепловой нагрузки турбины и температурного графика теплосети [1]. Берем режим низшей температуры наружного воздуха 
= – 25 о С. Для этого режима температурный график теплосети 
= 
, где 
= 150 о С – температура прямой сетевой воды (температура после пиковых водогрейных котлов), 
= 50 о С – температура обратной сетевой воды (возвращаемой из теплосети от потребителя). Турбоустановка имеет теплофикационный встроенный пучок (ТВП) в конденсаторе, в котором сетевая вода подогревается на 10 о С, то есть сетевая вода после ТВП на входе в ПСГ 1 имеет температуру 60 о С. Этой температуре и давлению сетевой воды в этой точке 
= 0,9 МПа соответствует энтальпия 
= 251,8 кДж/кг [4].
Чтобы определить необходимые расходы пара на сетевые подогреватели необходимо сначала определить расход сетевой воды, который определяется из уравнения теплового баланса. Тепловая нагрузка отборов пара на сетевые подогреватели равна количеству теплоты, полученной сетевой водой в двух сетевых подогревателях:
= 
. Отсюда 
= 
= 607,81 кг/с.
Рис. 1.4. Расчетная схема ПСГ 2 и ПСГ 1
Уравнение теплового баланса ПСГ 2:
;
= 
= 18,05 кг/с.
Уравнение теплового баланса ПСГ 1:
;
= 
= 19,42 кг/с.
Расход конденсата отборного пара в подогревателях равен расходу пара из отбора турбины
; 
.
Расчет подогревателей высокого давления (рис. 1.5, 1.6, 1.7).
Расход питательной воды в парогенератор принимается с учетом внутренних потерь рабочего тела, которые состоят из потерь от утечек ипотерь с продувочной водой. Потери от утечек составляют для ТЭЦ 1,2÷1,6 % от расхода острого пара в турбину, потери с продувочной водой составляют примерно 1 % [6]. В нашем случае 
= 0,012 ∙ 
=0,012 ∙ 130 = 1,56 кг,с; 
= 0,01 ∙ 130 = 1,3 кг/с. Тогда 
= + + = 130 +1,56 + 1,3 = 132,86 кг/с.
|
|
Рис. 1.5. Расчетная схема ПВД7
Пар, направляемый в подогреватель из отбора турбины конденсируется на поверхности трубного пучка подогревателя. Количество пара 
равно количеству конденсата этого пара (дренажа) 
.
Тепловой баланс подогревателя можно сформулировать следующим образом: количество теплоты, отдаваемое паром воде равно количеству теплоты, принимаемой водой.
Чтобы составить уравнение нужно понимать, что количество теплоты, которое содержат входящие потоки в подогреватель, равно количеству теплоты, которое содержат выходящие из подогревателя потоки.
Уравнение теплового баланса:
+ 
= 
+ 
.
= 
= 9,14 кг/с.
Рис. 1.6. Расчетная схема ПВД 6
Уравнение теплового баланса:
+ 
+ = + 
;
+ 132,86∙800,27 + 9,14∙1085,8 = 132,86 ∙ 938,14 + 
;
2203,02 ∙ 
= 16034,06; = 7,28 кг/с.
Для определения расхода пара на ПВД 5, прежде, необходимо определить энтальпию питательной воды после питательного насоса, то есть на входе в ПВД 5. Определить 
можно по [4], зная давление, создаваемое питательным насосом 
= 17,85 МПа (определено ранее) и температуру воды за питательным насосом. При повышении давления воды в насосе в насосе выделяется теплота, поэтому происходит подогрев воды Δ t = 5 ÷ 8 
. Следовательно, 
= 
+ Δ t = 164,96 + 5 ≈ 170,0 . Тогда = 728,71 кДж/кг.
|
|
Рис. 1.7. Расчетная схема ПВД5
Уравнение теплового баланса:
+ 
+ = + 
;
+ + 
+ 
= 
+ 
+ 
;
2930∙ 
+ 132,86 ∙ 728,71 + 9,14 ∙ 835,98 + 7,28 ∙ 835,98 = 9,14 ∙ 763,21 + 7,28 ∙ 763,21 + 763,21∙ 
+ 132,86 ∙ 800,27;
2166,79 ∙ 
= 8312,58; = 3,84 кг/с.
Дренажи из подогревателей высокого давления направляются в деаэратор питательной воды:
= 
= 9,14 + 7,28 + 3,84 = 20,26 кг/с.
Расчет деаэратора питательной воды (рис. 1.8).
В деаэратор направляются дренажи из ПВД, пар из отбора турбины, основной конденсат из ПНД 4, добавочная вода. Расход добавочной воды определяется как сумма внутренних и внешних потерь. Внутренние потери составляют 2,86 кг/с (см выше), внешние потери равны расходу возвращаемого конденсата с производства 51,3 кг/с.
= 51,3 +2,86 = 54,16 кг/с.
Выпар из деаэратора в расчете не учитывается.
Рис. 1.8. Расчетная схема деаэратора
Уравнение теплового баланса
= 
;
В уравнении теплового баланса две неизвестные величины, а именно, расход пара из отбора турбины 
и расход основного конденсата 
. Поэтому необходимо составить уравнение материального баланса деаэратора и определить неизвестные величины из системы двух уравнений.
Уравнение материального баланса:
= 
;
Выразим из уравнения (2) 
и подставим в уравнение (1).
;
2403,87 = 118296,56;
= 49,21 кг/с.
Из уравнения (2) = 58,44 – 49,21 = 9,23 кг/с.
Расчет подогревателей низкого давления ПНД 4, ПНД 3, ПНД 2 (рис. 1.9).
Уравнение теплового баланса для ПНД 4.
+ 
; (1)
В этом уравнении две неизвестные величины 
и 
. Поэтому составляем уравнение теплового баланса для СМ2.
|
|
+ 
; (2)
Из уравнения (2) определяем и подставляем в уравнение (1).
31,16 ∙ 399,6 + 18,05 ∙ 402,58 = 49,21 ;
49,21 = 19718,11; ≈ 401 кДж/кг.
+ 
;
;
;
кг/с.
Рис. 1.9. Расчетная схема ПНД 4, ПНД 3, ПНД 2
кг/с.
Уравнение теплового баланса для ПНД 3.
=(
+ 
(1)
В этом уравнении две неизвестные величины 
и 
поэтому составляем следующее уравнение теплового баланса для СМ1.
= 
; (2)
В уравнении (2) кроме неизвестных величин и появляется еще одна неизвестная величина 
.
Составим третье уравнение теплового баланса для ПНД 2.
= 
; (3)
Теперь мы имеем три уравнения и три неизвестные величины. Следовательно, система из этих трех уравнений решается.
Выразим из уравнения (1) величину 
и подставим в равнение (2)
Преобразуем это уравнение ирешим совместно с уравнением (3).
Выразим из уравнения (3) величину 
и подставим в уравнение (2)
;
Решим это уравнение относительно
4631231,9 
кг/с.
кг/с.
кДж/кг.
кг/с.
Расчет подогревателя низкого давления ПНД 1 (рис. 1.10).
Рис. 1.10. Расчетная схема ПНД 1
Составим уравнение теплового баланса для ПНД 1.
;
;
= 0,41 кг/с.
Материальный баланс конденсатора:
кг/с.
кг/с.
Погрешность материального баланса конденсатора:
Погрешность материального баланса конденсатора составляет 0%, следовательно, расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки произведен правильно.
1.3.2. Энергетический баланс и расчет мощности турбоагрегата
Внутренняя мощность турбины (на роторе) рассчитывается по формуле:
,
где 
– расход пара через отсек турбины с номером j;
– теплоперепад, срабатываемый в отсеке с номером j.
Расчет потоков и мощность отсеков турбины представлены в таблице 1.2.
Внутренняя мощность турбины:
= 41080 + 16074,38 + 12380,22 + 13385,12 + 6574,6 + 2174,08 +462,26 + 0 = 92130,66 кВт.
Электрическая мощность турбины:
= 92130,66 ∙ 0,994 ∙ 0,99 = 90662,1 кВт = 90,66 МВт
Таблица 1.2
Энергетический баланс турбоагрегата
| Отсек | Расход пара через отсек, 
| Теплоперепад пара в отсеке, ,
| Внутренняя
мощность
отсека,  кВт
| ||
| Расчетная формула | Величина, кг/с | Расчетная формула | Величина, кДж/кг | ||
| 0-1 | 
| 
| 3488 – 3172 = 316 | 130 ∙ 316 = 41080 | |
| 1-2 | 
| 130 – 9,14 = 120,86 | 
| 3172 – 3039 = 133 | 120,86 ∙ 133 = 16074,38 |
| 2-3 | 
| 120,86 – 7,28 = 113,58 | 
| 3039 – 2930 = 109 | 113,58 ∙ 109 = 12380,22 |
| 3-4 | 
| 113.58 – 3,84 – 9,23 – 51,3 = 49,21 | 
| 2930 – 2658 = 272 | 49,21 ∙ 272 = 13385,12 |
| 4-5 |
| 49,21 – 2,91 = 46,3 | 
| 2658 – 2516 = 142 | 46,3 ∙ 142 = 6574,6 |
| 5-6 |
| 46,3 – 0,73 – 18,05 = = 27,52 | 
| 2516 – 2437 = 79 | 27,52 ∙ 79 = 2174,08 |
| 6-7 |
| 27,52 – 0,13 – 19,42 = = 7,97 | 
| 2437 – 2379 = 58 | 7,97 ∙ 58 = 462,26 |
| 7-К |
| 7,97 – 0,41 = 7,56 | 
| 2379 – 2379 = 0 | 7,56 ∙ 0 = 0 |
1.3.3. Энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ с турбоустановкой ПТ-80/100-130/13
1.3.3.1. Турбинная установка
Полный расход тепла на турбоустановку
= 130(3500 – 1081,69) = 314380,3 кВт =314,38 МВт (1131,77 ГДж/ч).
Расход тепла на производственные потребители
= 51,3 ∙ 2930 – 25,65 ∙ 377,0 – – 25,65 ∙ 140,0 = 137047,95 кВт = 137,05 МВт (493,37 ГДж/ч).
Обратный конденсат с производства возвращается в количестве 50% от расхода пара производственному потребителю, с температурой ≈ 90 оС, с энтальпией 
= 377,0 кДж/кг. Невозвращаемый конденсат в количестве 50 % восполняется добавочной водой, который направляется в деаэратор добавочной воды (ДДВ) с температурой примерно 33 оС, соответственно, энтальпия его, примерно, 140,0 кДж/кг.
Расход тепла на отопление
Принимаем коэффициент полезного действия по производству тепла 
= 0,995.
= 79,3 МВт (285,48 ГДж/ч).
Общий расход тепла на внешнего потребителя
= 137,05 + 79,3 = 216,35 МВТ (778,85 ГДж/ч).
Расход тепла на турбинную установку по производству электроэнергии
314,38 – 216,35 = 98,03 МВт (352,92 ГДж/ч).
Коэффициент полезного действия по производству электроэнергии
.
Удельный расход тепла на производство электроэнергии
или 3924 кДж/(кВт∙ч).
1.3.3.2. Энергетические показатели ТЭЦ с турбоустановкой ПТ-80/100-130/13
Тепловая нагрузка парогенераторной установки
С учетом потерь давления и тепла при транспортировке пара в трубопроводе острого пара давление пара на выходе из парогенератора составляет 
МПа, температура 
= 560 оС, энтальпия 
= 3487,8 кДж/кг. Расход пара из парогенератора с учетом потерь с продувочной водой составляет 
= 132,86 – 1,3 = 131,56.
= 131,56 (3487,8 – 1081,69) = 316547,83 кВт = 316,55 МВт (1139,57 ГДж/ч).
Коэффициент полезного действия трубопроводов
.
Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии
Принимаем коэффициент полезного действия парогенератора равным 0,92.
Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску тепла на отопление
0,906.
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии
г/(кВт ∙ ч).
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии
кг/гДж.
Список литературы
| 1. | Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1976. - 445 с. | |
| 2. | Тепловые и атомные электростанции / Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: МЭИ, 1982. – 625с. | |
| 3. | Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоатомиздат, 1990. – 640 с. | |
| 4. | Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 168 с. | |
| 5. | Тепловые и атомные электростанции / Под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. – М.: МЭИ, 2003. – 648с. | |
| 6. | Низамова А.Ш. Технология централизованного производства электрической энергии и теплоты. Часть I. Учебное пособие по дисциплине «Технология централизованного производства электрической энергии и теплоты» (переизданное). Казань. КГЭУ, 2016. – 135 с. | |
| 7. | Низамова А.Ш. Технология централизованного производства электрической энергии и теплоты. Часть II. Учебное пособие по дисциплине «Технология централизованного производства электрической энергии и теплоты». Казань. КГЭУ, 2010. – 120 с. | |
| 8. | Щепетильников М.И., Хлопушин В.И. Сборник задач по курсу ТЭС. Учебное пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1983.–176 с., ил. | |
| 9. | Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1987. - 321 с. | |