РОЗРАХУНОК МЕРЕЖЕВОЇ ПІДІГРІВАЛЬНОЇ
УСТАНОВКИ
Метою розрахунку мережевої підігрівальної установки є визначення витрати мережної води, теплового навантаження, що покривається теплофікаційні відборами, і кількості пари, що відбирається з турбіни для мережних підігрівників.
Схема мережевої підігрівальні установки наведена на рисунку 3.
| Рисунок 3. Схема мережевої підігрівальної установки | Рисунок 4 - Схема сепаратора безперервної продувки котла |
6.1 Витрата мережної води через підігрівальну установку теплофікаційної турбіни визначається температурним графіком теплової мережі та максимальним опалювальним навантаженням.
Заданий температурний графік: τП / τОБ = 150/50 °С.
Ентальпія води при цих температурах дорівнює (за таблицями властивостей води і водяної пари)
hОБ = 209,25 кДж/кг; hП = 632,15 кДж/кг.
Задане значення максимального опалювального навантаження
QОТмакс = 220 МВт = 220·103 кВт.
Витрата мережної води, кг/с
кг/с. (6.1)
6.2 Теплове навантаження опалювальних відборів паротурбінної установки приймається за умови покриття не максимального теплового навантаження QОТмакс , а його частини, величина якої визначається коефіцієнтом теплофікації:
, (6.2)
де - QОТБ - теплове навантаження, що покривається з опалювальних відборів турбіни;
|
|
|
αТ - коефіцієнт теплофікації.
При заданій величині коефіцієнта теплофікації найбільше теплове навантаження опалювальних відборів турбіни, кВт
кВт. (6.3)
Підвищення ентальпії мережної води в мережевих підвгрівниках за рахунок теплоти пари відборів турбіни складе, кДж/кг
кДж/кг. (6.4)
Ентальпія води після мережних підігрівників, кДж/кг
кДж/кг. (6.5)
Значення hОБ = 209,25 кДж / кг і hСП2 = 420,7 кДж/кг заносимо в 6-й і 5-й рядки таблиці 4.
6.3 Теплова навантаження, що перевищує потужність відборів, покривається піковим водогрійним котлом (ПВК). Його теплова потужність складе, кВт
кВт. (6.6)
6.4 Визначаємо витрату гріючої пари на мережевий підігрівник нижнього ступеня (СП1), кг/с;
кг/с; (6.7)
де - ηТО = 0,98 – ККД мережевого підігрівника;
hСП1k = 360,2 кДж/кг – ентальпія конденсату пари, що гріє, СП1 ;
ΔhСП1 – підвищення ентальпії мережевої води в СП1, кДж/кг;
ΔhСП1 = hСП1 - hОБ = 339,2 – 209,25 = 129,95 кДж/кг;
hСП1 = 339,2 кДж/кг - ентальпія води на виході з СП1 (з табл. 4).
6.5 Визначаємо витрату гріючої пари на мережевий підігрівник верхнього ступеня (СП2), кг/с;
кг/с; (6.8)
де - hСП2k = 428,8 кДж/кг – ентальпія конденсату пари, що гріє, СП2 ;
|
|
|
ΔhСП2 – підвищення ентальпії мережевої води в СП2, кДж/кг;
ΔhСП2 = hСП2 - hСП1 = 420,7 – 339,2 = 81,5 кДж/кг;
hСП2 = 420,7 кДж/кг - ентальпія води на виході з СП2 (див. п. 6.2).
6.6 Теплове навантаження мережевих підігрівників, кВт
(6.9)
ВИЗНАЧЕННЯ ПОПЕРЕДНЬОЇ ВИТРАТИ ПАРИ
НА ТУРБІНУ
7.1 На другому етапі розрахунку теплової схеми паротурбінної установки виконується попередній розрахунок витрати пари на турбіну. Для стандартних турбін витрата пари визначається за заводськими даними - диаграмами режимів, для заданої електричної потужності та витрат пари з регульованих відборів на зовнішні теплові навантаження.
При розробці теплових схем і проектуванні нових турбін з похибкою не більше 1-2% попереднє визначення витрати пари на турбіну може бути виконане за наближеною формулою з наступним уточненням.
7.2 Для турбіни з трьома регульованими відборами пари (одним промисловим і двома опалювальними), враховуючи за допомогою коефіцієнта регенерації відбори пари на підігрів живильної води, витрату пари можна оцінити використовуючи наступну формулу, кг/с
, (7.1)
де - NЕ – потужність турбіни з вироблення електричної енергії, МВт;
|
|
|
Ні = ΔhK – використаний теплоперепад при розширенні пари в турбіні від початкових параметрів до тиску в конденсаторі (з п.5.8), кДж/кг;
ηЕМ – електромеханічний ККД генератора;
DП – величина промислового відбору пари, кг/с;
DСП1, DСП2 – величина опалювальних відборів пари на СП1 и СП2, кг/с;
YП, YОТ1, YОТ2 - коефіцієнти недовикористання потужностей промислового та опалювальних відборів;
КРЕГ – коефіцієнт регенерації.
У вихідних даних визначені:
NЕ = 137 МВт; ηЕМ = 0,98; DП = 92 кг/с.
Раніше отримані:
в п. 4.8 Н i = ΔhК = 1144,6 кДж/кг;
ΔhП = 478 кДж/кг; ΔhОТ1 = 904,5 кДж/кг; ΔhОТ2 = 860,1 кДж/кг;
в пп. 6.4 и 6.5 DСП1 = 31,35 кг/с; DСП2 = 19,9 кг/с.
Коефіцієнти недовикористання потужностей промислового та опалювальних відборів обчислюються наступним чином:
; (7.2)
; (7.3)
. (7.4)
Коефіцієнт регенерації КРЕГ враховує збільшення витрати пари на турбіну в зв'язку з відбором пари в систему регенеративного підігріву живильної води. Його визначають аналітично або приймають по досвіду експлуатації аналогічних турбоагрегатів з наступним уточненням. Приймемо попередньо КРЕГ = 1,181.
|
|
|
Тоді попередня величина витрати пари на турбіну складе, кг/с
кг/с.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 426; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!