Расчет тепловой схемы ТЭЦ

Министерство Образования Республики Молдова

Технический Университет Молдовы

Факультет Энергетики

Кафедра Теплотехники и Менеджмента в Энергетике

Курсовая работа

По курсу "Энергетические установки"

Расчет тепловой схемы ТЭЦ

Кишинев 2005 г.

Оглавление

Введение

Задание на проект

1. Выбор основного оборудования и составление тепловой схемы ТЭЦ

1.1 Выбор турбины

1.2 Теплофикационная установка

1.3 Выбор парогенераторов

2. Составление тепловой схемы ТЭЦ

3. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

3.1 Основные положения к расчету тепловой схемы

3.2 Расчет сетевых подогревателей

3.3 Определение расхода пара на турбину и расхода питательной воды

3.4 Расчет расширителя продувки предназначенной для сепарации фаз

3.5 Расчет регенеративных подогревателей высокого давления

3.6 Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды

3.7 Расчет деаэратора питательной воды(ДПВ)

3.8 Расчет подогревателей низкого давления

4. Определение характеристик паровой турбины

4.1 Материальный баланс ПТ

4.2 Энергетический баланс паровой турбины

Введение

Все стороны деятельности человечества, в том числе природоохранная деятельность, неразрывно связаны с производством и потреблением энергии, прежде всего электрической. Однако резкий рост темпов развития энергетики, без которого пока что не мыслим научно-технический прогресс, ставит две важнейшие проблемы, от решения которых во многом зависит будущее человечества. Во-первых, это проблема обеспеченности энергетическими ресурсами, во-вторых, проблема влияния энергетики на состояние окружающей среды. Энергетика является одной из самых загрязняющих отраслей народного хозяйства. При неразумном подходе происходит нарушение нормального функционирования всех компонентов биосферы (воздуха, воды, почвы, животного и растительного мира), а в исключительных случаях, подобных Чернобылю, под угрозой оказывается и сама жизнь. Поэтому главным должен стать подход с экологических позиций, учитывающих интересы не только настоящего, но и будущего. Наиболее распространенной в настоящее время является теплоэнергетика, обеспечивающая нашу страну 3/4 всей вырабатываемой энергии. Теплоэнергетика основывается на сжигании различных видов органического топлива нефти, газа, угля, торфа, сланца.

ТЭЦ являются одним из основных загрязнителей атмосферы твёрдыми частицами золы, окислами серы азота, другими веществами, оказывая вредное воздействие на здоровье людей, а также углекислым газом, способствующим возникновению «парникового эффекта». Процесс накопления углекислого газа в атмосфере будет усиливать нежелательную тенденцию в сторону повышения среднегодовой температуры на планете. Основными источниками искусственных аэрозольных загрязнений воздуха также являются ТЭС и ТЭЦ, которые потребляют уголь высокой зольности. Аэрозольные частицы отличаются большим разнообразием химического состава. Чаще всего в их составе обнаруживаются соединения кремния, кальция и углерода, реже - оксиды металлов: железа, магния, марганца, цинка, меди, никеля, свинца, сурьмы, висмута, селена, мышьяка, бериллия, кадмия, хрома, кобальта, молибдена, а также асбест. Еще большее разнообразие свойственно органической пыли, включающей алифатические и ароматические углеводороды соли кислот. Особо большие скопления вредных газообразных и аэрозольных примесей в приземном слое воздуха являются одной из главных причин образования ранее неизвестного в природе фотохимического тумана. Фотохимический туман (смог) представляет собой многокомпонентную смесь газов и аэрозольных частиц первичного и вторичного происхождения.

В состав основных компонентов смога входят озон, оксиды азота и серы, многочисленные органические соединения называемые в совокупности фотооксидантами. Фотохимический смог возникает в результате фотохимических реакций при определенных условиях: наличии в атмосфере высокой концентрации оксидов азота, углеводородов и других загрязнителей, интенсивной солнечной радиации и безветрия или очень слабого обмена воздуха в приземном слое при мощной и в течение не менее суток повышенной инверсии. Смоги нередкое явление над Лондоном, Парижем, Лос-Анджелесом, Нью-Йорком и другими городами Европы и Америки. По своему физиологическому воздействию на организм человека они крайне опасны для дыхательной и кровеносной системы и часто бывают причиной преждевременной смерти городских жителей с ослабленным здоровьем. Последствиями накопления глобальных загрязнителей ТЭЦ в атмосфере являются:

- парниковый эффект;

- разрушение озонового слоя;

- кислотные осадки.

Тепловое загрязнение поверхности водоемов и прибрежных морских акваторий в результате сброса нагретых сточных вод электростанциями и некоторыми промышленными производствами. Сброс нагретых вод во многих случаях обуславливает повышение температуры воды в водоемах на 6-8 градусов Цельсия. Площадь пятен нагретых вод в прибрежных районах может достигать 30 кв. км. Это препятствует водообмену между поверхностным и донным слоем. Растворимость кислорода уменьшается, а потребление его увеличивается, поскольку с ростом температуры усиливается активность аэробных бактерий, разлагающих органические вещества.

Для производства электрической энергии используются природные энергетические ресурсы. В зависимости от вида энергетических ресурсов различают основные типы электростанций : тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС). Наибольшее распространение в настоящее время имеют ТЭС, на которых в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива- угля, мазута, торфа, газа и др. На ТЭС вырабатывается около 76% всей вырабатываемой электроэнергии. По виду теплового потребителя различают промышленные и отопительные ТЭЦ. Первые сооружаются при промышленных предприятиях и в основном предназначены для снабжения паром и горячей водой технологических процессов. Вторые служат для обеспечения отопительно-вентиляционных и бытовых потребителей. По типу основных агрегатов ТЭЦ подразделяются на П-установки, оборудованные турбинами с противодавлением, и КО-установки, где устанавливаются турбины с регулируемыми отборами пара. Тепловая экономичность ТЭЦ улучшается при повышении начальных параметров пара, снижении давления в отборах турбин, применении многоступенчатого подогрева сетевой воды, увеличении числа часов использования тепловой мощности отборов, ограничении доли конденсационной выработки электрической энергии на ТЭЦ.

Улучшению экономических показателей способствуют укрупнение ТЭЦ и увеличение единичной мощности котельных и турбинных агрегатов, блочная компоновка оборудования, а также применение дешевых водогрейных котлов и паровых котлов низкого давления для покрытия кратковременных пиков сезонной и технологической тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения. Использование для централизованного теплоснабжения водогрейных и паровых котлов большой мощности на первых этапах развития теплофикации дает в ряде случаев выигрыш в очередности капиталовложений, позволяя с минимальными затратами на сооружение источника теплоты централизовать теплоснабжение в трех районах, где ввод в действие ТЭЦ отстает по времени от ввода тепловых потребителей. После ввода в действие ТЭЦ эти котлы используются для покрытия пиковой части тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения. Повышению эффективности теплофикации способствует внедрение прогрессивных проектов ТЭЦ повышенной заводской готовности, предусматривающих осуществление строительства путем набора строительно-технологических секций с различными типами турбин и однотипными котлами, что позволяет существенно(на 5-10%) уменьшить удельные капитальные и трудовые затраты на сооружение ТЭЦ и сократить сроки их строительства.

В настоящее время заводы выпускают серийно большой ассортимент высокоэкономичных теплофикационных турбин крупной мощности на высокие (13 МПа) и закритические начальные параметры пара с отопительными(Т) и производственно-относительными (ПТ) отборами , а также с противодавлением (Р) и мощные энергетические котлы для разных видов топлива. В районах , обеспеченных газом как базовым топливом для энергетики, целесообразно в ряде случаев применение ТЭЦ на базе мощных газовых турбин и парогазовых установок. Первая газотурбинная теплофикационная установка сооружена эксплуатируется на Краснодарской ТЭЦ. Этот опыт будет использован при создании последующих газотурбинных ТЭЦ.

Задание на проект

Спроектировать ТЭЦ с электрической мощностью N_Э , теплофикационной нагрузкой Q_T, промышленной нагрузкой пара D_П, давлением промышленного пара Р_П с температурой t_П при заданном топливе: количество продувки парогенераторов б_ПР при возврате конденсатора (100 - б_К).

N_Э=150 МW;

Q_T =240 МW;

D_П =110 kg/s;

Р_П=1.3 МРа;

t_П=295 ?С;

топливо- газ;

б_ПР=1,5%;

100-б_K=50%.

1. Выбор основного оборудования и составление тепловой схемы ТЭЦ

1.1 Выбор турбины

Выбор паровой турбины ТЭЦ осуществляется в зависимости от электрической мощности ТЭЦ (N_Э) и параметров пара промышленного отбора ( Р_П).

Выбраны 3 турбины / каждая мощностью 50 MW/ типа ПТ-50-90/13. Данный тип турбин обладает следующими технико-экономическими характеритиками:

- номинальная мощность 50МW;

- давление свежего пара 9 МPа;

- температура свежего пара 535? С;

- число нерегулируемых отборов 4;

- параметры пара нерегулируемых отборов 1) 3.8/425 МPа/?C

2) 2.2/357 МPа/?C

3) 0.65/234 МPа/?C

4) 0.37/185 МPа /?C

- температура питательной воды 222 ?С;

- давление отработавшего пара 0.003 МPа;

- расход охлаждающей воды 2.22 m/s;

- производственный отбор пара:

1. давление1.3 МPа;

2. температура 295?С;

3. величина отбора 38.88 kg/s;

- теплофикационный отбор пара:

1. давление1.2-2.5 атм.;

2. температура 104?С;

3. величина отбора 27.77 kg/s;

- расход свежего пара при номинальной нагрузке 93.75 kg/s.

Для расчета тепловой схемы ТЭЦ по технико-экономическим данным строится h-s диаграмма процессa расширения пара в турбине. График выполняется на кальке, наложенной на стандартную h-s диаграмму. По точкам, определяемым давлением и температурой пара перед турбиной в нерегулируемых и регулируемых отборах и давлением отработанного пара.

Значение энтальпии пара в отборах турбины:

Т.0- соответсвует давлению и температуре свежего пара;

Т.0 9/535 h₀=3473.55 kJ/kg S₀=6.76935 кJ/(кg? ?С)

T.1-параметры пара нерегулируемых отборов;

Т.1 3.8/425 h₁=3276.1 kJ/kg S₁=6.8836 кJ/(кg? ?С)

Т.2- второй нерегулируемый отбор;

Т.2 2.2/357 h₂=3148.82 kJ/kg S₂=6.93352 кJ/(кg? ?С)

Т.3 0.65/234 h₃=2921.42 kJ/kg S₃=7.07674 кJ/(кg? ?С)

T.4- производственный отбор пара;

Т.4 1.3/295 h₄=3032.4 kJ/kg S₄=6.97305 кJ/(кg? ?С)

Т.5- четвертый нерегулируемый отбор;

Т.5 0.37/185 h₅=2812 kJ/kg S₅=7.13 кJ/(кg? ?С)

T.6- теплофикационный отбор пара;

Т.6 0.12/104 h₆=2694.4 kJ/kg S₆=7.3275 кJ/(кg? ?С)

Последнюю точку К находим по значению Х=0.95 и давлению отработавшего пара 0.003 МPа: hк=2440 кJ/кg.



Рис.1.1. Процесс расширения пара в турбине.

Р₁=3.8 МPа t₁=425 ?C h₁=3276.1 kJ/kg

P₂=2.2 МPа t₂=357?C h₂=3148.82 kJ/kg

P₃=0.65 МPа t₃=234?C h₃=2921.42 kJ/kg

Pп=1.3 МPа tп=295 ?C hп=3032.4 kJ/kg

P₅=0.37 МPа t₅=185 ?C h₅=2812 kJ/kg

P₆=0.12 МPа t₆=104 ?C h₆=2694.4 kJ/kg

Pк=0.003 МPа h_К=2440 kJ/kg

1.2 Теплофикационная установка

Теплофикационная установка состоит из основных сетевых подогревателей, работающих от пара теплофикационных отборов турбин и пиковых водогрейных котлов.

Нагрузка, покрываемая теплофикационными отборами турбин , расчитывается по формуле:

МW,

где D_Т - суммарный расход пара через соответствующие теплофикационные давления всех устанавливаемых турбин, D_Т=3?27.77=83.31 кg/s;

h_Т - энтальпия пара теплофикационного отбора;

h_Т=2694.4 кJ/кg;

hґ - энтальпия конденсата при давлении отбора;

hґ=Ср ? t_К = 4.19 ? 104=435.76 кJ/кg;

= 83.31 ( 2694.4- 435.76)?= 188.17 МW.

Доля покрытий расчетного максимума тепловых нагрузок ТЭЦ из теплофикационных отборов турбин или расчетный коэффициент теплофикации определяется отношением:

;

Эта часть теплофикационной нагрузки покрывается паровой турбиной. Водогрейными пиковыми котлами должна покрываться тепловая нагрузка:

Qпвк = Qт - = 240-188.17 = 51.83 МW= 44.68 Gcal.

Выбираем из Леонкова таб.4.4 число и марку водогрейных котлов:

котел ПТВМ- 50

Тепловая нагрузка составляет 50 Gcal, причем Qґпвк > Qпвк.

1.3 Выбор парогенераторов

Марку и колличество парогенераторов следует выбирать из Леонкова из табл.4.1 в зависимости от требуемого расхода пара и его параметров.

Выбран парогенератор типа Е - 420-140:

-паропроизводительность - 420 t/ore

-давление пара - 14 MPa

-температура пара - 545? С

-температура питательной воды - 230? С

2. Составление тепловой схемы ТЭЦ

Тепловая схема станции устанавливает взаимосвязь основных и вспомогательных агрегатов, которые принимают участие в выработке электроэнергии и тепла, отпускаемого внешним потребителем.

Принципиальная схема включает:

1. Основные агрегаты станции ( парогенераторы, турбины, водогрейные котлы) с указанием их типа и основных параметров.

2. Регенеративные подогреватели питательной воды.

3. Основные насосы (кондесатные, питательные, сетевые).

4. Деаэраторы питательной и сетевой воды.

5. Узлы подпиток основного цикла станции и теплосети.

6. Узел отпуска тепла внешним потребителем.

Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная система.Одинаковые оборудования и линии технологической связи одинакового назначения отражается в схеме условно один раз. Указания по составлению и примеры принципиальных тепловых схем ТЭЦ даны в [5], [6], [10]. Элементы принципиальной тепловой схемы располагают на чертеже в определенном порядке. В левом верхнем углу чертежа размещают парогенератор, в правом верхнем турбоагрегат. Остальное оборудование располагается по часовой стрелке вниз и влево от турбоагрегата по ходу рабочего тела.

3. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

3.1 Основные положения к расчету тепловой схемы

Расчет тепловой схемы необходим для выбора оборудования и уточнения основного оборудования ТЭЦ, для характеристик оборудования и показателей станций. Его выполняют при максимальных энергетических нагрузках.

Тепловой расчет выполняется в два этапа:

1. составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расхода пара на основные подогреватели;

2. расчет регенеративных подогревателей низкого давления.

3.2 Расчет сетевых подогревателей

Рис.3.1. Схема подключения сетевого подогревателя.

По теплофикационной нагрузке и теплофикационному графику теплоносителей (150/70)?С определяется расход сетевой воды, т.е. колличество воды, которое проходит в единицу времени через этот нагреватель:

D_СВ= кg/s,

где Q_Tґ=Q_T/Z=240/3=80 MW;

C_P=4.19- удельная теплоемкость воды.

.

Далее определяется расход пара из теплофикационного отбора турбины на сетевые подогреватели. Для этого составляется уравнение теплового баланса:

D_CП(h_T-hґ)?з= D_СВ?C_P(t₂ґ-t₁),

откуда

,

где з=0,960,98- коэффициент сохранения тепла;

hґ=435.76 kJ/kg;

h_T=2694.4 kJ/kg.

3.3 Определение расхода пара на турбину и расхода питательной воды

Расход пара на турбину оценивается по диаграммам режимов турбин [8]. Или по формуле:

где k_P=1.12- коэффициент регенеративного тепла при давлении свежего пара; определяется по давлению пара, подаваемого на турбину.

Nґ_Э=50000 kW;

H_i=h₀-h_k=3473.55-2440=1033.55- падение энтальпии в ступенях;

з_М=0,98- механический КПД паровой турбины;

з_Э=0,995- электрический КПД паровой турбины;

,

где Jґ_П- коэффициент недовыработки электрической мощности из-за произведенного отбора пара;

Dґп = kg/s,

где Dґп - расход пара , приходящийся на паровую турбину, предназначенную для производства.

Jґ_T=,

где Jґт - коэффициент недовыработки электрической мощности из-за теплофикационного отбора.

Dґт - расход пара в теплофикационном отборе турбин;

Dґт = 27.77 kg/s.

Do = kg/s.

По расходу пара на турбину определяется расход пара котельной (нетто):

,

где% - коэффициент, учитывающий расход пара на собственные нужды машинного зала;

.

Далее вычисляется расход пара котельной Брутто:

,

где= 1% - коэффициент, учитывающий собственные нужды котельной в паре.

Расход питательной воды:

,

где бпр = 1,5% - коэффициент продувки.

3.4 Расчет расширителя продувки, предназначенной для сепарации фаз

Рис. 3.2. Схема подключения расширителя продувки.

tс - температура при 14 МПа;

hґпр = f(tс=335.1C)=1561.61 (кJ/кg)- энтальпия жидкой фазы;

ts=105?C - температура кипения при 0,12 МPа;

hЅ=f(Р=0,12МPа)= 2683,8 кJ/kg /выбирается из Ривкина/-энтальпия паровой фазы

hґ=f(Р=0,12 МPа) =439,36 кJ/kg - энтальпия жидкой фазы;

DЅпр - расход пара в продувочном устройстве;

Dґпр - расход жидкой фазы;

Dпр - смесь воды и пара из расширителя составим два уравнения:

1. уравнение материального баланса

Dпр= DЅпр + Dґпр;

2. уравнение теплового баланса

Dпр?hґпр? з =DЅпр?hЅ + Dґпр?hґ;

Dпр=,

где з= 0,97 ч0,99 - коэффициент сохранения тепла;

DЅпр = Dпр - Dґпр;

1.3?1561.61?0.98=2683.8(1.3- Dґпр)+ Dґпр?439.36

Dґпр = 0.886 кg/s;

DЅпр = 0.414кg/s.

3.5 Расчет регенеративных подогревателей высокого давления

В подогреве высокого давления вода после питательных насосов нагревается до температуры t_ПВ, заданной в технико-экономических характеристиках турбины (рис. 3.3)

ts- температура при давлении в ДПВ 0,6 МPа;

hґ₁, hґ₂, hґ₃ - энтальпии конденсата из отбора;

hґ₁ = f(P₁=3.8 МPа)=1072.8 кJ/кg

hґ₂ = f(Р₂=2.2МPа)=930.9 кJ/кg

hґ₃ = f(Р₃=0.65МPа)=684.2 кJ/кg.



ПК

t_ПВ=222 С

Dпв- ? ПВД1

D₁-? h₁,P₁,t₁

D₁ Й отбор

hґ₁

ПВД2

D2-? h2,P2,t2

D₁+D₂ ЙЙ отбор

hґ₂

ПВД3

D₃-? h3,P3,t3

ЙЙЙ отбор

hґ₃

D₁+D₂+D₃ ДПВ

ts=158.1C

Рис. 3.3. Схема подключения регенеративных подогревателей высокого давления.

Задачей расчета регенеративных ПВД является определение расходов пара D1,D2,D3, отбираемого из регенеративных отборов пара турбины. Нахождение этих величин осуществляется на основе уравнения теплового баланса каждого подогревателя.

1. Уравнение теплового баланса для ПВД1:

D1(h₁- hґ₁)? з= Dпв?Cp(tпв-ts)/3

D₁= ;

2. Уравнение теплового баланса для ПВД2:

D₂(h₂- hґ₂)? з + D₁( hґ₁-hґ₂)? з=D_ПВ Ср(tпв-ts)/3

D₂= 3.38 кg/s

3. Уравнение теплового баланса для ПВД3:

D₃(h3- hґ3)? з+(D₁+D₂)( hґ2 - hґ3)? з=Dпв?Cp(tпв-ts)/3

D₃=2.8 кg/s.

3.6 Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды

Обычно конденсат, который возвращается с производства, деаэрируется в одной установке с хим. очищенной водой, подаваемой на подпитку основного цикла (ДОК).

ДОК

Dґпр=0.886кg/s пар продувки

hґ=439.36кJ/кg ПХОВ DЅпр=0.414 кg/s Dт=? tт=104?С Рт=0.12МPа

hЅ=2683.8кJ/кg tк=70?С hт=2694.4кJ/кg

tґхов=25?С

0.12 МPа

Dхов=?

tхов=?

tЅхов=?

ХОВ Dдок ts=105?С

hґ=439 кJ/кg

ДПВ

Рис. 3.4. Схема подключения деаэратора обратного конденсата.

Задачей расчета деаэратора обратного конденсата(ДОК) является нахождение расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора ДТ, и расхода насыщенной жидкости из ДОК-Ддок. Расход конденсата, который возвращается из производства, определяется как:

D_К= ;

Расход хим. очищенной воды для подпитки основного цикла станций равен:

Dхов = =

= 86.79(1.5+1)/100+37?50/100+27.77?1.5/100 = =21.08 кg/s,

б_УТ = 1% - коэффициент, учитывающий потери сетевой воды;

б = 1,5 %.

Для определения конечной температуры хим. очищенной воды составляется уравнение теплового баланса подогревателя хим. очищенной воды (ПХОВ).

(Dґпр?hґ+Dґпр?Cp?tхов)? з= Dхов?Ср(tЅхов-tґхов);

tхов=tЅхов+2С;

(Dґпр?hґ+Dґпр?Cp?( tЅхов+2))? з= Dхов?Ср(tЅхов-tґхов);

(0.886?439.36+0.886?4,19?( tЅхов+2))?0.98=21.08?4.19?( tЅхов-25);

tЅхов = 30.77 С;

tхов = 30.77+2=32.77С.

Для расчета расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора, и расхода добавочной воды составляется система уравнений , включающая уравнения материального и теплового баланса деаэратора обратного конденсата(ДОК).

1) Dдок = DЅпр+Dхов+Dт+Dк;

2) (Dхов?СрtЅхов+DЅпр?hЅ+Dт?hт+Dk?tk?Cp)? з = Dдок? hґ;

(21.08?4,19?30.77+0.414?2683.8+2694.4?D_Т+18.5?70?4.19)?0.98=

=(39.99+D_Т)?439;

D_Т = 3.85 кg/s;

Dдок = 39.99+3.85 = 43.85 кg/s.

3.7 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ)

Задачей расчета ДПВ является определение расхода пара, отбираемого из отбора и расхода конденсата.

Рис. 3.5. Схема подключения ДПВ.

Для определения выше перечисленных расходов составляется система уравнений, состоящих из уравнений материального и теплового баланса.

1) Dпв=(D1+D2+D3)+Dдок+;

2) (D₁+D₂+D₃)? hґ3 ? з+Dдок? hґдок? з+? h4? з+?hґ? з= Dпв?hґ;

= Dпв--Dдок - (D1+D2+D3)=89.99-9.82-43.85-;

9.82?684.2?0.98+43.85?439.36?0.98+(89.99-9.82-43.85-

-)?3032.4?0.98+?666.95?0.98=89.99?666.95

=31.65 kg/s;

=88.99-9.82-43.85-31.65=4.67 kg/s.

3.8 Расчет подогревателей низкого давления

Задачей расчета ПНД является определение расходов пара, отбираемых из отборов турбины, а также расхода конденсата, поступающего из конденсатора турбины.

Для определения расходов пара из отбора турбины составляется уравнение теплового баланса для каждого ПНД.

1) ПНД4

(D₄ґ?h₄+Dґk?Cp(ts-(ts-tk)/3)+Dсп?hґсп)? з = ?Cp?ts+D4?hґ4;

tk=23.8? C;

2) ПНД5

D₅?h₅? з+D₄?hґ₄? з+Dґk?Cp(tk+(ts-tk/3))? з=Dґk?Cp(ts-(ts-tk/3))+(D₄+D₅)?hґ₅;

3) ПНД6

D_К=Dґk-(D₄+D₅+D₆)=17.94-(2.68+1.79+1.26)=12.21 kg/s.

4. Определение характеристик паровой турбины

4.1 Материальный баланс ПТ

Задачей расчета этого параграфа является составление уравнения материального баланса ПТ и определение относительного расхождения в расчете расхода пара на паровую турбину.

Уравнение материального баланса паровой турбины:

=DЙ+DЙЙ+DЙЙЙ+DЙV+DV+DVЙ+Dk;

DЙ=D₁=3.64 kg/s;

DЙЙ=D₂=3.38 kg/s;

DЙЙЙ=D₃+Dґп=2.8+37=39.8 кg/s;

DЙV=D₄+=2.68+4.67=7.35 kg/s;

DV=D₅=1.79 kg/s;

DVЙ=D₆+Dсп+Dт=1.26+13.71+3.85=18.82 kg/s;

Dk=18.5 kg/s;

=3.64+3.38+39.8+7.35+1.79+18.82+18.5=83.28kg/s;

Относительное расхождение в расчете расхода пара на паровую турбину:

,

где kg/s.

4.2 Энергетический баланс паровой турбины.

Задачей расчета этого параграфа является составление уравнения энергетического баланса и определение относительной ошибки в расчете электрической мощности турбины.

Рт = Do(ho-h₁)+(Do-D₁)(h₁-h₂)+(Do-D₁-D₂)(h₂-h₃)+

+(Do-D₁-D₂-D₃- Dґп)(h₃-h₄)+(Do-D₁-D-D₃--Dґп-D₄)(h₄-h₅)+

+(Do-D₁-D₂-D₃--Dґп-D₄-D₅)(h₅-h₆)+Dk(h₆-hк);

Р_Т=83.28(3473.55-3276.1)+(83.28-3.64)(3276.1-3148.82)+

+(83.28-3.64-3.38)(3148.82-2921.42)+(83.28-3.64-3.38-39.8-37)(2921.42-

-3032.4)+(83.28-3.64-3.38-39.8-4.67-37-2.68)(3032.4-2812)+

+( 83.28-3.64-3.38-39.8-4.67- 37-2.68-1.79)(2812-2694.4)+

+18.5(2694.4-2440)=50704.4 kW.

Номинальная электрическая мощность паровой турбины:

Р_Т = Р_Т? зм ? зэ =50000?0.98?0.995=48755 кW;

Тогда относительное расхождение в расчете электрической мощности паровой турбины равно: