Реферат: Реферат Содержание Характеристика района размещения проектируемой станции 9

:

= ; (232)

= = 503,469 кДж/кг,

, что удовлетворяет требованиям, предъявляемым к техническим расчетам (2%).

Оценка расхода пара в конденсатор:

Dк=D_Т-(D1+D2+D3+Dупл+Dд+Dп+D4+D5+Dсп1+D6++D7+Dку+

+Dсп+Dэж); (233)

Параметры пара в отборах и расходы пара в уплотнениях, сальниковом и эжекторном подогревателях принимаем по заводским данным:

а) в ПВД3 поступает пар из уплотнений в количестве Dупл = 1,33 кг/с с энтальпией =3280 кДж/кг;

б) количество пара, поступающего из концевых уплотнений турбины в конденсатор Dку = 0,011 кг/с;

в) количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотнений турбины Dсп = 1,795 кг/с;

г) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы Dэж = 0,654 кг/с.

Dк = 216,890-(13,198+11,865+10,500+1,33+2,087+82,256+10,779+8,564+

+15,178+D6+D7+0,011+1,795+0,654) ;

Dк = 58,670 – (D6+D7) кг/с.

Количество конденсата, проходящего через ПНД7:

= Dк+D7+Dку+Gдоб+Dсп+Dэж; (234)

= 58,670 –D6+0,011+42,459+1,795+0,654;

= 103,589– D6 кг/с.

Уравнение теплового баланса ПНД 6:

[D6( )+ ( )]* =( + )*( ); (235)

Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД 6:

=(257,63+245,99)/2=251,81 кДж/кг;

D6 = ;

D6 =5,151 кг/с.

Зная D6, определяем:

= 103,589– 5,151 =98,438 кг/с.

Определение расхода пара на ПНД 7:

D7= ; (236)D7= ;D7=5,663.Зная D7, определяем:Dк = 58,670-5,151 -5,663= 47,855 кг/с.Уточнение ранее принятого значения (точка смешения 2): = ; (237) = ; = 387,308 кДж/кг,Погрешность Уточнение ранее принятого значения : = = 253,042кДж/кг, Погрешность Проверка баланса пара в турбине:Dт=D1+D2+D3+Dупл+Dд+Dп+D4+D5+D6+Dсп1++D7+Dсп2+Dк++Dку+Dсп+Dэж; (238)216,890=13,198+11,865+10,500+1,33+2,087+82,256+10,779+8,564++5,151+1415,178+5,663+47,855+0,011+1,795+0,654);216,890=216,890 кг/с, имеем полное совпадение.Проверка материального баланса деаэратора:G_ПВ+D_УТ = D_КД+D_Д+D_СЕП1+D_УПЛ+D1+D2+D3; (239)224,546+0,016*224,546=187,699+2,087+1,458+1,33+13,198+11,865++10,500;228,139= 228,139, имеем полное совпадение.Внутренняя мощность турбины:Ni = ; (240)Ni=13,198*(3484-3198,1)+11,865*(3484-3096,6)+(10,500+2,087++82,256)*(3484-2995)+10,779*(3484-2850,7)+8,564*(3484-2739,4)++(5,151+15,178)*(3484-2655,8)+5,663*(3484-2521,3)+47,855*(3484--2344,5)=144,771 МВт.Электрическая мощность турбогенератора:Nэ = Ni* ; (241)Nэ = 144,771 *0,98 = 141,875 МВт.Небаланс мощности: Nэ =142-141,875 = 0,124 МВт.Относительная погрешность составляет: = , (242) = = 0,0875 %, что допустимо при инженерных расчетах (2%)Уточнение расхода пара на турбину:

=Крег ; (243)

=1,195 = 0,132 кг/с.

Так как электрическая мощность, полученная расчетным путем получилась меньше заданной, то необходимо к ранее принятому расходу прибавить .

Тогда расход пара на турбину:

= D_T; (244)

=216,890+0,132 =217,023кг/с.

Уточнение значения коэффициента регенерации:

= ; (245)

= =1,196.

2.3.5. Технико-экономические показатели

Удельный расход пара на турбину:

(246) .

Удельный расход тепла на турбину

; (247) кДж/кВт ч.

Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

, (248)где Q_ПР=D_ПР(i_ПР- i_ОК)=82,256*(2995-419.1) = 211885,8 кВт; кДж/кВт*ч.

Абсолютный внутренний КПД

; (249)

Абсолютный электрический КПД

; (250)

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии:

; (251) кг/кВт ч7. Удельный расход условного топлива на выработку тепла для внешнего потребителя: ; (252)_142,86– удельный расход топлива на выработку тепловой энергии для данной установки, кг у.т./Гкал, - КПД котельной установки; =0,91, - КПД транспорта теплоты; = 0,98, - КПД сетевого подогревателя, =0,98, кг/Гкал.

2. 4. Сводная таблица расчетов тепловой схемы турбоустановки ПТ-140/165–130/15

Таблица 22. – Сводная таблица расчетов тепловой схемы турбоустанов-ки ПТ-140/165–130/15

Наименование величины	Обоз-начение	Режим
Наименование величины	Обоз-начение	Максимум отопительной нагрузки	В средне-отопительный период	В летний период
1	2	3	4	5
Отопительный отбор, МВт		135,094	65,715	33,773
Мощность турбины, МВт		142	142	142
Расход пара на турбину предварительный, кг/с	D_T	221,175	219,792	216,89
Температура прямой сетевой воды, ^оС	t_пр	150	80	75
Температура обратой сетевой воды, ^оС	t_обр	70	42,5	40
Расход пара на ВСП, кг/с	D_СП2	19,488	16,788	0
Расход пара на НСП, кг/с	D_СП1	17,607	14,767	15,178
Расход парогенератора брутто, кг/с		225,598	224,188	221,228
Расход пара на собственные нужды котельного отделения, кг/с		4,423	4,395	4,337
Расход продувочной воды, кг/с		3,383	3,362	3,318
Выпар из первой ступени сепаратора, кг/с	D_сеп1	1,487	1,478	1,458
Выпар из второй ступени сепаратора, кг/с	D_сеп2	0,237	0,236	0,233
Количество воды, сливаемой в техническую канализацию, кг/с		1,658	1,648	1,626
Расход ХОВ воды в деаэратор, кг/с		42,648	42,587	42,459

Источник: https://files.student-it.ru/previewfile/151035

Смотрите также:








Изложение содержания дела, по которому приняты судебные постановления
_-___-~1
_1-тема-СтрМетал