Организация рационального энергоснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КАЗАНСКИЙ ГОСУДАСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

"ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОТЫ"

Организация рационального энергоснабжения

Выполнил :

Хазиева Д.Х.

Казань

2014



Содержание

Термодинамические параметры пара и конденсата (номинальный режим работы)

Введение

1. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки К-210-130

1.1 Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа К-210-130

1.2 Описание турбины Т-100-130

2. Расчет тепловой схемы в номинальном режиме

3. Определение параметров воды и водяного пара в элементах тепловой схемы

4. Распределение мощностей турбины по отсекам

5. Энергетические показатели



Термодинамические параметры пара и конденсата (номинальный режим работы)

Таб. 1.1

Точка процесса	Р0, МПа	t0, 0С	i, кДж/кг	Pнп, МПа	tнп, 0С	hнп, кДж/кг	п, 0С	рвп, МПа	tвп, 0С	hвп, кДж/кг	tдрп, 0С	hдрп, кДж/кг
О	12,8	560	3480	-	-	-	-	-	-	-	-	-
О'	12,42	555	3480	-	-	-	-	-	-	-	-	-
7(ПВД)	3,84	378	3175,92	3,59	244	1057	2	14,5	242	1040,8	230,92	994,9
6(ПВД)	2,4	340	3061,75	2,23	218	934,4	2,4	15,0	215,92	922	204,87	875
61(ПП)	2,12	560	3600	-	-	-	-	-	-	-	-	-
5(ПВД)	1,37	528	3495	1,28	191	812	2,8	15,5	189,87	814,1	173,8	736,6
Д	1,37	528	3495	0,6	158,8	670,4	-	0,6	158,8	670,4	-	-
4(ПНД)	0,409	358	3179,6	0,382	142	597,8	3,2	1,7	138,8	580	123,72	520,5
3(ПНД)	0,194	282	3030,53	0,18	117	491	3,28	1,8	113,72	470	98,64	413
2(ПНД)	0,082	205	2859,9	0,0757	92	385,38	3,36	1,9	88,64	375	92	385,38
1(ПНД)	0,03	137	2727,8	0,0274	67	280,45	3,44	2	63,56	260	63,56	265
К(к-р)	0,003	94,4	2408	0,0039	28,5	120,5	-	0,0039	28,5	120,5	-	-



Введение

Современные паровые и газовые турбины являются основным двигателем тепловых и атомных электростанций, значение которых для энергетики определяется все возрастающими потребностями страны в электроэнергии. Паровые турбины позволяют осуществлять совместную выработку электрической энергии и теплоты, что повышает степень полезного использования теплоты органического и ядерного топлива. Газотурбинные и парогазовые установки обеспечивают высокую маневренность электростанций для покрытия пиковой части суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме и высокий КПД (ПГУ).

Таким образом, паровая турбина является основным типом двигателя на современной тепловой электростанции, в том числе на атомной. Паровая турбина получила также широкое распространение в качестве двигателя для кораблей военного и гражданского флота. Паровые турбины используются, кроме того, для привода различных машин -- насосов и др.

Паровая турбина, обладая большой быстроходностью, отличается сравнительно малыми размерами и массой и может быть построена на очень большую мощность (миллион киловатт и более), вместе с тем паровая турбина достигает высокой экономичности и имеет высокий К.П.Д.

Современные паротурбинные ТЭЦ различают по следующим признакам:

1) по назначению (видам покрываемых нагрузок) -- районные (коммунальные, промышленно-коммунальные), снабжающие теплом и электроэнергией потребителей всего района, и промышленные (заводские);

2) по начальным параметрам пара перед турбиной -- низкого (до 4 МПа), среднего (4--6 МПа), высокого (9--13 МПа) и сверхкритического (24 МПа) давления.

Основными типами турбин на паротурбинных ТЭЦ являются:

теплофикационные (тип Т), выполняемые с конденсатором и регулируемыми отборами пара дли покрытия жилищно-коммунальных нагрузок;

промышленно-теплофикационные (тип ПТ), выполняемые с конденсатором и регулируемыми отборами пара для покрытия промышленных и жилищно-коммунальных нагрузок;

противодавленческие (тип Р), не имеющие конденсатора; весь отработавший пар после турбины направляется потребителям тепла.

Турбины типа Т и ПТ являются универсальными, так как за счет перепуска части или всего количества пара в конденсатор могут вырабатывать электрическую энергию независимо от тепловой нагрузки отборов. Турбины типа Р вырабатывают электроэнергию только комбинированным методом, поэтому они используются для покрытия постоянных тепловых нагрузок, как правило, технологических нагрузок промышленных предприятий.

Для организации рационального энергоснабжения страны особенно большое значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным технологическим способом производства электрической и тепловой энергии и одним из основных путей снижения расхода топлива на выработку указанных видов энергии. В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Ориентация российской энергетики на комбинированное производство электрической энергии и теплоты на крупных ТЭС была предусмотрена еще в государственном плане электрификации России - плане ГОЭЛРО. Эта идея, полностью оправдавшая себя опытом развития советской теплофикации, широко реализуется в городах и промышленных районах нашей страны.

Отечественная теплофикация базируется на районных ТЭЦ общего пользования и на промышленных ТЭЦ в составе предприятий, от которых теплота отпускается как промышленным предприятиям, так и расположенным поблизости городам и населенным пунктам. Для удовлетворения отопительно-вентиляционной и бытовой нагрузок жилых и общественных зданий, а также промышленных предприятий используется главным образом горячая вода. Применение горячей воды в качестве теплоносителя позволяет использовать для теплоснабжения теплоту отработавшего пара низкого давления, что повышает эффективность теплофикации благодаря увеличению удельной выработки электрической энергии на базе теплового потребления.



1. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки К-210-130

1.1 Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа К-210-130

Пар из котла 1 с номинальными параметрами поступает по паропроводам свежего пара 2 в цилиндр высокого давления (ЦВД) 3, из которого по перепускным паропроводам 4 направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) 5, где, произведя работу, по перепускным паропроводам 6 поступает в цилиндр низкого давления (ЦНД) 7.

Рис.1. Принципиальная тепловая схема паровой турбины Т-100/120-130

ЦНД турбины двухпоточный, в каждом потоке по 2 ступени, включая регулирующую ступень. Пропуск пара в ЦНД регулируется поворотными диафрагмами. Пройдя ЦНД, пар поступает в конденсатор ( К) 8, где конденсируется и в виде основного конденсата с помощью конденсатного насоса ( КН) 9 направляется в регенеративную систему подогрева конденсата, включающую конденсаторы основного эжектора (ОЭ) 10 и эжектора уплотнений (ЭУ) 11, подогреватели низкого давления (ПНД) 12-15 и деаэратор (Д) 16. Далее питательная вода, прошедшая деаэрацию, питательным насосом ( ПН) 17 через подогреватели высокого давления (ПВД) 18-20 закачивается в котел 1 энергоблока. Турбина имеет два отопительных отбора пара - верхний и нижний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды. Конденсат сетевых подогревателей 21, 22 подается насосами 23, 24 в магистраль основного конденсата. На рис. 2 приведена упрощенная схема теплофикационной установки, предназначенной для подогрева сетевой воды. Теплофикационная установка включает в себя два горизонтальных сетевых подогревателя - ПС-1 и ПС-2. ПС-1 питается паром нижнего отопительного отбора pн, ПС-2 питается паром с более высокими параметрами, чем в ПС-1, из верхнего отопительного отбора p в. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количестве. Конденсат сетевых подогревателей подается дренажными насосами ДН-1 и ДН-2 в магистраль основного конденсата.

1.2 Описание турбины Т-100-130

Трёхцилиндровая паровая теплофикационная турбина типа Т-100/110-130 с частотой вращения ротора 3000 об/мин и двумя отопительными отборами, рассчитана на начальные параметры пара p0=127,4 бар (130 ата) и t0=565oC при давлении в конденсаторе pk=0,0343 бар (0,035 ата) и температуре охлаждающей воды .

Номинальная электрическая мощность - 100 МВт, максимальная - 110 МВт, Номинальная тепловая нагрузка - 670 ГДж/ч.

Расход свежего пара на турбину при номинальной нагрузке и номинальном отопительном отборе составляет 460 т/ч (128 кг/с). Расход пара при конденсационном режиме 360 т/ч.

Турбина представляет собой трех цилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого, среднего и низкого давления. Цилиндр высокого давления выполнен противоточным относительно цилиндра среднего давления, т.е. ход пара в цилиндре высокого давления осуществлен от среднего подшипника к переднему, а в цилиндре среднего давления осуществлен от среднего к подшипника к генератору. Цилиндр низкого давления - двухпоточный.

В цилиндре высокого давления (ЦВД) размещается двухвенечная ступень скорости и восемь ступеней давления, в цилиндре среднего давления (ЦСД) - 14 ступеней давления. В цилиндре низкого давления (ЦНД) в каждом потоке размещается по одной регулирующей ступени давления.

Фикспункт турбины расположен на боковых фундаментных рамах выхлопной части ЦНД со стороны регулятора. Турбина расширяется от фикспункта, как в сторону переднего подшипника, перемещая при этом корпуса переднего и среднего подшипников и выхлопную часть ЦНД со стороны регулятора по их фундаментным рамам, так и в сторону генератора, перемещая выхлопную часть ЦНД со стороны генератора по ее фундаментной раме. термодинамический теплоцентраль отсек турбина

В турбоустановке можно осуществлять одноступенчатый или двухступенчатый подогрев сетевой воды. Для этого предусмотрена возможность отбирать пар из двух камер турбины: за 21 и 23-ми ступенями. В случае одноступенчатого подогрева сетевой воды отбор производится за 23 ступенью и регулируемое давление поддерживается в отборе в пределах 0,5…2 ата. В случае двухступенчатого подогрева сетевой воды отбор производится за 21 и 23 ступенями. Регулируемое давление в этом случае поддерживается за 21 ступенью в пределах 0,6…2,5 ата. Оба отбора обеспечивают ступенчатый подогрев сетевой воды (до 118 - 120оС) в последовательно включённых бойлерах. В обоих случаях пропуск пара в ЦНД регулируется поворотными диафрагмами 24 и 26 ступеней. При переходе с одноступенчатого подогрева сетевой воды на двухступенчатый регулятор давления отопительного отбора следует переключить соответственно с камеры за 23 ступенью на камеру за 21 ступенью.

Давление пара в перепускных трубах между ЦВД и ЦСД принято около 34 ата. Турбина имеет сопловое регулирование. Пар поступает из отдельно стоящего впереди турбины стопорного клапана по четырем перепускным трубам к регулирующим клапанам, расположенным на цилиндре высокого давления турбины (два в верхней, два - в нижней).

Турбина имеет семь отборов пара на подогрев питательной воды до 232оС. Верхний и нижний отопительные отборы совмещены с отборами на подогреватели П2 и П1.



2. Расчет тепловой схемы в номинальном режиме

Исходные данные

Pо = 12,8 МПа - давление свежего пара;

tо= 560оС - температура свежего пара;

Dо = 122,5 кг/с - расход свежего пара;

tпв= 242оС - температура питательной воды;

QТ = 203 МВт -теплофикационная нагрузка;

Рк= 3,9 кПа - давление пара в конденсаторе

PД = 0,6 МПа - давление в деаэраторе;

tпс = 95 оC - температура сетевой воды;

tос = 50 0C - температура обратной сетевой воды;



3. Определение параметров воды и водяного пара в элементах тепловой схемы

Давление свежего пара с учетом потерь:

Р0'=Р00,96=12,80,96=12,42 МПа

Давление в конденсаторе Рк=3,9 кПа=0,0039 МПа;

Рк=3,9 кПа=0,0039 МПа => по таблице насыщения tк=28,5оС,

iк=120,5 кДж/кг.

Примем, что вода в ПВД нагревается на 26,06оС, в ПНД - на 25,08оС, температура нагрева в питательном насосе - 5оС, а в деаэраторе на 20оС, тогда температура воды в подогревателях:

tвп7=242оС

tвп6=242-26,06=215,92оС

tвп5=215,92-26,06=189,87оС

tвпд=189,87-26,06-5=158,8оС

tвп4=158,8-20=138,8оС

tвп3=138,8-25,08=113,72оС

tвп2=113,72-25,08=88,64оС

tвп1=88,64-25,08=63,56оС

Недогрев воды до температуры насыщения для :

ПВД 7 = 2 оС, ПВД 6 = 2,4 оС, ПВД 5 = 2,8 оС

ПНД 4 = 3,2 оС , ПНД 3 = 3,28 оС, ПНД 2 = 3,36 о, ПНД 1 = 3,44 оС

tнп1=63,56+3,44=67оС

tнп2=88,64+3,36=92оС

tнп3=113,72+3,28=117оС

tнп4=138,8+3,2=142оС

tнп5=189,87+2,8=191оС

tнп6=215,92+2,4=218оС

tнп7=242+2=244оС

По ПТС видно, что давление пара на П2=Pвс , так как пар на них идет с одного отбора, =>Pн п2=Pнвс, Pн п1= Pннс

Найдем давление на линии насыщения Pн.

Pнп7 = 3,59 МПа

Pнп6 = 2,23 МПа

Pнп5 = 1,28 МПа

Pнп4= 0,382 МПа

Pнп3 = 0,18 МПа

Pн п2 = 0,0757 МПа

Pн п1 = 0,0274МПа

По таблице Ривкина находим i

iнп7=1057 кДж/кг

iнп6=934,4 кДж/кг

iнп5=812 кДж/кг

iнп4=597,8 кДж/кг

iнп3=491 кДж/кг

iнп2=385,38 кДж/кг

iнп1=280,45 кДж/кг

Давление в деаэратореPвд=0,6 МПа т.к. в нем вода находится на линии насыщения => по таблице Ривкина находим

tвд=tнд= 158,8оСiвд=iнд =670,4 кДж/кг

Находим Р0 в камере отбора, она на 8% больше, Рн, т.к. есть потери в трубопроводах

Р0n=Рnн+8%

Р0п7=3,59+8%=3,84 МПа

Р0п6=2,23+8%=2,23 МПа

Р0п5=Р0д=1,28+8%=1,37 МПа (находятся в одном отборе)

Р0п4=0,382+8%=0,409 МПа

Р0п3=0,18+8%=0,194 МПа

Р0п2=0,0757+8%=0,082 МПа

Р0п1=0,0274+8%=0,03 МПа

Находим давление в подогревателях

Ркн=Рд+?Рпнд+?Рп+?Ркур+?Рпэ+РБОУ=0,6+40,1+0,2+0,2+0,1+0,6=2,1 Мпа

Потери в ПНД составляет 0,1 МПа на каждый ПНД

Рвп1=2,1-0,1=2 МПа

Рвп2=2-0,1=1,9 МПа

Рвп3=1,9-0,1=1,8 МПа

Рвп4=1,8-0,1=1,7 МПа

Находим Рв в ПВД

?Рпвд=0,5 МПа на каждый ПВД

Рпн=(1,25-1,3)Р0=1,2512,8=16,0 МПа

Рвп5=16-0,5=15,5 МПа

Рвп6=15,5-0,5=15,0 МПа

Рвп7=15,0-0,5=14,5 МПа

По таблице Ривкина находим энтальпии iв

iвп1=260 кДж/кг iвп5=814,1 кДж/кг

iвп2=375 кДж/кг iвп6=922 кДж/кг

iвп3=470 кДж/кг iвп7=1040,8 кДж/кг

iвп4=580 кДж/кг

Находим температуру дренажей

tдр=tп1=63,56оС

tдр3=tвп2+10=88,64+10=98,64оС

tдр4=tвп3+10=113,72+10=123,72оС

tдр5=(tд+?tпн)+10=(158,8+5)+10=173,8оС

tдр6=tвп5+10=189,87+5+10=204,87оС

tдр7=tвп6+10=215,92+5+10=230,9оС

Находи iдр по Рн и tдр(таблица Ривкина)

iдрп1=265 кДж/кг iдр п5=736,6 кДж/кг

iдр п2=385,38 кДж/кг iдр п6=875 кДж/кг

iдр п3=413 кДж/кг iдр п7=994,9 кДж/кг

iдр п4=520,5 кДж/кг

Чтобы узнать t0 и i0 необходимо построить процесс расширения пара в isдиаграмме: t0(0)=560оС,Р0(0)=12,8 МПаоС, i0(0)=3480кДж/кг.

Давление пара перед первой ступенью турбины равно:

Р'0=0,96Р0=12,42 МПа

Отмечаем на пересечении изобарыР'0 и энтальпии свежего пара точку 0. Из полученной точки вертикально вниз проводится линия до пересечения с изобарой давления в первом регенеративном отборе 3,84 МПа. Это расстояние переводится в кДж/кг и умножается на КПД отсека, из которого осуществлен отбор. Откладываем это расстояние вниз и на пересечении энтальпии и изобары 3,84 МПа получаем реальную точку процесса. По ней находим реальную энтальпию и температуру пара в камере первого регенеративного отбора.

Считаем по is диаграмме

цвд=0,84 ;цсд=0,83; цнд=0,82

oi=Нi/H0=i0-iд1/ i0-i1t

П7

oi=0,84 i7t=3118кДж/кг

0,84=(3480-iд7)/(3480-3118)

iд7=3175,92кДж/кг => t7=378оС

П6

oi=0,84i6t=3040кДж/кг

0,84=(3175,92-iд6)/(3175,92-3040)

iд6=3061,75кДж/кг => t6=340оС

П5

oi=0,84i5t=3475кДж/кг

0,84=(3600-iд5)/(3600-3475)

iд5=3495 кДж/кг => t5=528оС

П4

oi=0,83 i4t=3115 кДж/кг

0,83=(3495-iд4)/(3495 -3115)

iд4=3179,6кДж/кг => t4=358оС

П3

oi=0,83 i3t=3000кДж/кг

0,83=(3179,6-iд3)/(3179,6 -3000)

iд3=3030,53кДж/кг =>t3=282оС

П2

oi=0,83 i2t=2825кДж/кг

0,83=(3030,53-i2t)/( 3030,53-2825)

iд 2=2859,9кДж/кг =>t2=205оС

П1

oi=0,83 i1t=2700кДж/кг

0,83=(2859,9-i1t)/(2859,9 -2700)

iд1=2727,18кДж/кг =>t1=137оС

Тепловой и материальный баланс подогревателей

Так как подогреватели смешивающего типа

Dп=Dдр

ПВД-1(7)

Dпвiпв6+ Dп7 iп7= Dпвiпв+ Dп7 iдр7

Dп7(iп7- iдр7) = Dпв(iпв- iпв6)

ПВД-2(6)

Dпвiпв5+ Dп6iп6 +Dп7 iдр7=Dпвiпв6+(Dп7+Dп6)iдр7

Dп6(iп6- iдр6) = Dпв(iпв6-iпв5)+Dп7(iдр6-iдр7)

ПВД-3(5)

Dпвiпв4+ Dп5iп5+(Dп7+Dп6)iдр6=Dпвiпв5+(Dп7+Dп6+ Dп5)iдр5

Деаэратор

Dпвд=Dп7+Dп6+Dп5=0,056+0,048+0,04=0,144

Dу =Dсх+Dпс =0,01+0,005=0,015

Dок+Dпвд+=

Dок==

Dок =

Dпвдiдр5 +Dокiпв4+ Dдiд=Dпвiпвд

Dок580+0,144Dо736,6+ Dд 3495=1,03670,4

Dок580+ Dд 3495=584,4

Dд=0,024

ПНД-4(4)

Dп4iп4+ Dокiв3= Dокiвп4+ Dп4iдр4

ПНД-3(5)

Dдр5=D4+ D5

Dдр6= Dдр5+ D6= D4+ D5+ D6

D1кд= Dкд-( D4+ D5+ D6)

D5i5+D4iдр4+Dкдiсм= Dкдiв5+(D4+D5)iдр5

Dкдiсм= Dкдiв6-( D4+ D5+ D6)iв6+( D4+ D5+ D6)iдр6

D6i6+(D4+D5)iдр5+ Dкдiв7-( D4+ D5+ D6) iв7= Dкдiв6-( D4+ D5+ D6)iв6+( D4+ D5+ D6)iдр6

(3030.53+385.38-375-413)D5=Dкд(470-375)- D4(520.5-413+385.38-375)-(385.38-375)D6

1857,23 D5=Dкд95- D4117,88-10,38 D6

1857,23 D5=77,76 D0-10,38D0

D5=(77,76 D0-10,38 D0)1857,23

(413-260+375-385,38) D5= Dкд(375*260)- D4

169,62 D5=115 Dкд-137,62 D4-2589,1 D5

D5=(9431 D0-2859,1 D6)169,62

169,62(77,76 D0-10,38 D6)=1857,23(94,31 D0-2589,1 D6)

D6==

=(175211.078 D0-13189,65 D0)/(4808554,19-1760,66)=0,033 D0

D5=(77,76 D0-10,38*0,033 D0)/1857,23=0,04 D0

D7=0,754 D0(260-120,5)/(2727,8-265)=0,043 D0

D1кд= 0,162 D0-0,034 D0-0,033 D0-0,04 D0=0,754 D0

Dпп= D0- Dп1- Dп2= D0-0,056-0,048-0,896

D0=(Nэ*3600-0,896 D0(hпп-hп2))/( hпп-hп2)

D0=(215*3600-423,1 D0)/1000=543,9

Dпп=0,896 D0=0,896*543,9=487,3т/ч

Проверка по материальному балансу:

По пару:

Dпк=D0- ?Diотб

Dпк=152,58-(8,54+7,32+6,11+3,67+5,35+6,11+5,04+6,57-4,58+12,4-11,3)=103,85 кг/с

По воде:

Dвк=D0- ?Dдр

Dпк=152,58-(8,54+7,32+6,11+3,67+5,35+6,11+5,04+6,57)=103,87 кг/с

д=Dпк-Dвк/Dпк100?0,1%

д=103,85-103,87103,85100=0,01



4. Распределение мощностей турбины по отсекам

N	Diкг/с	Hi, кДж/кг	Ni, кВт
0-1	D0=152,58	i0-i7=304,08	43332,72
1-2	D0-D1=152,58-8,54=144,04	i7-i1пп=114,17	16445,05
2-3	D0-D1- D2=152,58-8,54-7,32=136,72	i11пп-i3=105	14355,6
3-4	D0- D1-D2- D3-Dтп=152,58-8,54-7,32-6,11-12,4=118,21	i3-iд=0	0
4-5	D0- D1-D2- D3-Dтп-Dд =152,58-8,54-7,32-6,11-12,4-3,67=114,54	iд-i4=315,4	36125,92
5-6	D0 -D1-D2- D3-Dтп-Dд-D4=152,58-8,54-7,32-6,11-12,4-3,67-5,35=109,19	i4-i5=149,07	16276,95
6-к	1/3(D0-D1-D2-D3-Dтп-Dд-D4-Dчсд)=1/3(152,58-8,54-7,32-6,11-12,4-3,67-5,35-11,3)=40,16	i5-iк=622,53	25000,8
6-7	2/3(D0 -D1-D2- D3-Dтп-Dд-D4-Dчсд)= =2/3(152,58-8,54-7,32-6,11-12,4-3,67-5,35-11,3)=80,33	i5-i6=170,63	13706,71
7-8	2/3(D0 -D1-D2-D3-Dтп-Dд-D4-Dчсд)= =2/3(152,58-8,54-7,32-6,11-12,4-3,67-5,35-11,3)-D6=75,29	i6-i7=132,1	9945,81
8-к	2/3(D0-D1-D2-D3-Dтп-Dд-D4-Dчсд)=2/3(152,58-8,54-7,32-6,11-12,4-3,67-5,35-11,3)-D6-D7=68,72	iэ-iк=319,8	21976,66
			197166,22



5. Энергетические показатели

Полный расход теплоты на турбоустановку:

Qту = Dо(iо-iпв)+Dпп(i11пп-iпп1)-Dдв(iпв-iдв) = 152,58 (3480-1040,8) +136,72 (3600-3061,75) -6,57 (1040,8-158,8) = 439967,936кВт=439,97МВт=1571,32ГДж/час.

Удельный расход теплоты турбоустановки на выработку э/э:

qэту=Qmy/Nэ+Nэтпн=1571,32*103/(215+6,5)=7094

Nэтпн=Dпв?i/?мтн=159,15*40*10-3/0,98=6,5

?ату=3600 Nэ/ Qту=3600*215/1571,32*103=0,49

КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:

эту=3600/qтуэ=3600/7094=0,5

Тепловая нагрузка парогенератора:

Qпг= Dо(iо-iпв)+Dпп(i11пп-iпп1)=152,58(3480-1040,8)+136,72(3600-3061,75)=445762,676кВт=445,76МВт=1591,36ГДж/час

КПД трубопроводов:

тр=Qту/Qпг=1571,32/1591,36=0,987

Количество теплоты топлива на котел:



Qс= Qпг/пг=1591,36/0,92=1729,74

КПД ТЭЦ брутто:

сб= туа.тр . пг= 0,49*0,92*0,987=0,445

КПД ТЭЦ нетто:

сн=сб(1-Эсн)=0,445(1-0,05)=0,423

Удельный расход теплоты энергоблока:

qсн=3600/сн=3600/0,423=8510,64 Дж/Вт*ч

Расход условного топлива:

Ву=Qс/Qрну=1729,74*106/29319=59*103

Расход натурального топлива:

Вн= Qс/Qрн=1729,74*106/49,821*103=34,72*103 кг/ч

Удельный расход условного топлива по производству электроэнергии:

bуэ=123/сэ=123/0,423=290,78 г/(кВтч)

Размещено на Allbest.ru

...