Тепловой расчет турбины Т-120-12,8, страница 5

          8.4.1.15. Приведенный теплоперепад турбины

НiТ = Hi1 + (1 - a1)Hi11 + …+ (1 - Sai)Hin

НiТ = 0,3558 + (1- 0,0568)0,167 + (1- 0,0568 - 0,0574)0,122 + (1- 0,0568 - 0,0574 - 0,0606 - 0,0582)0,108 + (1- 0,0568 - 0,0574 - 0,0606 - 0,0582 - 0,0434)0,08 + (1- 0,0568 - 0,0574 - 0,0606 - 0,0582 - 0,0434 - 0,0266)0,042 + (1- 0,0568 - 0,0574 - 0,0606 - 0,0582 - 0,0434 - 0,0266 - 0,0192)0,4937 = 1,126 МДж/кг;

8.4.1.16. Расход пара в турбине и утечки через внешние уплотнения цилиндров

G = (1 + Ку){NЭн/(НiТ×hм×hэг) + (Gп + Gт)/3,6} кг/с;

Gу = G×Ку кг/с;

где Ку = 0,003 коэффициент учитывающий утечки через внешние уплотнения цилиндров;

G = (1 + 0,003)(120/(1,126×0,9964×0,982)) = 109,24 кг/с

Примем G = 121 кг/с;

Gу = 121×0,003 = 0,363 кг/с;

8.4.1.17. Относительный электрический КПД турбины

hоэ = НiТ×hм×hэг0

hоэ = 1,1252× 0,9964×0,982/1,3443 = 0,81899

8.4.1.18. КПД брутто парового котла

hк = 1 - (q2 + q3 + q4 + q5 + q6)/100

где q2 - доля энергии, теряемая в котле с выбросом дымовых газов;

q3 - доля энергии, теряемая в котле из-за химической неполноты сгорания;

q4 - доля энергии, теряемая в котле из-за механической неполноты сгорания;

q5 - доля энергии, теряемая в котле через стенки топочной камеры и газоходов;

q6 - доля энергии, теряемая в котле при удалении шлаков из топки;

величины q2, q3, q4, q5, q6 принимаем по паспорту котла

hк = 1 - (5,11 + 0,5 + 1,5 + 0,4 + 0,39)/100 = 0,931

8.4.1.19. Расход топлива

B = [G(h0 - hПВ)]/(QНР×hк) кг/с;

B = 121(3,4828 - 0,993)/(25,97×0,931) = 12,46 кг/с;

8.4.1.20. Расход воды ПТУ

GВ = G(1 + КППК + КПК) + 0,15×ВМ - GК /2 кг/с;

где КППК = 0,016 - коэффициент, учитывающий общее значение потерь пара и конденсата в ПТУ, для ТЭЦ с производственными отборами;

КПК = 0,03 - коэффициент, учитывающий дополнительную подпитку котла;

GВ = 121(1 + 0,016 + 0,03) – 81,57/2 = 85,781 кг/с;

8.4.1.21. Конденсатный насос

По тепловой схеме турбины принимаем конденсатный насос марки: 1КсВ – 200 – 130

GКН = GПВ1 кг/с;

GКН = 84,32 кг/с;

Давление насоса принимаем РКН = 1,3 МПа

Мощность насоса

NКН = РКН1×GКН1/hн кВт;

NКН = 1,3×8,32/0,75 = 14,421 кВт;

8.4.1.22. Питательный насос

GПН = G кг/с;

GПН = 121 кг/с;

Давление питательного насоса принимаем РПН = 15,5  МПа, исходя из того что давление создаваемое питательным насосом должно быть на 10-15% больше давления пара на выходе из котла (Р = 13,8 МПа)

NПН = РПН×GПН/hн МВт;

NПН = 15,5×121/0,75 = 2,5 МВт;


Параметры пара и воды в характерных точках ПТУ

Таблица 8.4.1.2.

Точка

Р,

Т,

u,

h,

Х,

МПа

0С

м3/кг

МДж/кг

-

0

12,8

555

0,027

3,4853

1

В1

12,16

555

0,288

3,4915

1

В2

0,25

125

0,732

2,5215

1

Н1

0,25

125

0,732

2,5215

0,91

Н2

0,015

56

10

2,1237

0,8

kt

0,012

50

12

0,2074

0

Точка

Р,

Т,

u,

h,

Х,

МПа

0С

м3/кг

МДж/кг

-

КН1

0,03

50

0,001

0,2093

0

КН2

1,4

50

0,2104

0

ПН1

1,4

149

0,6155

0

ПН2

15

0,6229

0

К1

15

14

230

0,993

0

К2

560

0,025

3,486

1