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

          8.4.1.15. Приведенный теплоперепад турбины

Н_i^Т = H_i¹ + (1 - a₁)H_i¹¹ + …+ (1 - Sa_i)H_iⁿ

Н_i^Т = 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 + К_у){N_Э^н/(Н_i^Т×h_м×h_эг) + (G_п + G_т)/3,6} кг/с;

G_у = G×К_у кг/с;

где К_у = 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;

G_у = 121×0,003 = 0,363 кг/с;

8.4.1.17. Относительный электрический КПД турбины

h_оэ = Н_i^Т×h_м×h_эг/Н₀

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

8.4.1.18. КПД брутто парового котла

h_к = 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

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

8.4.1.19. Расход топлива

B = [G(h₀ - h_ПВ)]/(Q_Н^Р×h_к) кг/с;

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

8.4.1.20. Расход воды ПТУ

G_В = G(1 + К_ППК + К_ПК) + 0,15×В_М - G_К /2 кг/с;

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

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

G_В = 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

G_КН = G_ПВ1 кг/с;

G_КН = 84,32 кг/с;

Давление насоса принимаем Р_КН = 1,3 МПа

Мощность насоса

N_КН = Р_КН1×G_КН1/h_н кВт;

N_КН = 1,3×8,32/0,75 = 14,421 кВт;

8.4.1.22. Питательный насос

G_ПН = G кг/с;

G_ПН = 121 кг/с;

Давление питательного насоса принимаем Р_ПН = 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)

N_ПН = Р_ПН×G_ПН/h_н МВт;

N_ПН = 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