Расчет тепловой схемы турбоустановки в трех режимах, выбор основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ в городе Магадан, страница 4

Таблица 5 – Климатические данные для города Магадан /10/

Продолжительность отопительного периода, сут	Температура наружного воздуха, °С
	Расчётная для проектирования отопления	Средняя отопительного периода	Средняя самого холодного месяца
250	- 38	- 11,3	- 26

     Строим график изменения тепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха по зависимости:

                                                                                            (12)

где Q_Т^РАСЧ = 4400 ГДж/ч или 1222,2 МВт – максимальная отопительная нагрузка ТЭЦ    (режим 1).

          Далее, пользуясь данными таблицы 4, строим график изменения тепловой нагрузки в зависимости от продолжительности в течении отопительного периода.

          Линии прямой и обратной воды получаем, соединяя точки t_ПС^РАСЧ = 150 °С и t_ОС^РАСЧ = 70 °С с точкой А, в которой при t_НАР = 18 °С t_ПС = t_ОС = 18 °С.

          Из вышеприведённого расчёта известно, что количество тепла, покрываемое теплофикационными отборами турбин равно Q_ОТБ  = 2552 ГДж/ч или 708,9 МВт, значит в этом случае работают водогрейные котлы пиковой котельной.. Определим температуру наружного воздуха, при которой ПВК вступают в работу:

                                                       (13)

(°С).

4. Расчет тепловой схемы турбины ПТ-135/165-130/15

4.1 Режим 1. Максимум отопительной нагрузки

Исходные данные для расчета тепловой схемы с турбиной ПТ-135-130:

1. Электрическая мощность турбины Nэ = 124,6 МВт. (по диаграмме режимов).

2.  Начальные параметры пара:

      = 12.75 МПа; =555С (= 3495 кДж/кг ).

3.  Давление в конденсаторе турбины = 3 кПа.

4.  Расход пара из промышленного отбора с учетом недогрузки равен

     Dпр = 88.9*0.923 = 82,1 кг/с. Возврат конденсата пара на ТЭЦ 70%

температура возвращаемого конденсата  = 100 С;

5.  Температурный график сети в расчетном режиме = 150/70С.

6.  Коэффициент продувки парогенератора  = 0,015, где -расход пара из парогенератора (брутто).

7.  Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения = 0,012, где - расход пара из парогенератора (нетто).

8.  Внутристанционные потери конденсата = 0,013Dт.

9.  Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые) – 7.

10.  Давление в деаэраторе = 0.588 МПа.

11.  Схема приготовления добавочной воды парогенератора – химводоочистка. Восполнение потерь конденсата осуществляется в конденсаторе турбины.

12.  Температура химически очищенной  воды = 30С.

13.  Недогрев воды в подогревателях высокого давления = 3С, в подогревателях низкого давления = 5С, а в СП1 = 5^ОС и СП2 = 4^ОС.

14.  Коэффициент полезного действия теплообменников = 0.98.

15.  Электромеханический к.п.д. генератора = 0.98.

16.  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.

17. Принимаем по заводским данным потерю давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей в количестве 8% давления в отборе, потери давления на пути от турбины до СП 6%.

4.1.1 Расчет сетевой подогревательной установки

1.  Температура сетевой воды на выходе из СП 2:

                                 (14)

 116,4 (° С).