Расчет тепловой схемы турбоустановки в трех режимах, выбор основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ в городе Магадан, страница 7

40. Внутренняя мощность турбины:

                                               Ni = ;    /2/                                                   (53)

Ni=9.3*313.7+8.2*398.7+(1.33+12.1+2.68+82.1)*495+8.04*651.2+

+4.5*745+(1.505+29.9)*785+(29.6+3.731)*819+

+(7.97+0.011+0.654+1.795)*1150= =127.3 МВт.

41. Электрическая мощность турбогенератора:

Nэ = Ni;                                                       (54)

Nэ = 127.3*0.98 = 124.8 МВт;

небаланс мощности -Nэ =  0.2МВт, что составляет 0.13%.

42. Уточнение расхода пара на турбину:

      =Rрег;                                                  (55)

      =1.16= 0.2кг/с.

43. Уточнение расхода пара на турбину:

      = Dт+;                                                        (56)

      =203.4 + 0.2 = 203.6 кг/с.

44. Уточнение значения коэффициента регенерации:

      =;                               (57)

      ==1.16.

4.1.5 Энергетические показатели ПТУ

45.

Удельный расход пара:      

   (58)

d=

46. Удельный расход тепла.

/4/                                        (59)

где Q_ПР=Д_ПР(i₁ -  i_вк)=82,1(3000-419)=211784 кВт;

;

47. КПД цикла:

;                                                (60)

4.2 Режим 2. Средняя тепловая нагрузка

отопительного период

4.2.1 Расчет сетевой подогревательной установки

Из температурного графика находим, что для средней температуры отопительного периода (- 11,3 ° С) необходимая мощность отборов турбин должна составлять 2302 ГДж/ч или 639,5 МВт.

Электрическая мощность турбины Nэ = 124.6 МВт из диаграммы режимов /13/.

t_ПС = 87.5^ОС,

t_ОС = 46^ОС.

          Нагрузка покрывается только СП.

Коэффициент загрузки отопительного отбора по формуле 4:

  к_ОТБ == 0,9.

          Отопительная нагрузка на данном режиме:

=*;                                                          (61)

=128.1*0.9=115.5 МВт.

Температура сетевой воды на выходе из СП 1 по формуле 15 (принят равномерный подогрев):

t_СП1^ВЫХ = (87,5 – 46)/2 + 46 = 66,75 (° С).

Таблица 8 – Параметры основных точек сетевой подогревательной установки

	tОС = tСП1ВХ	tСП1ВЫХ = tСП2ВХ	tКОН1	tСП2ВЫХ	tКОН2
Температура, ° С	46	66,75	71,75	87,5	91,5
Энтальпия, кДж/кг	192.5	279,4	300,3	366,4	383,3
Давление в подогревателе, МПа			0,034		0,074
Давление в отборе, МПа			0,036		0,079

Расход сетевой воды по формуле 17:

==664.23 кг/с.

Расход пара на сетевой подогреватель нижней ступени по формуле 18:

= =25.3 кг/с.

Расход пара на сетевой подогреватель верхней ступени по формуле 19:

= =25.8 кг/с.

Тепловая нагрузка подогревателей по формулам 20 и 21:

=664.23*(279,4 – 192.5) = 57.8 МВт;

=664.23*(366.4 – 279.4) = 57.7 МВт.

4.2.2 Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности промышленного отбора по формуле 22:

= = 0.57.

Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов по формулам 23 и 24:

     = = 0.28                                                                                       

     = = 0.25

Расход пара на турбину по формуле 25:

Задаемся коэффициентом регенерации =1.16 /2/: =1.16*(+0.57*82.1+0.28*25.3+0.25*25.8) = 198.2 кг/с.

Давления в нерегулируемых отборах пересчитываем по формуле 26:

 МПа;

 МПа;

 МПа;

 МПа.

Дальнейший расчет представлен в пункте 4.4 пояснительной записки.

4.3 Режим 3. Летняя тепловая нагрузка горячего водоснабжения

4.3.1 Расчет сетевой подогревательной установки

          Тепловая нагрузка ГВС равна 20% от полной отопительной нагрузки станции = 1222.2*0.2 = 244.4 МВт

Электрическая мощность турбины Nэ = 124.6 МВт из диаграммы режимов /13/.

t_ПС = 63.5^ОС,