D=80,275 + 0,138298 · D + 17, 126 925
Абсолютні витрати пари у відборах:
DI=0,0611 · D=0,0611 · 113,03=6,906133 кг/с;
DII=0,0728 · D=0,0728 · 113,03=8,228584 кг/с;
DIII=0,0683177 · D + 35,33=0,0683177 · 113,03 + 35,33=43,05194963 кг/с;
DIV== 0,050773899 · 113,03 - 0,654489583=5,084484221 кг/с;
DV=0,015124791 · D + +21,37324495=0,015124791 · 113,03 + +21,37324495=23,0828 кг/с.
? DОТБ=+86,353950851 кг/с.
DПСГ=0,731884 · D - 56,048755=0,731884 · 113,03 - 56,048755=26,676094 кг/с.
D =? DОТБ + DК=86,353951 + 26,676094=113,03 кг/с.
Перевірка результатів по балансу потужностей.
== К ·,
де К=
Таким чином, отримуємо
NI=К · DI · Нi5=0,00097614 · 6,906133 · 200,55=1,351978277 МВт;
NII=К · DII · Нi4=0,00097614 · 8,228584 · 310,18=2,491443301 МВт;
NIII=К · DIII · Нi3=0,00097614 · 43,0519496 · 449=18,86910381 МВт;
NIV=К · DIV · Нi2=0,00097614 · 5,084484 · 596,45=2,96028168 МВт;
NV=К · DV · Нi1=0,00097614 · 23,0828 · 786,77=17,72753657 МВт.
=+43,400343638 МВт.
NПСГ=К · DПСГ · НiПСГ=0,00097614 · 26,676094 · 829,58=21,60193336 МВт.
NЕ=NПСГ +=+43,400343638 + +21,60193336=+65,002276998 МВт (нев'язка незначна, NЕ=65 МВт).
Перевірка значення витрати пари в ПСГ.
Витрата пари, певний по балансу потоків конденсату в системі регенерації:
? DК=
Невязка, віднесена до витраті пари на турбіну:
? DК=
Витрати пари на регенеративні підігрівачі.
Підігрівач ПВД №5D5=0,0407 · D=0,0611 · 113,03=6,906133 кг/с;
ПВД №4D4=0,0501 · D=0,0728 · 113,03=8,228584 кг/с;
ПВД №3D3=0,0675 · D=0,0264 · 113,03=2,983992 кг/с;
Деаератор
кг/с;
ПНД №2
D2=0,050773899 · D - 0,654489583=
=0,050773899 · 113,03 - 0,654489583=5,084484 кг/с;
ПНД №1
Витрати теплоносіїв по іншим елементам теплової схеми.
Витрата пари на деаератор Д - 1,2:
Витрата пари на підігрівач сирої води.
Кількість живильним води, поданого в котел.
DПВ=1,04342 · D=1,04342 · 113,03=117,93776 кг/с.
4.11 Розрахунок підігрівача мережної води
Коефіцієнт, що враховує втрати тепла в підігрівачі, приймаємо рівним КПСГ=1,003. Температурний напір в підігрівачі -? T=4 0С.
Температура конденсату при РК=0,0675 МПа: tК=89 0С, отже, температура мережної води на виході з підігрівача становитиме.
При температурі зворотної мережної води tОБР=70 0С, визначаємо з рівняння теплового балансу її витрата через підігрівач:
4.12 Енергетичні показники ПТУ
1) Питома витрата пари на турбіну:
) Повний витрата тепла на турбоустановку:
) Абсолютний електричний ККД турбоустановки:
4) Повний витрата тепла на виробничі споживачі.
Тут ctК - ентальпія повернення конденсату з виробництва, ctОБР=- ентальпія води, що йде на заповнення втрат пари і зворотного конденсату у споживача тепла.
) Витрата тепла на опалення.
) Витрата тепла на вироблення електроенергії на турбоустановці.
) ККД ПТУ з вироблення електроенергії.
) Витрата тепла на паровий котел.
Тут визначена при РК=9,81 МПа і
) ККД транспорту теплового потоку ПТУ.
) ККД ПТУ з вироблення електроенергії брутто.
де? ПК=0,92 - ККД парового котла.
) ККД ПТУ з відпуску теплової енергії (брутто).
де? Т=0,99 - ККД теплообмінників теплових споживачів.
) Питомі витрати умовного палива з відпуску електричної та теплової енергії.
) Питома вироблення електричної енергії на тепловому споживанні.
) Питома витрата теплоти брутто.
4.13 Оцінка економічної ефективності реконструкції
Передбачається, що реконструюються турбіна ПТР - 65/70 - 90/11 буде заміщати виробити свій ресурс турбіну типу ПТ - 60 - 90.
Економічний ефект від реконструкції будемо визначати виходячи з більшої теплової економічності нової турбіни на теплофікаційних режимах роботи в порівнянні з турбіною ПТ - 60 - 90.
Дані по турбіні ПТ - 60, необхідні для розрахунку, отримані у відділі ПТС і планово-економічному відділі ІвТЕЦ - 2 для режиму роботи з номінальною електричної навантаженням і тепловим навантаженням відборів аналогічної прийнятої для розрахунку теплової схеми турбіни ПТР - 65/70 -90/11:
річний виробіток електроенергії: Wгод...
