турбіну турбоживильних насоса
Стосовно до варіанту прийнятої в розрахунок енергоустановки визначення витрати пари на турбіну ТПН виконано наступним чином.
Параметри конденсатного насоса пароперегрівача.
Насос прийнятий з гідротурбін приводом (ГП), що живиться водою відбору від напірного патрубка ТПН. Тип насоса конденсатний гідротурбонасос КГТН.
Потужність КГТН
кгтн=pкгтн? Gкгтн? vкгтн/(h кгтн? 1000), кВт,
де ркгтн - тиск насоса; pкгтн=Рвих пвд - 7 - Рвих пп + D РТР;
Рвих пвд - 7=8,12 МПа - тиск нагрівається середовища на виході з
ПВД - 7 (таблиця 3);
Рвих пп=5,88 МПа - тиск гріючого середовища на виході з ПП
(таблиця 4);
D РТР=0,05? (Рвих пвд - 7 - Рвих пп) - опір трубопроводу
(прийнято в розрахунок); кгтн=(8,12 - 5,88)? 1,05=2,352 МПа; кгтн=Gпп=0,096208 Gт - 7,508335 кг/с - масова подача насоса; кгтн=v? (р=5,88 МПа)=0,0013148 м3/кг - питома обсяг
перекачується рідини
h кгтн=0,8 - ККД насоса (прийнято в розрахунок) .кгтн=2,352? 106? (0,096209 Gт - 7,50846)? 0,0013148/(0,8? 1 000)=
=0,3719 Gт - 29,024 кВт.
Витрата силової води на гідропривід (див. п. 8.4.2) гп=1000? Nкгтн/(vгп? D РГП? H гп), кг/с.
Тут Nкгтн - потужність гідроприводу рівна потужності насоса, кВт; гп - питомий об'єм силової води, м3/кг; гп=v (р=9,7 МПа, t=164,96 оС)=0 , 0011015 м3/кг;
р=9,7 МПа - тиск води на виході з поживного
насоса (рисунок 1);=164,96 оС - температура води на виході з деаератора
(таблиця 13.4);
D РГП - перепад тиску спрацьовує на гідроприводі, Па;
D РГП=РПН - D РТР;
РПН=8,7 МПа - тиск живильного насоса (п.5.1);
D РТР=0,3 МПа - гідравлічні опору трубопроводу
силовий води (прийнято в розрахунок);
h гп=0,8 - ККД гідроприводу (прийнято в розрахунок) .гп=1000? (0,3719 Gт - 29,024)/[0,0011015? (8,7 - 0,3)? 106? 0,8]=
=0,0502426 Gт - 3,921, кг/с/
Параметри турбоживильних насоса
Масова подача ТПН
тпн=Gвих.д + Gгп=Gт + 0,004Gт + 0,0502426 Gт - 3,921=
=1,0542426 Gт - 3,921 кг/с.
Тиск ТПН ртпн=8,70 МПа (п.5.1).
Питома обсяг перекачується водитпн=0,0011015 м3/кг (дорівнює питомій обсягом силовий води гідроприводу).
h тпн=0,8- ККД турбоприводу (прийнято по прототипу).
Потужність ТПН
Nтпн=pтпн? Gтпн? vтпн/(h тпн? +1000)=
=8,7? 106? (1,0542426 Gт - 3,921)? 0,0011015/(0,8? 1 000)=
=12,62858 Gт - 46,9689, кВт.
Витрата пари на ТПН
птпн=Nтпн/(h мех.тпн? Н i тпн),
де h мех.тпн=0,98 - механічний ККД турбоприводу (прийнято по прототипу);
Н i тпн=573,39 кДж/кг - внутрішній теплоперепад, спрацьовує на турбіні ТПН (п.12.8) .птпн=(12,62858 Gт - 46,9689)/(0,98? 573,39)=0,022474 Gт - 0,083586 кг/с.
. Витрата пари на головну турбіну
Як уже зазначалося, в результаті дозволу системи рівнянь теплових балансів отримано значення витрат середовища у всіх гілках робочого контуру, але всі вони виражені через витрата пари на головну турбіну Gт. Для визначення чисельного значення величини Gт складають рівняння балансу механічної енергії комплексу головна турбіна - генератор електроенергії .
Стосовно до варіанту прийнятої в розрахунок енергоустановки визначення витрати пари на головну турбіну виконано наступним чином.
Внутрішня потужність турбіни
i т=Рг/(h ген? h мех.т)=1000? 103/(0,98? 0,98)=1041,2327? 103 кВт.
Значення ККД генератора електроенергії і механічного ККД турбоагрегату в розрахунок прийняті по 0,98. Величини цих ККД можуть бути і істотно більші - до 0,985 ... 0,99 (наприклад, для ЮУАЕС h ген== 98,92%).
стЦВД=iвх1ст - iвих1ст=75,58 кДж/кг; стЦВД=iвх2ст - iвих2ст=73,98 кДж/кг; стЦВД=iвх3ст - iвих3ст=52,6 кДж/кг; стЦВД=iвх4ст- iвих4ст=55,65кДж/кг; стЦВД=iвх5ст - iвих5ст=64,97 кДж/кг; стЦНД=iвх1ст - iвих1ст=133,47 кДж/кг; стЦНД=iвх2ст - iвих2ст=123,94 кДж/кг; стЦНД= iвх3ст - iвих3ст=124,77 кДж/кг; стЦНД=iвх...
