Национальная металлургическая академия Украины

49600, г. Днепропетровск-5, пр. Гагарина, 4

_________________________________

Редакционно-издательский отдел НМетАУ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ, МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ

НАЦИОНАЛЬНАЯ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ УКРАИНЫ

Ю.А. ГИЧЁВ

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Часть II

Днепропетровск НМетАУ 2011

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ, МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ

НАЦИОНАЛЬНАЯ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ УКРАИНЫ

Ю.А. ГИЧЁВ

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Часть II

Утверждено на заседании Ученого совета академии

в качестве конспекта лекций. Протокол № 15 от 01.01.2001

Днепропетровск НМетАУ 2011

УДК 621.311

Гичёв электростанции. Часть ІІ: Конспект лекций.- Днепропетровск: НМетАУ, 2011. – 59 с.

Изложены принципы расчета тепловых схем и выбора оборудования ТЭС. Рассмотрены компоновка главного корпуса и вопросы эксплуатации ТЭС. Приведены примеры расчета тепловых схем, основанные на ситуациях, возникающих при эксплуатации ТЭС.

Предназначен для студентов специальности 8(7). – теплоэнергетика.

Илл. 15. Библиогр.: 9 наим.

Ответственный за выпуск , д-р техн. наук, проф.

Рецензенти: , д-р техн. наук, проф. (ДНУЖТ)

, канд. техн. наук, доц. (НМетАУ)

академия Украины, 2011

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….…….4

1. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС.….….……5

1.1. Основные положения к выбору оборудования и расчету тепловых схем…………………………………………………………………………….……..5

1.2. Выбор основного оборудования………………………………………...6

1.2.1. Выбор турбины и определение расхода пара на турбину......6

1.2.2. Выбор парогенераторов…..……………………………….…11

1.3. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды…….13

1.3.1. Построение процесса расширения пара в турбине………...13

1.3.2. Определение расходов пара из регенеративных отборов

турбины………………………………………………………………......................16

1.4. Оборудование системы регнеративного подогрева питательной

воды………………………………………………………………………….............21

1.4.1. Подогреватели высокого давления……….…………….…...21

1.4.2.Деаэрторы……………...………………………………............22

1.4.3.Подогреватели низкого давления………..……………..........25

1.5. Анализ тепловых схем ТЭС…………………………………………….26

1.5.1. Определение показателей тепловой экономичности по

результатам расчёта тепловой схемы……………………………………………..26

1.5.2.Анализ тепловых схем методом коэффициента ценности

теплоты и методом изменения коэффициента мощности турбогенератора........28

2. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЭС……...32

2.1. Расположение ТЭС..………………………………...………………….32

2.2. Компоновка главного корпуса ТЭС...…….…………………………...34

2.3. Особенности пуска агрегатов и энергоблоков ТЭС….………………35

2.4. Эксплуатация турбогенераторов………...…………………………….38

2.5. Эксплуатации регенеративных и сетевых подогревателей……..…...41

3. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС………………………..……43

ЛИТЕРАТУРА..………..…………………………………………………………...58

ВВЕДЕНИЕ

В первой части конспекта «Тепловые электростанции» для студентов специальности 8(7). – теплоэнергетика изложены основные сведения о тепловых электростанциях (ТЭС) и рассмотрены принципы построения тепловых схем ТЭС: выбор начальных и конечных параметров пара, промежуточный перегрев пара и системы регенеративного подогрева питательной воды. В первой части представлены тепловые схемы ТЭС на базе основных типов турбин, что позволяет приступить к изложению принципов расчета тепловых схем и выбора основного и вспомогательного оборудования ТЭС. Эти вопросы рассматриваются во второй части конспекта.

Во второй части конспекта изложены также вопросы размещения и компоновки главного корпуса ТЭС, рассмотрены основные принципы эксплуатации ТЭС: особенности пуска энергоблоков, экстремальные моменты эксплуатации энергоблоков и прочее.

Во второй части приведены примеры расчета тепловых схем, основанные на ситуациях, возникающих при эксплуатации ТЭС. Примеры расчета могут быть использованы студентами для закрепления теоретического материала дисциплины.

Конспект лекций составлен в соответствии с рабочей программой и учебным планом дисциплины «Тепловые электростанции», учитывает связь дисциплины с другими дисциплинами, которые читаются студентам специальности 8(7).: «Котельные установки», «Тепловые двигатели», «Источники теплоснабжения», «Вторичные энергоресурсы» и другие.

Конспект лекций может быть использован студентами специальности 8(7). при разработке курсовых проектов, дипломных проектов и выпускных работ.

При разработке дипломных проектов специалистов и выпускных работ магистров по ряду вопросов потребуется углубление знаний. Это возможно путем использования рекомендуемой литературы в конспекте [1-4], в которой рассматриваются особенности работы ТЭС на примере большого разнообразия турбин и схем компоновки электростанций, приведены полные расчеты тепловых схем, вопросы экономии топлива и экологии.

1 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС

1.1 Основные положения к выбору оборудования и расчету тепловых схем

Оборудование тепловых схем ТЭС разделяется на 2 группы:

1) основное оборудование (парогенераторы и турбины);

2) вспомогательное оборудование, которое включает:

- регенеративные подогреватели питательной воды;

- деаэраторы;

- расширители продувочной воды парогенераторов;

- систему отвода пара сальниковых уплотнений;

- оборудование для подготовки добавочной химочищенной воды;

- паропреобразователи (испарительные установки);

- теплообменники, утилизирующие пар эжекторов и пар сальниковых уплотнений;

- подогреватели сетевой воды (для ТЭЦ);

- редукционно-охладительные установки;

- пиковые водогрейные котлы (для ТЭЦ);

- конденсатные, дренажные, питательные и сетевые насосы (для ТЭЦ);

- трубопроводы, запорная арматура, системы автоматики и прочее.

В целом выбор оборудования и расчет тепловых схем электростанций включают:

- выбор турбин и парогенераторов в соответствии с заданной тепловой и электрической нагрузкой;

- построение принципиальной тепловой схемы, которая в значителной степени зависит от выбора турбины, определяющей выбор парогенератора, систему регенеративного подогрева питательной воды, узел конденсации отработавшего пара, способ добавки химочищенной воды и прочее;

- расчет тепловой схемы, который производится в следующей последовательности:

а) определяется расход пара на турбину в соответствии с заданной тепловой и электрической нагрузкой;

б) производится построение процесса расширения пара в проточной части турбины на iS-диаграмме;

в) определяется характеристика теплоносителей в узловых точках тепловой схемы, к которым относятся регенеративные подогреватели, деаэраторы, подогреватели сетевой воды и другие теплообменники;

г) составляется паровой баланс тепловой схемы путем суммирования потоков пара и уточняется расход пара;

д) определяется электрическая мощность турбогенератора по уточненному расходу пара;

е) определяются показатели тепловой экономичности схемы по окончательным результатам расчета (к. п.д., удельные расходы теплоты и топлива).

Содержание и объем расчета тепловых схем зависит от задачи расчета:

- разработка нового энергоблока;

- проектирование станции на основе серийно выпускаемого оборудования;

- выполнение проекта реконструкции или модернизации действующей электростанции;

- расчет тепловой схемы для выбора наиболее экономичного режима эксплуатации.

Для конденсационных ТЭС расчеты включают номинальный, максимальный и минимальный режимы работы.

Для ТЭЦ расчеты включают следующие режимы:

- при номинальных тепловой и электрической нагрузке;

- при максимально-зимней тепловой нагрузке, соответствующей наиболее низкой температуре наружного воздуха;

- при тепловой нагрузке, соответствующей средней температуре наружного воздуха наиболее холодного месяца отопительного периода;

- при тепловой нагрузке, соответствующей средней температуре наружного воздуха за отопительный период (среднезимний режим);

- летний режим работы (при отсутствии отопительной нагрузки);

- без отпуска тепловой энергии внешнему потребителю (конденсационный режим).

1.2 Выбор основного оборудования

1.2.1 Выбор турбины и определение расхода пара на турбину

При проектировании электростанции турбины обычно выбирают из числа серийно выпускаемых:

· для конденсационных ТЭС – турбины типа «К»;

· для ТЭЦ возможны следующие варианты (в зависимости от вида преобладающей тепловой нагрузки):

- при доминировании отопительной нагрузки устанавливают конденсационные турбины типа «Т»;

- при наличии в равной степени отопительной и технологической нагрузки устанавливают конденсационные турбины типа «ПТ», а при стабильной технологической нагрузке промышленных предприятий устанавливают турбины противодавления «Р», «ПР»;

- при значительных изменяющихся технологических нагрузках промпредприятий и больших отопительных нагрузках возможна установка всех вышеперечисленных типов турбин, объединенных в секцию ТЭЦ, что позволяет мобильно реагировать на изменяющиеся тепловые нагрузки.

В комплекте с турбиной завод-изготовитель обычно поставляет конденсатор, эжекторные установки, систему маслоснабжения, регенеративные подогреватели питательной воды, конденсатные, дренажные и питательные насосы.

Основным параметром работы турбины является расход пара, определяемый по диаграмме режимов работы (прилагается к паспорту турбины), которая представляет семейство характеристик турбины в виде зависимости:

Dтi = f(Nэi), (1.1)

где Nэi – электрическая нагрузка;

Dтi – соответствующий расход пара.

Расход пара определяется из выражения:

Dтi = Dxx + kx·Nэi, (1.2)

где Dxx – расход пара на холостом ходу при отсутствии электрической нагрузки, необходимый для преодоления сопротивления вращению ротора турбины;

kx – угловой коэффициент характеристики турбины.

Расход пара на холостом ходу определяется коэффициентом холостого хода х, который выражается в долях от номинального (паспортного) расхода пара на турбину Dн:

х = Dxx/Dн. (1.3)

Коэффициент холостого хода зависит от типа турбины:

· для конденсационных турбин - хк = 0,03 ÷ 0,05;

· для турбин противодавления - хп = 0,10 ÷ 0,15.

Определение расхода пара на турбину иллюстрируются графиком на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – К определению расхода пара на турбину

Угловой коэффициент определяется выражением:

, (1.4)

где Nн – номинальная (паспортная) электрическая мощность турбогенератора.

Номинальный расход пара Dн и номинальная электрическая мощность турбогенератора Nн определяют номинальный удельный расход пара на выработку электроэнергии:

, (1.5)

соответственно

, (1.6)

и с учетом выражения (1.3)

. (1.7)

С учетом номинальных показателей Dн, Nн и dн выражение (1.4) представляется следующим образом:

или

. (1.8)

С учетом выражений (1.7) и (1.8) уравнение (1.1) принимает вид:

. (1.9)

В том случае, если турбина имеет регулируемые отборы (отопительные или промышленные) к расходу пара, вычисленного по электрической нагрузке, следует присоединять дополнительный расход пара, учитывающий недовыработку мощности отборным паром:

, (1.10)

где Dотб – количество пара, поступающего в регулируемые отборы;

yотб – коэффициент недовыработки мощности пара, уходящего в отборы:

, (1.11)

здесь і1, іотб и ік – соответственно, энтальпии пара на входе в турбину, в отборах и пара поступающего в конденсатор.

С учетом дополнительного расхода пара уравнение (1.9) принимает вид:

(1.12)

Диаграмма режимов работы турбины состоит из семейства линий (1.1) при различных режимах работы турбины: конденсационном (без регулируемых отборов и с отборами) и противодавленчиском. Построение диаграммы основывается на уравнениях (1.9) и (1.12).

Пример диаграммы режимов работы турбины представлен на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Диаграмма режимов работы турбины

В верхней части диаграмма ограничивается максимально возможным расходом пара на турбину , который определяется максимальной пропускной способностью головной части турбины (гчт): регулирующих клапанов, фильтров, сопловых сегментов, регулирующей ступени и прочее.

В нижней части диагрмма ограничивается конденсационным режимом работы турбины без регулируемого отбора пара в соответсвии с уравнением (1.9).

Слева диаграмма ограничена режимом работы турбины в противодавлении, т. е. расход потока пара в конденсатор Dк практически равен нулю (остается вентиляционный охлаждающий поток), а пар уходит из турбины через отбор.

Режим работы, ограничивающий диаграмму справа, обусловлен полным использованием максимальной пропускной способности турбины. Загрузку турбины до максимума производят путем подачи дополнитеольного потока пара Dдоп и отвода этого потока через регулируемый отбор, т. е. догрузка турбины по пару осуществляется режимом противодавления, поэтому линии режимов, ограничивающие диаграмму слева и справа, паралельны.

Дополнительный поток пара увеличивает электрическую мощность турбогенератора сверх номинальной Nн. Максимальная электрическая мощность может составить Nmax = (1,20÷1,25)·Nн.

Расход пара на турбину можно определить также по формуле:

, кг/с, (1.13)

где βр – коэффициент регенерации, учитывающий увеличение расхода пара в турбину из-за отборов пара на регенеративный подогрев питательной воды;

Nэ – заданная электрическая мощность турбогенератора, кВт;

Ні – использованній в турбине теплоперепад конденсационного потока пара (Hi = i1 - iк);

ηэм – электромеханический к. п.д. турбогенератора;

Dот, Dпр – расходы пара в отопительные и промышленные отборы;

yот, yпр – коэффициенты недовыработки мощности паром отопительного и промышленного отборов:

, , (1.14, 1.15)

где іот, іпр – энтальпии пара в отопительном и промышленном отборах.

Значение коэффициента регенерации зависит от начальных параметров пара, количества отбираемого пара через регенеративные отборы и температуры подогрева питательной воды. Средние значения коэффициентов регенерации в зависимости от начального давления пара:

Р1, МПа

3,5

9,0

13,0

24,0

βр

1,10

1,13

1,15

1,24

По значения коэффициента регенерации можно судить о доле пара, отводимого на регенерацию (10, 13, 15, 24%).

1.2.2 Выбор парогенераторов

Осуществляется на основе следующих данных:

1) начальные параметры пара (P1, t1), подаваемого в турбину;

2) наличие или отсутствие промежуточного перегрева;

3) расход пара на турбину (Dт);

4) вид сжигаемого топлива, который определяет систему подготовки топлива перед сжиганием, конструкцию топочного устройства, конструкцию горелочных устройств и в целом состав и характеристику оборудования топливногазовоздушного тракта.

Подход к выбору парогенератов для КЭС и ТЭЦ отличается. Производительность парогенераторов для КЭС определяется максимальным расходом пара на турбину с учетом расходом пара на собственные нужды и запаса пара до 3 %:

. (1.16)

Запас 3 % включает гарантийный допуск, учитывает возможность снижения в допустимых пределах параметров пара, получаемого в парогенераторе, ухудшение вакуума в конденсаторе турбины и утечки пара при его транспортировке от парогенератора к турбине. Для КЭС обычно применяют блочную схему, в которой резервный парогенератор не предусматривается. Варианты блочных схем представлены на рисунке 1.3:

1 – моноблок;

2 – моноблок с двухкорпусным парогенератором;

3 – дубль-блок.

Рисунок 1.3 – Варианты блочных схем ТЭС

Схемы 2 и 3 обеспечивают более экономичную генерацию пара при резком снижении или увеличениии нагрузки на турбогенератор.

На ТЭЦ блочная схема используется крайне редко. Применяется в основном централизованная схема присоединения парогенераторов и турбин. Для ТЭЦ, обслуживающих большие промышленные районы с резко изменяющимися тепловыми нагрузками применяют секционную схему, в которой устанавливают несколько типов турбин, что обеспечивает быстрое реагирование на изменяющуюся тепловую нагрузку (см. рис. 1.4).

Рисунок 1.4 – Принципиальная тепловая схема секции ТЭЦ

ПМ – переключающая магистраль;

ППП – паропровод промышленного потребления;

ППГ – пиковый парогенератор;

ОМТС, ПМТС – обратная и подающая магистрали тепловой сети;

БН – бустерный насос;

СН – сетевой насос;

ПВК – пиковый водогрейный котел;

СП – сетевой подогреватель.

Количество парогенераторов ТЭЦ принимается по суммарному потреблению пара:

, (1.17)

где Dсн – расход пара на собственные нужды;

Dрез – резервный расход пара.

Параметры пара, получаемого в парогенераторах, учитывают потери давления и температуры при транспортировке пара от парогенератора к турбине:

Парогенератор

Турбина

Р, МПа

t, ⁰С

Р, МПа

t, ⁰С

13,75

565

12,75

560

25,00

545

23,5

540

1.3 Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды

1.3.1 Построение процесса расширения пара в турбине

Построение процесса расширения пара в турбине необходимо для определения параметров пара, поступающего в теплообменники системы регенеративного подогрева питательной воды.

Пример построения представлен для турбины К (см. рис. 1.5).

К – 200 – 130:

К – конденсационная турбина;

200 – номинальная мощность турбины, МВт;

130 – давление пара, поступающего в турбину, атм. (12,8 МПа).

I…VII – отборы пара и соответствующие подогреватели.

Рисунок 1.5 – Принципиальная тепловая схема ТЭС на базе турбины К.

При проектировании ТЭС на основе серийно выпускаемых турбин для построения процесса расширения пара из паспортных данных турбины выбирают:

· давление пара в отборах (PI…PVII);

· внутренний относительный к. п.д. цилиндров турбины ().

Давление и температура промежуточного перегрева пара: Pпп = 2,25 МПа, tпп = t1 = 560ºC;

Давление пара на выходе из турбины P2 = 3,5 кПа.

Построение процесса расширения пара на iS-диаграмме представлено на рисунке 1.6.

Точка 1 соответствует состоянию пара перед турбиной и определяется на диаграмме пересечением изобары Р1 и изотермы t1.

Точка 1΄ соответствует состоянию пара после пароподводящих элементов турбины (стопорный клапан, паровой фильтр, регулирующий клапан):

, (1.18)

где ΔР1 – потери давления в пароподводящих элементах турбины, ΔР1 = 0,05Р1.

Потери давления представляются дросселированием, а точка 1΄ определяется соответственно пересечением изоэнтальпии і1 = const с изобарой Р1΄.

Располагаемое теплопадение определяется пересечением адиабаты из точки 1΄ с изобарой РІІ, соответствующей состоянию пара на выходе из ЦВД. Использованное теплопадение в ЦВД определяется произведением:

Рисунок 1.6 – Построение процесса расширения пара

(1.19)

Точка II, соответствующая состоянию пара на выходе из ЦВД, определяется пересечением горизонтали, проходящей через нижний уровень использованного теплопадения в ЦВД, с изобарой РІІ.

Точка 1΄ и ІІ соединяются политропой расширения пара в ЦВД, которая без существенной погрешности может быть представлена прямой линией 1΄ІІ .

Точка І, соответствующая состоянию пара в отборе І, получается пересечением линий 1΄ІІ с изобарой РІ.

Давление пара после промежуточного перегрева:

, (1.20)

где Рпп – давление, при котором пар отводится на промежуточный перегрев (Рпп = РІІ);

ΔРпп – потери давления в системе промежуточного перегрева, ΔРпп = 0,1Рпп.

Точка ІІ΄, соответствующая состоянию пара после промперегрева, определяется пересечением изобары Рпп΄ с изотермой tпп = t1.

Точка ІІ и ІІ΄ соединяются произвольной пунктирной линией, т. к. измение состояние пара на этом участке не имеет отношения к расширению пара в турбине.

Давление в точке ІІ″, характеризующей состояние пара перед расширением в ЦСД:

, (1.21)

где ΔРІІ – потери давления на входе пара в ЦСД, ΔРІІ = 0,025РІІ΄.

Потери давления представляются дросселированием, точка ІІ″ определяется соответственно пересечением изоэнтальпии iII′ = const с изобарой РІІ″.

Построение процесса расширения пара в ЦВД и ЦНД аналогично построению процесса расширения в ЦВД:

(1.22)

(1.23)

Потери давления при перепуске пара из ЦСД в ЦНД и при выходе пара из турбины в конденсатор соответственно составят: ΔРVІ = 0,025РVІ и ΔРк = 0,025Р2.

Результаты построения процесса расширения пара в виде параметров состояния пара в характерных точках расширения сводятся в таблицу. Данные таблицы используются для расчета теплообменников системы регенеративного подогрева питательной воды.

1.3.2. Определение расходов пара из регенеративных отборов турбины

Количество пара, поступающего из отборов в соответствующие теплообменники (ПНД и ПВД) системы регенеративного подогрева питательной воды вычисляются из теплового баланса подогревателей:

, (1.24)

где - расход пара из і-того отбора в i-тый подогреватель;

и - энтальпии пара, поступающего из отбора в подогреватель, и конденсата, образующегося при нагреве воды;

- к. п.д. подогревателя, ;

- расход питательной воды через подогреватель;

, - энтальпия питательной воды на входе и выходе из подогревателя;

Если пренебречь расходом продувочной воды в котле, потерями пара и расходами пара на собственные нужды: , т. е. расход питательной воды равен расходу пара на турбину, а уравнение теплового баланса подогреваможно представить в виде равенства отношений:

, (1.25)

где - доля пара, поступающего из i-того отбора, от расхода пара на турбину.

Задача расчета заключается в определении αі для всех подогревателей системы регенеративного подогрева питательной воды.

Методика расчёта представлена на примере турбины К (см. рис. 1.5.), для которой ранее рассматривался процесс расширения пара.

Расчёт начинается с верхнего ПВД, в котором происходит окончательный подорев питательной воды, т. е. известна температура подогрева . При расчёте следует учитывать потери давления пара в линиях отборов, т. е. потери на участке от камеры отбора пара в турбине до подогревателя. Эти потери учитываются путём газодинамического расчёта, если известна длина и конфигурация линий паропровода, или оцениваются ориентировочно в пределах 6 ÷ 12% от давления в камере отбора, т. е. давление на входе в подогреватель соответственно составит: .

Потери теплоты через наружные поверхности паропровода и подогревателя учитывается через КПД подогревателя .

Схема к определению расходов пара из регенеративных отборов турбины на ПВД приведена на рис. 1.7.

I… Доля пара, отбираемого на верхний ПВД составит:

, (1.26)

где – энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя,

соответствуюющая , т. е. ;

Рисунок 1.7 – К определению расхода пара из регенеративных отборов турбины на ПВД

- энтальпия питательной воды на входе в данный подогреватель или на выходе из предыдущего подогревателя: .

Температура питательной воды на выходе из предыдущего подогревателя определяется разностью:

, (1.27)

где - температура конденсата греющего пара во втором подогревателе, определяемая как температура насыщения при давлении ;

- температура недогрева питательной воды.

Энтальпия пара на входе в подогреватель определяется из результатов расчета процесса расширения пара в турбине (см. 1.3.1), а энтальпия конденсата определяется в соответствии с давлением пара перед подогревателем , как температура насыщения при этом давлении (по таблицам водяного пара).

II… Доля пара, отбираемого в следующий за верхним ПВД подогреватель, составит:

, (1.28)

где - учитывает дополнительный поток теплоты, поступающий в подогреватель II с конденсатом сливаемым из подогревателя I.

Дополнительный поток теплоты появляется вследствие более высокой температуры конденсата в подогревателе I по сравнению с температурой конденсата в подогревателе II.

III… Доля пара, отбираемого в нижний ПВД, определяется совместно с паром, поступающим в деаэратор, т. к. оба теплообменника присоединены к

одному отбору:

, (1.29)

где - повышение энтальпии воды в питательном насосе, которое определяется выражением:

, (1.30)

где - средний удельный объем питательной воды в насосе;

- повышение давления воды в питательном насосе;

- внутренний гидравлический к. п.д. питательного насоса, .

Повышение энтальпии воды в питательном насосе может составить 21 ÷ 42 кДж/кг, т. е. повышение температуры воды составит 5 ÷ 10 ºС.

Энтальпия питательной воды на выходе из предыдущего подогревателя определяется с учетом температуры недогрева : .

Энтальпия пара на входе в подогреватель определяется из результатов расчета процесса расширения пара в турбине, а энтальпия конденсата определяется как температура насыщения при давлении пара перед подогревателем .

При расчете расходов пара из отборов в ПНД следует учитывать неполноту потока питательной воды из-за отсутствия конденсата греющего пара, отбираемого в ПВД.

Схема к определению расходов пара из регенеративных отборов на ПНД приведена на рисунке 1.8.