Дроссельные клапана: ДК-1,2 обеспечивают регулирование давления в испарительной и пароперегревательных частях в период выхода на стабильный режим работы.
2.4 Эксплуатация турбогенераторов
1. Для надежной и экономичной эксплуатации турбогенераторов должны быть обеспечены:
· надежность работы основного и вспомогательного оборудования;
· нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования;
· готовность принятия номинальной электрической и тепловой нагрузок.
2. Пуск турбины запрещается в следующих случаях:
· отклонения показателей теплового и механического состояния турбины от допустимых значений;
· неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
· дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
· неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их автоматического включения;
· отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;
· отклонение качества свежего пара по химическому составу от норм.
3. По условию эксплуатационной безопасности разгрузка и остановка турбины осуществляется в следующих случаях:
· заедание стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
· заедание регулирующих клапанов или обратных клапанов отбора;
· неисправностей в системе регулирования;
· нарушение нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без остановки турбины;
· увеличение вибрации опор свыше 7,1 мм · с-1;
· выявление неисправностей технологических защит, действующих на останов оборудования;
· обнаружение течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
· отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;
· обнаружение недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.
4. Автомат безопасности срабатывает при повышении частоты вращения ротора турбины на 10-12 % сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем. При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:
· стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;
· стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;
· отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.
5. Турбина должна быть немедленно отключена персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит в случаях:
· повышения частоты вращения ротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;
· недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;
· недопустимого снижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;
· недопустимого снижения уровня масла в масляном баке;
· недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
· воспламенения масла на турбоагрегате;
· недопустимого понижения перепада давления «масло – водород» в системе уплотнений вала генератора;
· недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала генератора;
· отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения генератора (для бензинэжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
· отключения генератора из-за внутреннего повреждения;
· недопустимого повышения давления в конденсаторе;
· недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;
· внезапного повышения вибрации турбогенератора;
· появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;
· появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;
· недопустимого снижения температуры свежего пара после промперегрева;
· появление гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;
· обнаружения разрыва или сквозной трещины на не отключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
· недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;
· прекращения протока охлаждающей воды через статор генератора;
· исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.
Последовательность действий обслуживающего персонала осуществляется в соответствии с противоаварийной инструкцией, которая определяет порядок ликвидайии аварии в зависимости от аварийного режима турбоустановки.
2.5 Эксплуатации регенеративных и сетевых подогревателей
1. Операции при включении регенеративных и сетевых подогревателей:
· заполняется водой трубная система и производится ее опрессовка;
· проверяется плотность системы (по отсутствию течи и водомерному стеклу);
· открываеюся задвижки на входе и выходе воды;
· закрывается задвижка на обводной линии;
· открывается отсос воздуха из корпуса подогревателя;
· производится прогрев и дренажирование паропровода греющего пара;
· прогревается корпус подогревателя;
· открывается паровая задвижка и после появления уровня конденсата в водоуказательном стекле открывается дренажная линия и включается регулятор уровня.
2. Операции при отключении подогревателей:
· закрывается паровая задвижка;
· открывается задвижка обвода воды минуя подогреватель;
· закрываются задвижки входа и выхода воды;
· отключаются дренажные линии и линии отсоса воздуха.
3. Регулируемые теплофикационные отборы включают в работу при нагрузке, обеспечивающей вентиляционный пропуск пара в конденсатор турбины, соблюдая следующую последовательность:
· вводят в работу регуляторы давления и устанавливают давление в отборах в соответствии с давлением подключаемых магистралей отборного пара;
· проверяют работу предохранительных и обратных клаапанов на паропроводах отборного пара;
· открывают задвижки, соединяющие турбину с магистралями отборного пара;
· включают систему автоматического регулирования электрической нагрузки и давления пара в отборах.
4. Особенности эксплуатации подогревателей:
4.1 При нормальной работе подогревателей их эксплуатация заключается:
· в наблюдении за состоянием подогревателей и параметрами, характеризующими их работу;
· в устранении отклонений от нормального режима работы;
· в производстве профилактических мероприятий и в систематическом опробовании защит и блокировок.
4.2 Важнейшим показателем работы подогревателей является температура нагрева воды, а для регенеративных подогревателей и величина недогрева воды до температуры насыщения греющего пара. Причем последняя величина характерна для подогревателей без пароохладителей, т. к. при наличии пароохладителя температура подогрева воды может превышать температуру насыщения греющего пара.
Отклонение температур подогрева воды и температуры недогрева от расчетных указывает на ненормальную работу подогревателя, требует выявления и устранения причин.
4.3 При эксплуатации подогревателей необходимо следить за уровнем конденсата и за исправной работой конденсатоотводчиков и регуляторов уровня. Не допускается работа при отсутствии уровня, а также при слишком высоком уровне конденсата в корпусе подогревателя. В первом случае возможен проскок пара в нижний подогреватель, во втором – уменьшается поверхность основной (конденсационной) части подогревателя, что может послужить причиной недогрева питательной воды.
4.4 В случае неисправности подогревателей их выводы из работы в ремонт не связаны с остановкой турбины, т. е. могут производится при работающем агрегате.
3. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС
Пример 1
На ТЭС необходимо реконструировать устаревшую систему регенеративного подогрева питательной воды. С целью обоснования энергетической целесообразности реконструкции следует определить основные показатели работы электростанции до и после реконструкции, пользуясь данными таблицы при условии, что давление в конденсаторе турбин рк = 5 кПа; внутренний относительный к. п.д. турбины ηоі = 0,82; электромеханический к. п.д. турбогенераторов ηэм = 0,98; к. п.д. котельной ТЭС ηк = 0,88; к. п.д. теплового потока ηтп = 0,98; доли затрат электрической и тепловой энергии на собственные нужды есн = 0,07 и qсн = 0,02.
Исходные данные
Наименование показателей
Варианты
1
2
3
Электрическая мощность электростанции, Nэ, МВт
12
18
24
Начальные параметры пара:
- давление, Р0, МПа
- температура, t0, °С
3,5
435
3,6
440
3,7
445
Давление в регенеративных отборах пара; Ротб, МПа
0,10
0,11
0,12
Решение примера 1
Определяется расход пара в турбины, к. п.д. электростанции и удельный расход топлива на выработку электроэнергии до и после реконструкции системы регенеративного подогрева питательной воды. Принимается во внимание, что устаревшая система регенеративного подогрева практически не давала позитивного эффекта.
Расход пара в турбины до реконструкции определяется электрической мощностью станции без учета работы отборов системы регенеративного подогрева питательной воды:
; (1)
где i0; iks – энтальпии пара, соответственно, перед турбинами и в конце изоэнтропного расширения до давления в конденсаторах турбин, кДж/кг.
Значение i0 и iks определяются по is - диаграммам водяного пара:
К. п.д. электростанции (нетто) определяются произведением:
, (2)
где: ηк = 0,88; ηoi = 0.82; ηэм = 0,98; ηтп = 0,98; есн = 0,07; qсн = 0,02; (даны в задании)
Термический к. п.д. цикла электростанции ηt без учета работы питательных насосов определяется выражением:
, (3)
где iḱ – энтальпии конденсата на выходе из конденсатора паровой турбины.
Значение iḱ при условии, что конденсат в конденсаторе не переохлаждается, определяется давлением в конденсаторе Pк = 5 кПа по таблице свойств воды и водяного пара, iḱ = 137,8 кДж/кг:
Результаты расчета:
Показатели
Формулы для расчета
Варианты
1
2
3
i0, кДж/кг
Задание
3310
3317
3325
iks, кДж/кг
По is-диаграмме
2128
2125
2120
Dт, кг/с
1
13,46
20,02
24,78
ηt, доли ед
3
0,373
0,375
0,378
ηсн, доли ед
2
0,236
0,237
0,238
Расход пара на турбины после реконструкции с учетом работы регенеративных отборов пара при сохранении неизменной электрической мощности станции Nэ = idem определяется формулой:
Dт́ = Dт + у · Dотб, (4)
где у – коэффициент недовыработки мощности паром регенеративных отборов:
(5)
здесь iотб – энтальпия пара поступающего в отборы;
Dотб – расход пара из отборов турбин на регенеративный подогрев питательной воды;
Значение Dотб обычно выражается в долях расхода пара на турбину:
Dотб = αDт́, (6)
Доля отбора пара α по тепловому балансу смешивающего подогревателя (Dт́ – Dотб)·iḱ + Dотб·iотб = Dт́·iпв, (без учета потерь теплоты в окружающую среду) составит:
, (7)
После подстановки в формулу (4) выражения (6) формула для определения расхода пара на турбины с учетом регенеративных отборов принимает вид:
, (8)
По формуле (8) расход пара на турбины с учетом отборов Dт́ определяется через ранее известное значение расхода пара Dт (без отборов) и значения α и у.
Для определения у по формуле (5) вычисляется конечная энтальпия пара, поступающего в конденсатор:
ik = i0 – (i0 – iks)·η0i, (9)
и методом построения процесса расширения пара в is - диаграмме определяется энтальпия пара в отборах.
Энтальпия питательной воды после регенеративного подогрева iпв определяется по таблицам воды и водяного пара. При этом температура питательной воды принимается равной температуре насыщения при давления пара в отборах tпв = tн отб.
Результаты расчета:
Показатели
Формула для
расчета
Варианты
1
2
3
ik, кДж/кг
9
2341
2340
2337
iотб, кДж/кг
По is-диаграмме
2695
2705
2718
y, доли ед
5
0,365
0,374
0,386
tпв, ºС
По таблицам воды и водяного пара
100
102
105
iпв, кДж/кг
417
429
439
α, доли ед
7
0,109
0,113
0,117
Dт́, кг/с
8
14,02
20,89
25,95
Dотб, кг/с
6
1,53
2,36
3,04
К. п.д. электростанции с введением регенеративного подогрева определяется выражением (2), в котором термический к. п.д. регенеративного
цикла определяется соотношением:
, (10)
Относительное увеличение к. п.д. электростанции определяется соотношением:
, % (11)
Результаты расчета:
Показатели
Формула для расчета
Варианты
1
2
3
ηt(р), доли ед
10
0,392
0,395
0,398
ηс(р)н, доли ед
2
0,248
0,250
0,252
Δηсн, %
11
5,1
5,5
5,9
Удельный расход условного топлива на 1 кВт·ч отпущенный со станции электроэнергии определяется выражениями:
, г/кВт·ч (12)
, г/кВт·ч (13)
Относительные снижения удельного расхода топлива определяется соотношениями:
, % (14)
или
, (15)
Результаты расчета:
Показатели
Формула для расчета
Варианты
1
2
3
вэотп, г/кВт·ч
12
521
519
517
вэотп(р), г/кВт·ч
13
496
492
488
Δвэотп, %
14, 15
4,8
5,2
5,6
Пример 2
В промышленной зоне возникла дополнительная потребность в паре. Для покрытия этой нагрузки решено использовать ранее не полностью загруженный производственный отбор пара турбины типа «ПТ», установленной на действующей промышленной ТЭЦ. Для оценки энергетической целесообразности следует определить основные показатели работы турбины, отпускающей внешним потребителям пар из промышленного отбора (теплофикационные отопительные отборы выключены), и экономию топлива по сравнению с отпуском пара из котельной ТЭЦ, пользуясь данными таблицы при условии, что начальные параметры пара (давление, температура) P0 = 12,7 МПа, t0 = 540 °С; давление в конденсаторе pк = 4 кПа; коэффициент регенерации βр = 1,15; внутренний относительный к. п.д. турбины η0i = 0,85; электромеханический к. п.д. турбогенератора ηэм = 0,98; к. п.д. котельной установки ηк = 0,89; энтальпия питательной воды iпв = 950 кДж/кг; энтальпия возвращаемого на станцию конденсата iвк = 500 кДж/кг; доля возвращаемого конденсата φвк = 1.
Исходные данные
Наименование показателей
Варианты
1
2
3
Электрическая мощность турбины, Nэ, МВт
60
80
135
Давление пара в производственном отборе, Рпр, МПа
1,0
1,2
1,4
Количество пара, отпускаемого из производственного отбора, Dпр, т/ч
120
160
270
Решение примера 2
Расход пара на турбину определяется по формуле:
, (1)
где Hi – использованный в турбине перепад конденсационного потока пара;
упр – коэффициент недовыработки мощности паром производственного отбора.
Использованный в турбине теплоперепад Hi определяется методом построения процесса расширения пара на is-диаграмме по формуле:
Hi = (i0 – iks)η0i (2)
где i0 – энтальпия пара перед турбиной (в начале расширения), по i-s диаграмме i0 = 3460 кДж/кг;
iks – энтальпия пара в конце изоэнтропного расширения до давления в конденсаторе турбины, по i-s диаграмме iks = 1900 кДж/кг.
Использованный в турбине теплоперепад составил Hi = 1250 кДж/кг.
Коэффициент недовыработки мощности паром промышленного отбора упр определяется выражением:
, (3)
где iпр, iк – энтальпии пара соответственно в промышленном отборе и пара поступающего в конденсатор.
Энтальпия пара в промышленном отборе iпр определяется пересечением линии расширения пара в турбине ОК на i-s диаграмме с изобарой промышленного отбора пара Pпр.
Результаты расчета:
Показатели
Формулы для расчета
Варианты
1
2
3
iпр, кДж/кг
По is-диаграмме
2935
2955
2968
yпр, доли ед
3
0,580
0,596
0,606
Dт, т/ч
1
282,82
377,73
644,41
Удельная выработка электроэнергии на внешнем тепловом потребителе определяется отношением:
, (5)
где 
- количество электроэнергии, вырабатываемой паром из промышленного отбора турбины: 
= Dпр(i0-iпр)ηэм;
Qпр – количество теплоты, отданной внешним потребителям через промышленный отбор пара: 
= Dпр(iпр – φвкiвк).
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, представленная как отношение разности энтальпий, получается в безразмерном виде:
,
Для получения размерности следует использовать коэффициент 106/3600 = 278 кВт·ч/ГДж:
, (6)
Результаты расчета:
Показатель
Формула для расчета
Варианты
1
2
3
, кВт·ч/ГДж
6
58,7
56,5
54,3
Увеличение доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении от общей ее выработки сокращает конденсационную выработку электроэнергии и, соответственно, повышает экономичность электростанции за счет уменьшения потерь теплоты в конденсаторе. Численные значения обычно находятся в пределах 50÷180 кВт·ч/ГДж, возрастая с повышением начальных параметров пара и понижением параметров пара в отборах (6).
При раздельном отпуске тепловой и электрической энергии пар внешним потребителям отпускается непосредственно из котельной ТЭЦ. Это потребует увеличения расхода пара с котельной (
) в количестве эквивалентном по теплоте расходу пара через производственный отбор:
, (7)
Отношение разности энтальпий в выражении (7) показывает, во сколько раз увеличение расхода пара из котельной меньше расхода пара из отбора турбины для получения одного и того же количества отпускаемой внешнем потребителям теплоты (пар из котельной имеет более высокий потенциал, чем отборный пар из турбины).
Вместе с этим при раздельном отпуске тепловой и электрической энергий и сохранение турбогенератором прежней выработки электроэнергии уменьшается расход пара из котельной ΔDк″ на турбину, т. к. в турбине отключается промышленный отбор и ранее отбираемый пар в полной мере срабатывает свой потенциал в конденсационном потоке:
, (8)
В целом увеличение выработки пара в котельной ТЭЦ вследствие раздельного отпуска тепловой и электрической энергий определяется разностью:
,
,
. (9)
Результаты расчета:
Показатель
Формула для расчета
Варианты
1
2
3
ΔDk, т/ч
9
29,12
37,34
61,50
Комбинированный отпуск тепловой и электрической энергий внешним потребителям по сравнению с раздельным исключает перерасход пара с котельной ТЭЦ (ΔDк), что приводит к соответствующей экономии условного топлива:
, (10)
Результаты расчета:
Показатель
Формула для расчета
Варианты
1
2
3
ΔВy, т/ч
10
3,12
4,00
6,58
Пример 3
Аварийная ситуация на ТЭЦ металлургического предприятия, связанная с нарушением герметизации группы подогревателей высокого давления (ПВД), что привело к снижению температуры питательной воды перед котлом. Определить перерасход топлива вследствие аварийного отключения ПВД и разработать мероприятия по компенсации потерь топлива за счет использования вторичных энергоресурсов. Расчеты выполнить, используя данные таблицы с учетом того, что начальные параметры пара (давление, температура) Р0 = 12,7 МПа, t0 = 540ºС; температура питательной воды до и после отключения ПВД 
пв= 230 ºС и 
пв= 165 ºС; давление пара в отопительном отборе Рот = 0,2 МПа; давление и энтальпия пара в конденсаторе турбины Рк = 5 кПа, iк = 2230 кДж/кг; давление и расходы сухого насыщенного пара КУ и СИО соответствуют параметрам пара в отборах; к. п.д. котельной установки η = 0,90; к. п.д. теплового потока η = 0,98; энтальпия добавочной воды iдоп = 100 кДж/кг, время работы технологических печей в течение года τп = 4500 ч.
Исходные данные
Наименование показателей
Обозна-чение
Единицы измерения
Варианты
1
2
3
Электрическая мощность турбины
NЭ
МВт
50
60
135
Расход питательной воды через ПВД
DПВ
кг/с
95
125
205
Давление пара в промышленном отборе
РПР
МПа
1,2
1,4
1,6
Расход пара в промышленном отборе
DПР
кг/с
35
50
90
Расход пара в отопительном отборе
DОТ
кг/с
25
30
60
Решение примера 3
Перерасход топлива из-за отключения ПВД определяется при условии, что мощность турбоустановки остается неизменной.
Компенсация перерасхода осуществляется за счет использования пара котлов-утилизаторов (КУ) и систем испарительного охлаждения (СИО) технологических печей. Пар КУ и СИО подают внешним потребителям вместо теплофикационного отборного пара. Это позволяет уменьшить поток пара через регулируемые теплофикационные отборы турбины, увеличить в ней конденсационный поток пара и сохранить мощность турбины на прежнем уровне без перерасхода топлива, сжигаемого в котле.
Вычисление перерасхода топлива.
Количество теплоты, передаваемое питательной воде в ПВД, определяется выражением:
, (1)
где СР – средняя изобарная теплоемкость в интервале температур 
, СР = 4,51 кДж/кг · К.
Параметры пара в отборах на ПВД и деаэратор принимается для турбины типа «ПТ» по данным, приведенным в [7]: РПВД = 3,30 МПа, iПВД = 3190 кДж/кг, РДА = 1,47 МПа, iДА = 3010 кДж/кг. Расчеты выполняются для параметров пара верхнего ПВД, определяющего температуру питательной воды на входе в котел.
Коэффициент недовыработки мощности Y и ценности теплоты ζ для отборов пара на ПВД и деаэратор определяются выражениями:
; (2)
; (3)
; (4)
, (5)
где i0 – энтальпия свежего пара, определяемая по i-S – диаграмме или по таблицам свойств водяного пара;
kс – коэффициент тепловой схемы, определяемый выражением:
; (6)
здесь 
- энтальпия кипящей воды при начальном давлении Р0 и энтальпия конденсата при давлении в конденсаторе РК, определяемые по таблицам свойств водяного пара.
Расход пара на ПВД определяется выражением:
, (7)
где 
- энтальпия конденсата пара регенеративного отбора на ПВД при давлении РПВД, определяемая по таблицам свойств водяного пара (потерей давления пара при его транспортировке от отбора до ПВД пренебрегаем).
Количество теплоты, которое вносит сливаемый из ПВД конденсат в деаэратор, определяется уравнением:
, (8)
где 
- энтальпия питательной воды в деаэраторе в соответствии с давлением в деаэраторе РДА, определяемая по таблицам свойств водяного пара для деаэратора повышенного давления РДА = 0,7 МПа.
При отключении ПВД соответствующий подогрев питательной воды будет производится в экономайзере котла за счет теплоты сжигаемого в котле топлива. Коэффициент ценности теплоты котельного топлива ξк = 1, что больше, чем коэффициент ценности теплоты пара из отбора на ПВД: ξПВД < 1. Использование для подогрева питательной воды более ценной теплоты вызовет перерасход топлива.
Вместе с тем поток конденсата из ПВД не будет поступать в деаэратор, что потребует увеличения отбора менее ценного пара на деаэратор взамен отбора пара на ПВД (ξда < ξпвд) и даст небольшую экономию теплоты.
В целом перерасход теплоты при выключении ПВД составит:
(9)
Перерасход топлива в результате выключения ПВД составит:
, (10)
где QУТ – теплота сгорания условного топлива, QУТ = 29,3 МДж/кг.
Результаты расчета:
Показатели
Формулы для расчета
Варианты
1
2
3
1
2
3
4
5
DПВ, кг/с
Из задания
95
125
205
QПВД, МВт
1
27,85
36,64
60,10
Продолжение результатов расчета:
1
2
3
4
5
РПВД, МПа
Л.[7]
3,30
3,30
3,30
iПВД, кДж/кг
Л.[7]
3190
3190
3190
iк, кДж/кг
Из задания
2330
2330
2330
i0, кДж/кг
По is-диаграмме
3460
3460
3460
уПВД
2
0,761
0,761
0,761
РДА, МПа
Л.[7]
1,47
1,47
1,47
IДА, кДж/кг
Л.[7]
3010
3010
3010
уДА
3
0,602
0,602
0,602
i′0, кДж/кг
По таблицам водяного пара
1519
1519
1519
i′к, кДж/кг
По таблицам водяного пара
138
138
138
kс
6
0,356
0,356
0,356
ξПВД
4
0,825
0,825
0,825
ξДА
5
0,687
0,687
0,687
i′ПВД, кДж/кг
По таблицам водяного пара
1034
1034
1034
DПВД, кг/с
7
12,92
16,99
27,88
i′ДА, кДж/кг
По таблицам водяного пара
697
697
697
QКОНД, кВт
8
4871
6405
10511
ΔQк, МВт
9
4,202
5,528
9,067
ΔВк, кг. у.т./с
10
0,1627
0,2141
0,3511
Компенсация перерасхода топлива на ТЭЦ вследствие отключения ПВД возможна за счет использования пара вторичных энергоресурсов, который ранее использовался недостаточно эффективно. Мероприятия, компенсирующие перерасход топлива, заключаются в сооружении паропроводов пара КУ и СИО от производственных цехов, где технологические печи оборудованы КУ и СИО, до ТЭЦ. Причем 60% перерасхода топлива предполагается компенсировать подачей пара КУ в систему промышленного отбора турбины, а 40% подачей пара СИО в систему отопительных отборов, что соответствует соотношению расходов пара в регулируемых теплофикационных отборах для турбин типа «ПТ» [8], а также соответствует соотношению расходов пара отборов по заданию.
Компенсация перерасхода пара составит:
- от использования пара в КУ
; (11)
- от использования пара СИО:
; (12)
Экономия теплоты от подачи утилизационного пара в системы теплофикационных отборов турбины в соответствии с распределением компенсации перерасхода топлива составит:
; (13)
. (14)
Расход теплоты и массы утилизационного пара составит:
; 
; (15, 16)
; (17)
; (18)
В соответствии с заданием параметры пара КУ и СИО совпадают с параметрами пара, соответственно, промышленного и отопительного отборов. Причем утилизационный пар и пар отборов в расчетах принимается как сухой насыщенный.
Коэффициенты недовыработки мощности и ценности пара отборов определяются выражениями:
; (19)
; (20)
; (21)
, (22)
где iпр, iот – энтальпии пара промышленного и отопительных отборов, определяется давлением пара в отборах по таблицам свойств водяного пара для сухого насыщенного пара.
В результате подачи утилизационного пара в систему промышленных и отопительных отборов соответственно в количестве DКУ и DСИО расходы пара через отборы уменьшаются и составят:
; (23)
. (24)
Результаты расчета:
Показатели
Формулы для расчета
Варианты
1
2
3
ΔBКУ, кг. у.т./с
(11)
0,0976
0,1285
0,2107
ΔBСИО, кг. у.т./с
(12)
0,0651
0,0856
0,1404
QКУ, МВт
(13)
2,521
3,317
5,440
QСИО, МВт
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
