0,681056hОУ + 1,49466 = 234,42a8 + 1,49466 + 8,8 + 217,7a
+ 2,515hОУ = 208,166 + 24,55 a8 (1.5.25)
Подставим (1.5.25) в формулу (1.5.19):
a8q8 = aк7 (hв8 – 208,166 + 24,55 a8)·
(1.5.26)2277,58a8 = (0,686856·219,84 – 0,686856(208,166 + 24,55a8)
a8 = 0,00351
hОУ = 208,155 + 24,55·0,00351
hОУ = 208,252 кДж/кг
Подставим это значение в формулу (1.5.23).
aк7hСМ3 = aк7 hОУ - (aОУ + aэ)(hОУ -
)0,686856 hСМ3 = 0,681056·208,252 + 1,49466
1.6 Материальный баланс пара и конденсата
Доли отборов пара из турбины:
a1 = aп1 + aшт = 0,0506 + 0,002 = 0,0526
a2 = aп2 = 0,0961
a3 = aп3 + aтп = 0,043 + 0,0618 = 0,1048
a4 = aд = 0,01657
a5 = aп4 = 0,02721
a6 = aп5 = 0,03025
a7 = aп6 = 0,020463
a8 = aп7 = 0,047951
a9 = aп8 = 0,00351
Пропуск пара в конденсатор турбины:
a
= a0 - ΣaI - aу - aупл - aОУ (1.6.1)где a0 = 1 – весь пар,
ΣaI = 0,399454 – сумма всех долей расходов пара,
aу = 0,002 – доля расхода пара на утечки,
aупл = 0,002 – доля расхода пара на уплотнение,
aОУ = 0,001 – доля расхода пара на охладитель уплотнений.
a
= 1 – 0,399454 – 0,002 – 0,002 – 0,001a
= 0,595546Количество конденсата в конденсаторе:
a
= aк7 - a8 - aэ - aОУ - aтп - aдв (1.6.2)где aк7 = 0,686856 – доля расхода конденсата на ПНД № 7,
a8 = 0,00351 – доля расхода конденсата на ПНД № 8,
aэ = 0,004 – доля расхода конденсата на эжектор,
aОУ = 0,0018 – доля расхода конденсата на охладитель уплотнений,
aтп = 0,0618 – доля расхода конденсата на турбину привода,
aдв = 0,02 – доля расхода конденсата на добавочную воду,
a
= 0,686856 – 0,00351 – 0,004 – 0,0018 – 0,0618 – 0,02a
= 0,595746Определим погрешность материального баланса:
D =
D =
D = 0,034%, что меньше 0,2%, следовательно, погрешность удовлетворяет условию.
1.7 Энергетический баланс и расход пара на турбоагрегат
Данные, необходимые для расчета энергетического баланса и расхода пара на турбоагрегат, сведены в таблицу.
Таблица 1.7.1 – Суммарная работа пара в отдельных отсеках турбины
Отсек турбины | Давление пара, МПа | aj | Внутреннее теплопадение Нij, кДж/кг | Внутренняя работа на 1 кг свежего пара ajНij, кДж/кг |
0'-1 | 23,54-5,82 | a0-aшт=1-0,002=0,998=a0'1 | 286 | 285,43 |
1-2° | 5,82-4,13 | a1-2=a0'1-a1=0,998-0,0506=0,9474 | 89 | 84,32 |
2'-3 | 3,61-1,73 | a2'-3=a12-a2=0,9474-0,0961=0,8513 | 196 | 166,85 |
3-Д | 1,73-0,7 | a3-Д=a2'-3-a3-aтп==0,8513-0,043-0,0618=0,7465 | 132 | 98,54 |
Д-4 | 0,7-0,537 | aД-4=a3-Д-a4==0,7465-0,01657=0,72993 | 156 | 113,87 |
4-5 | 0,537-0,311 | a4-5=aД-4-a4=0,72993-0,02721=0,70272 | 138 | 96,98 |
5-6 | 0,311-0,15 | a5-6=a4-5-a5==0,70272-0,03025=0,67247 | 106 | 71,28 |
6-7 | 0,15-0,088 | a6-7=a5-6-a6=0,67247-0,020463=0,652007 | 92 | 59,58 |
7-8 | 0,088-0,0176 | a7-8=a6-7-a7==0,652007-0,047951=0,604056 | 208 | 125,64 |
8-К | 0,0176-0,00363 | a8-К=a7-8-a8==0,604056-0,00351=0,600546 | 174 | 104,5 |
Определяем расход пара на турбину:
Д0 =
(1.7.1)где Д0 – расход пара на турбину, кг/с,
WЭ = 500 МВ – номинальная мощность турбоустановки,
= 1207,39 кДж/кг – сумма внутренней работы на 1 кг свежего пара,hМ = 0,994 – механический КПД,
hГ = 0,99 – КПД генератора.
Д0 =
Д0 = 420,82 кг/с
Удельный расход пара на турбину:
d0 =
(1.7.2)где d0 - удельный расход пара на турбину, кг/кВт·ч;
Д0 = 420,82 кг/с – расход пара на турбину;
WЭ = 500 МВт – мощность турбины;
WТП=
(1.7.3)где aПВ = 1,015 – доля расхода питательной воды,
Vср = 0,0011 м3/кг – удельный объем пара,
РН = 34,5 МПа – давление питательного насоса,
РВ = 0,7 МПа – давление в деаэраторе,
hН = 0,805 – внутренний КПД насоса.
WТП=
WТП= 19727,68 кВт
a0 =
a0 = 2,915 кг/кВт·ч
Расходы пара и воды:
Дi = ai·Д0 (1.7.4)
где Дi – расход пара или воды, кг/с;
aI – доля расхода пара или воды,
Д0 = 420,82 кг/с – расход пара на турбину.
Д1 = a1·Д0 (1.7.5)
Д1 = 0,0526·420,82
Д1 = 22,14 кг/с
ДП1 = aП1·Д0 (1.7.6)
ДП1 = 0,0506·420,82
ДП1 = 21,29 кг/с
Д2 = a2·Д0 (1.7.7)
Д2 = 0,0961·420,82
Д1 = 40,44 кг/с
Д3 = a3·Д0 (1.7.8)
Д3 = 0,1048·420,82
Д3 = 44,1 кг/с
ДП3 = aП3·Д0 (1.7.9)
ДП3 = 0,043·420,82
ДП3 = 18,095 кг/с
Дд = aд·Д0 (1.7.10)
Дд = 0,01657·420,82
Дд = 6,97 кг/с
Д4 = a4·Д0 (1.7.11)
Д4 = 0,02721·420,82
Д4 = 11,45 кг/с
Д5 = a5·Д0 (1.7.12)
Д5 = 0,03025·420,82
Д5 = 12,73 кг/с
Д6 = a6·Д0 (1.7.13)
Д6 = 0,020463·420,82
Д6 = 8,61 кг/с
Д7 = a7·Д0 (1.7.14)
Д7 = 0,047951·420,82
Д7 = 20,18 кг/с
Д8 = a8·Д0 (1.7.15)
Д8 = 0,00351·420,82
Д8 = 1
Д
= a ·Д0 (1.7.16)Д
= 0,595546·420,82Д
= 250,62 кг/сКоличество пара, поступившего на промежуточный перегрев:
Дпп = aпп·Д0 (1.7.17)
где Дпп – количество пара, поступившего на промежуточный перегрев, кг/с;
aпп= 0,8513 – доля расхода пара на промежуточный перегрев;
Д0 = 420,82 кг/с – расход пара на турбину.
Дпп = 0,8513·420,82
Дпп = 358,24 кг/с
Паровая нагрузка парогенератора:
Дпг = aпг·Д0 (1.7.18)
где Дпг – паровая нагрузка парогенератора, кг/с;
aпг = 1,015 – доля расхода;
Д0 = 420,82 кг/с – расход пара на турбину.
Дпг = 1,015·420,82
Дпг = 427,13 кг/с
Расход пара на турбопривод:
Дтп = aтп·Д0 (1.7.19)
где Дтп – расход пара на турбопривод, кг/с;
aтп= 0,0618 – доля расхода пара;
Д0 = 420,82 кг/с – расход пара на турбину.
Дтп = 0,0618·420,82
Дтп = 26,01 кг/с
Расход добавочной воды:
Ддв = aдв·Д0 (1.7.20)
где Ддв – расход добавочной воды, кг/с;
aдв= 0,02 – доля расхода добавочной воды;
Д0 = 420,82 кг/с – расход пара на турбину.
Ддв = 0,02·420,82
1.8 Энергетические показатели турбоустановки и энергоблока
Полный расход тепла на турбоустановку:
Qту = Д0 (h0 - hпв)+Дпп(h
- h° ) (1.8.1)где Д0 = 420,82 кг/с – расход пара на турбину,
h0 = 3323 кДж/кг – энтальпия свежего пара,
hпв= 1172,36 кДж/кг – энтальпия питательной воды,
Дпп = 358,24 кг/с – количество пара, поступившего на промежуточный перегрев,
h
= 3540 кДж/кг – энтальпия пара в пароперегревателе,h°
= 2948 кДж/кг – энтальпия пара перед пароперегревателем.Qту = 420,82 (3323-1172,36) + 358,24 (3540-2948)
Qту = 1117110,405 кВт
Расход тепла турбоустановки на производство электроэнергии:
Q
= Qту – Ддв (hпв – hдв) (1.8.2)где Qту = 1117110,405 кВт – полный расход тепла на турбоустановку,
Ддв = 8,42 кг/с – расход добавочной воды,
hпв = 1172,36 кДж/кг – энтальпия питательной воды,
hдв = 125,75 кДж/кг – энтальпия добавочной воды,
Q
= 1117110,405-8,42·(1172,36-125,75)Q
= 1108297,949 кВт