/
Author: Баженов М.И. Богородский А.С.
Tags: электротехника теплоэнергетика теплотехника тепловые электростанции учебное пособие сборник задач энергетические установки
ISBN: 5-283-00144-X
Year: 1990
Text
M.I/I. Баженов
A.C. Богородский
СБОРНИК ЗАДАЧ
ПО КУРСУ
„ПРОМЫШЛЕННЫЕ
ТЕПЛОВЫЕ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ,,
Допущено Государственным комитетом СССР
по народному образованию в качестве
учебного пособия для студентов
теплоэнергетических специальностей вузов
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1990
ЬЬК 31.37
Б16
УДК 621.311.22(075.8)
Рецензенты: Б. С. Тунов и кафедра промышленной
теплоэнергегики
У ральско! о политех ни чес koi о инсти i у га
Баженов М. И., Богородский А. С.
Б16 Сборник задач по курсу «Промышленные те-
пловые электростанции»: Учеб, пособие для ву-
зов. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 128 с.: ил.
ISBN 5-283-00144-Х
Рассмотрены методы расчета и анализа принципиальных
тепловых схем энергетических установок, установок теплоснаб-
жения, технико-экономических показа! елей промышленных
ТЭС. В каждой главе приведены основные теоретические
сведения, формулы и справочные материалы, необходимые
для решения задач. Часть задач снабжена решениями, оста-
льные задачи—ответами. Большое внимание уделено утили-
зации вторичных энергоресурсов промышленных предприятий
и защите окружающей среды.
Для студентов технических вузов, а также инженерно-
технических работников—специалистов по промышленной эне-
ргетике.
2203070000-511
В 051(01)-90 ,<М“ ЮК 3137
Учебное пособие
Баженов Михаил Иванович, Богородский Алтсандр Сергеевич
СБОРНИК ЗАДАЧ ПО КУРСУ «ПРОМЫШЛЕННЫЕ
ТЕП ЛОВЫ Е ЭЛ EK I РОСТА 1ЩИ И»
Заведующий редакцией И. В. Волобуева
Редактор Н. М. Неу нова
Художественный редактор В. А. Гошк-Хошк
Технический редактор Н. В. Чи» >ра
Корректор 3. Б. Драновская
ИБ № 1832
Сдано в набор 25.12.89. Подписано в печать 22.05.90. Формат 60x88*/^
Бумага офсетная № 2 Гарнитура литературная Печап, офсетная Усл.
печ. л. 7,84. Усл. кр.-отт. 8.08 Уч.-изд. л. 9.14 Зираж 5600 экз.
Заказ 3622 Цена 30 к.
Энер!оатомиздат. 113114 Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени
МПО «Первая Образцовая тиши рафия» Государственного комитета
СССР по печати. 113054, Москва. Валовая, 28
ISBN 5-283-00144-Х (с Авторы, 1990
2
ПРЕДИСЛОВИЕ
Последнее издание задачника, наиболее близкое к курсу «Промыш-
ленные тепловые электростанции» (автор проф. В. В. Лукницкий), вышло
в свет в 1956 i. За истекшее время в энергетике страны, в том числе
и в промышленной теплоэнергетике, произошли огромные изменения.
Появились новые высокоэкономичные теплофикационные турбины,
возросли начальные параметры пара на ТЭС, произошло коренное
обновление парка энергетического оборудования. В настоящее время на
ТЭЦ работают теплофикационные установки единичной мощностью 250,
180, 100 МВт с начальными параметрами 13 и 24 МПа и 540—565' С.
Существенные изменения произошли в топливно-энергетическом
балансе страны. Большое внимание в настоящее время уделяется
эффективному использованию вторичных энергетических ресурсов
промышленности и комплексному использованию органического то-
плива.
Современные тенденции развития промышленной теплоэнергетики
в определенной мере отражены в учебнике «Промышленные тепловые
электростанции» под общей редакцией проф. Е. Я. Соколова, второе
издание которого вышло в 1979 г.
Предлагаемый задачник может служить учебным пособием для
студентов энергетических йузов и факультетов при освоении ими
базовой дисциплины. Поскольку задачник составлен на основе учеб-
ника «Промышленные тепловые электростанции», в нем до минимума
сокращена теоретическая часть и при необходимости дастся ссылка
на литературные источники; вместе с тем многие задачи приводятся
с подробными решениями; для однотипных задач даются только
ответы. Авторы старались сохранить обозначения, использованные
в названном учебнике.
Большое внимание в задачи»^- уделено вопросам экономической
эффективности комбиниров производства теплоты и электро-
энергии на ТЭЦ, анализу ь ь у тепловых схем промышленных
ТЭС, методике выбора осне. юги оборудования для различных
районов теплоэнергоснабжения.
Поскольку все более возрастает актуальность охраны окружающей
среды и рационального использования природных ресурсов, авторы
сочли необходимым главу задачника, посвященную этому вопросу,
расширить и дополнить задачами по оценке ущерба, наносимого
природной среде вредными выбросами промышленных предприятий.
С этой целью в приложении дается необходимый справочный
материал.
конкретных условиях их работы решается с помощью диаграммы
переменных режимов турбины, которая также приводи к я в задачнике.
Главы 1 (кроме задачи 1.11), 3, 5 и 6 написаны М. И. Баженовым,
гл. 2, 4, 7 и задача 1.11 А. С. Богородским, им же составлены
приложения (кроме диаграммы режимов турбины Т-100-130).
Авторы вполне допускают, что первое издание нового задачника
не будет свободно от недостатков как по охвату материала, гак
и по содержанию самих задач. Авторы с благодарностью примут
и учтут в последующей работе все замечания и предложения по
совершенствованию материала задачника. Замечания следует направ-
лять по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энер-
: оатомиздат.
Авторы
Глава первая
ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК И МЕТОДЫ ИХ РАСЧЕТА
Задача 1.1. Определить расход пара и термический КПД паротур-
бинной электростанции мощностью /V, = 12 МВт с начальными па-
раметрами пара />о = 3,5 МПа; /О = 435" С; давление в конденсаторе
/\ = 5 кПа; внутренний относительный КПД турбины r]oi = 0,82, эле-
ктромеханический КПД т)эм = 0,92.
Решение. Расход пара в паровой турбине связан с мощностью [10]
^ = Д(й0-йк.,.)т)01т)эм, (1.1)
где N3— электрическая мощность турбогенератора, кВт; D — расход
пара на турбину при работе без отборов, кг/с; h0, hKS — энтальпия
пара соответственно в начальной точке (перед турбиной) и в конце
изоэнтропного расширения (в конденсаторе), кДж/кг.
По заданным начальным и конечным параметрам р0, t0, рк можно
определить значения h0 и hKS либо аналитически с помощью
термодинамических функций, либо по таблицам и диаграммам водяного
пара. Последний метод для решения простых прикладных задач требует
меньших затрат времени. При решении задачи применен метод
с использованием таблиц и диаграмм [11 ]. На рис. 1.1 показан процесс
расширения пара в й, .s-диаграмме водяного пара. Точку 0 находят в поле
диаграммы на пересечении начальной изобары р0 и начальной изотермы
/о (заданы в условиях задачи). В точке 0 определяют начальную
энтальпию йо = 3303 кДж/кг и энтропию ,у0 = 6,9589 кДж/кг. От точки
0 строят изоэнтропный процесс расширения пара в проточной части
турбины (.у0= const) до пересечения с конечной изобарой рк. В точке
пересечения определяют йк^=2124 кДж/кг—энтальпию пара в конце
расширения. На рис. 1.1 так же показан действительный процесс
расширения пара с учетом потерь, характеризуемых КПД rioi. Для
построения действительного процесса находят конечную энтальпию
к = й0 -(h0 -hKS)По,- = 3303 -(3303 - 2124) 0,82 = 2336 кДж/кг.
На пересечении изобары рк и энтальпии й„ находят конечную
точку процесса К и соединяют ее с начальной точкой 0. Зная
энтальпию й0, йК5, по заданной мощности N3 находят расход пара
на турбогенератор, используя формулу (1.1):
N3 12 103
/) —--------------—----------------------— 13 49 кг/с
(Ао-МПо.П™ (3303-2124)-0,82-0,92
Для определения термического КПД цикла без учета работы
питательного насоса необходимо определить энтальпию конденсата
I'ite I I Процесс расширения пара в iyp-
(hiiic в Л, .v-диа! рамме
пн выходе из конденсатора паровой
урбины Л«. Если считать, что кон-
jicncai в конденсаторе не переох-
иаждастся, го значение энтальпии
жидкости Л'К = ЛЖ находяг по давле-
нию jj конденсаторе />„, пользуясь
I nt «лицами свойств водяного пара
III | при/>, = 5 КПа //„=137,8 кДж/кг.
1срмический КПД цикла Ренкина
о-//,, 3303-2124
Ло-А'. 3303^137,8
Задача 1.2. Как измени гея расход пара на турбину (см. преды-
дущую задачу), если будет применен регенеративный подогрев
ниппельной воды паром из отбора турбины ротв = 0,1 МПа в сме-
шивающем подогревателе до температуры /„.„=100 С? Определить
1ИКЖС, как изменится термический КПД. цикла с введением регене-
pat ивною подогрева.
Решение. Расход пара на турбину с отбором при той же
(лекфичсской мощности N,—12 МВт = idem находится по формуле
проф. В. И. Гриневецкого [10]:
Dr—D+yD„6 — т————г———+—--------— D,n(,, (1.2)
(//О ^к«)Ло»Лэм "О “к
где v = {hplR-h,)l(hv — Л„) — коэффициент недовыработки мощности па-
ром турбины; Догв — расход пара из отбора турбины па регенератив-
ный пОдогрев конденсата.
Огбэр /)„тС обычно выражают в долях расхода пара на i урбину
/\1тв = аРт, где а — доля отбора для смешивающего подогревателя.
Эта деля определяется по тепловому балансу подсн ревателя и со-
ставляет
(Л„.„ 'Л„)/(ЛОтб Лк).
Подставляя в (1.2) выражение для £>„,б, находим
/Д — D + yD„Te — D + yct-D,;
£>T=D/(l-ay).
Таким образом, расход пара на турбину с отбором находят
через ранее известное значение расхода пара на турбину
D и значения ot и j.
Длл определения у находят энтальпию пара в отборе Лот6 и конеч-
ную энтальпию пара Л„, пользуясь таким же методом построения
процесса расширения пара, как и в задаче 1.1: Л„тС = 2653 кДж/кг;
Л„ = 23 36 кДж/кг. Определяют значения а и г по приведенным выше
формулам, предварительно находя по таблицам воды и водяного
пара = 413 кДж/кг и Л'к= 137,7 кДж/кг (/„.„=100' С и /„ = 32,9° С):
/4„- Л' = 413-137Д
А<..б-Л'« 2653-137,7
0,109;
Аит6-Л,_2653-2336
Л0-Ав “3303-2336
По известным значениям a, г, I) далее находят
D
1-аг
13,49
1-0,109 0.328
= 13,99 кг/с;
£>отб = а£>т = 0.109 • 13,99 = 1,53 кг/с.
Проверка правильности решения:
DT = D+jDur6 = 13,49 + 0,328 -1,53= 13,99 кг/с.
Термический КПД никла с регенерацией
р _ (Ло - Лк,) (1 - а+) _ (3303 - 2124) (1 - 0,109 0,328)
П~ “ 3303-413~
Относительный прирост КПД
Т|,р-Г]< 0,393-0,372
Ап, = —-----" -100 = ---------
1 г), 0,372
100 = 5,6%.
Задача 1.3. Определить расход пара и термический КПД паротур-
бинной установки с параметрами пара перед турбиной р0=13МПа;
/О = 550‘ С; давление пара за турбиной /?, = 6,0 кПа; г)„, = 0,79; т):>м = 0,93;
/V., = 40 МВт. Турбина работает с выключенной регенерацией.
Ответ: =48,6 кг/с; т)( = 43%.
Задача 1.4. Определить расход пара и термический КПД паротур-
бинной установки с параметрами дп = 4 МПа; /О = 450 С; />, = 4 кПа
с регенеративным подогревом конденсата в грех смешивающих по-
догревателях (рис. 1.2) до температуры питательной воды /пв=150° С;
Г)„,=0,85; Г|,м = 0,93; Д., = 25 МВт.
Решение. Задача решается таким же методом, что и задача 1.2.
Предварительно определяют параметры и расходы отборов пара на
регенерацию /Д, Г)2, D3 в долях общего расхода пара на турбину £>,:
Р1=а)/7,; D2=a2DT; =
Параметры отборов pt, р2, р3 и hi, h2 и Л3 определяют
построением процесса расширения пара в А, л-диаграмме. Давления
в отборах определяют по температурам насыщения в смешивающих
подогревателях при заданном равномерном распределении подогрева
по ступеням. Интервал регенеративного подогрева определяю! задан-
ной /,,.в=150 С и /в = 28,6 С при р, = 4кПа. Интервал подогрева
Д/= /„„—/»= 150 — 28,6= 121,4 С. На ступень подогрева будет прихо-
Л Д/ 121,4 ,
диться Д/ст = у= - =40,5 С.
Температура насыщения третьего регенеративного отбора
/зн =+Д/СТ = 28,6+ 40,5 = 69,1 ° С.
Рис. 1.2. Принципиальная схема паротурбинной установки с гремя регенератив-
ными смешивающими подогревателями:
1— котел; 2—турбогенератор; 3 конденсатор; 4 регенеративный смешивающий подо-
греватель; 5 — насосы
По таблицам при найденной температуре /,„ = 69,Г С давление
в третьем отборе составит /^=30 кПа. Аналогично находят /2н и р2;
h« и р3 :
12н = 1* +А/ст +А/Ст= 28,6 + 40,5+40,5 = 109.6 С;
р2=0,142 МПа;
11 н = tK + ЗА/СТ — /2н + А/ст — 109,6 + 40,5 = 150,1 С.
Так как /„.„=150, подогрев в последней ступени следует принять
равным 40,4. Тогда /1Н = /П.„= 109,6 + 40,4= 150' С и /ц =0,475 МПа.
По процессу расширения пара в Л, .s-диаграмме с учетом
т]о( находят Ло = 3332 кДж/кг; Л„ = 2281 кДж/кг; Л3 = 2508 кДж/кг;
Л2 = 2718 кДж/кг; /?1=2908 кДж/кг. Затем по тем же формулам, что
и в решении задачи 1.2, находят иь yt, а2, у2, а3, у3:
Л1 -Й'1н
289,3-119,6
2508-2893
= 0,0765,
где
Л1н = ср/1„ = 4,19 -69,1 =289,3 кДж/кг;
й^=ср/ж=4,19-28,6= 119,6 кДж/кг;
/ц-й. 2508-2281 Лп1г
у т = --=---------= 0,216:
73 /г0-/гк 3332-2281
й'2„-й'1н 458-289,3 „ л
а - _£!L—=0,0747,
2 h2-h'2tt 2718-458
где Л'2н = ср/2„ = 4,19 • 109,6 = 458 кДж/кг;
h2-ht 2718-2281
У1 h0-hK 3332-2281
= 0,406;
Л'31,-Л'2|1 628-458
”‘ ~ h3-h'3„ ~ 2908 -628 ~ °’°746’
где //'1H = <•,, z i „= 4,19 150 = 628 кДж/кг;
Л3-й, 2908-2281
J1 ~ “ 3332-2281 = ’
Определяют расход пара на турбину с учетом регенеративных
отборов:
Dr =----------
(Ло-Лк)п.м
N-
, 25000
’ £ \ (3332 — 2281)-0,93-(1—0,0765x
1 - L а‘У‘
х 0,216 - 0,0747 0,406 - 0,0746 • 0,597) 28,4 КГ/С‘
Термический КПД цикла с регенерацией
(Л \
1-,?1а^7 (3332-2092) 0,908
чг ------г---~~------L=~--^~^ё--------=0’416-
"о—"п.в 3332 — 628
Термический КПД цикла без регенерации (для этих же параметров)
h0-hKS 3332-2092
Ао-/?; “3332-119,6
0,386.
Приращение КПД вследствие регенерации составит
ц,р —ц, 0,416-0,386
е=—--------------^=—------------=0,0777 или 7,77%.
Г]| 0,386
Задача 1.5. Определить расход пара на турбину К-12-35 при
равномерном подогреве питательной воды в смешивающих подогрева-
телях до температуры гп в= 140“ С. Начальные параметры пара
ГО = 435" С, />о = 3,5 МПа; конечное давление pt = 5 КПа; т)о, = 0,82;
Лэм = 0,95. Количество регенеративных отборов л = 4.
Ответ: £>, = 53,3т/ч.
Задача 1.6. Определить расход пара на турбину и увеличение
термического КПД цикла при введении пятиступенчатого регенератив-
ного подогрева питательной воды в турбине К-50-90. Начальные
параметры пара р0 = 9 МПа, /о = 500“ С; конечное давление рк = 5 кПа;
По/= 0,86; л™ = 0,97; „ = 200° С; все подогреватели смешивающего
типа; регенеративный подогрев по ступеням равномерный.
Ответ: £)т=197т/ч; е = Дц,/ц,= Ю%.
Задача 1.7. Решить предыдущую задачу при замене смешивающих
подогревателей на поверхностные. Недогрев до температуры насыще-
ния 0 = /от6 — /п.в = 5" С. Слив конденсата греющего пара отборов —
каскадный до конденсатора.
Ответ: £>т=195т/ч; е = Дт](/п1 = 8,9%.
Задача ii.8. Определить абсолютный КПД газотурбинной установки
(ГТУ), работающей по разомкнутому циклу при следующих условиях:
начальная icMiicparypa газа перед турбиной К; iCMnepaiypa
воздуха перед компрессором Т„ к = 290 К; степень повышения давления
в компрессоре 6, = ^ = 9; внутренний относительный КПД iурбины
r]oi = 0,86; адиабатный КПД компрессора т]ап = 0,8. Рабочее тело
воздух (А = 1,4).
Решение. Абсолютный КПД ГТУ
0,8 —(9
0,873 0,266
1,085
= 0,214 = 21,4%.
Задача 1.9. Для условий предыдущей задачи определить мощ-
ность ГТУ, если расход газов в турбине Gr = 50 кг/с, а расход
воздуха в компрессоре Gu = 48,5 кг/с. Электромеханический КПД
г| Ум =0,98.
Решение. Мощность ГТУ
Пал
к- 1
к
п/л:, 7 _L
'И т с: Г|о'Г)ал *-1
\ UK и £ к
ГТУ
11 эм •
»
4
Принимаем с” = Ср = I кДж/(кг • К). Тогда
. Г 290-48,5
/V, =----—-—
0,8
/ПО.2В6 ,7 1000 50-0,86 0,8
1 290- 48,5 -9°-2в6
•0,98 =
= 17581,25 0.875 0,305 0,98 = 4598,15 к Вт.
Задача 1.10. Определить температуру газа за газовой турбиной,
работающей с начальными параметрами: /?„.т=0,8 МПа; /Н Т=75О' С.
Давление на выхлопе турбины п„.т=0,125 МПа. Внутренний от-
носительный КПД турбины т|„; = 0,85. Рабочее тело воздух </с=1,4).
Решение. Степень понижения давления в турбине
Ет=Рн.т/А.т = 0,8/0,125 = 6,4. В случае адиабатного расширения газа
в турбине конечная температура на выхлопе
(7’ь. г )а = Тн. т/с/ * = 273 + 750/6,4’1 = 602 К.
С учетом адиабатного КПД
Т11.т = Гн.т-(7’в.т-(Гв.т)а)По/=1023-(1023-602) 0,85=
= 665,15 К = 392° С.
Рис. 1.3. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Р-1ОО-13О/15:
К ko i ел, Т 1 урбипа; П геиловой пот ребитель; ' Д деа>ра юр; КН конденса тный
насос; ПН питательный насос; ПИД подогреватель высокого давления; С сепаратор
Задача 1.11. Рассчитать принципиальную схему станции с турбиной
Р-1ОО-13О/15 (ЛМЗ) при следующих исходных данных:
начальные параметры пара перед турбиной ро= 12,74 МПа. <о = 560' С;
давление за турбиной рк=1,0МПа;
отпуск пара внешнему потребителю из противодавления
/>.,„ = 540 т/ч;
внутренний относительный КПД турбины ^„, = 0,844;
электромеханический КПД турбогенератора И ,„ = 0,97;
число отборов пара на регенерацию /7 = 3;
доля возвращаемого конденсата <рВ11 = 0,85; /„.к = 70 С;
давление в деаэраторе рп — 0,588 МПа;
температура химически очищенной воды /х.„.„ = 30 С;
продувка котла а11р1)Л=1.0% Dr;
потеря пара и конденсата внутри станции аут=1,2% /?т (условно
принято из деаэратора);
продувочная вода котла после подогревателя химически очищенной
воды сливается в канализацию с температурой /Сл = 60 С.
Принципиальная схема турбоустановки представлена на рис. 1.3.
Решение. Расчет принципиальной схемы противодавленческой тур-
бины сводится к определению расхода пара на турбину и развиваемой
ею электрической мощности. При наличии нерегулируемых отборов
пара для регенеративного подогрева питательной воды и возвраща-
емого конденсата с производства с не заданной наперед температурой
питательной воды данная задача может быть решена лишь методом
предварительной оценки расхода пара на турбину с последующим
уточнением (методом последовательных приближений).
Рис. 1.4. К решению задачи 1.11:
РП pci спора 1 явный подо! рева тель смешивающее о типа
Для предварительной оценки расхода пара на турбину расчетную
схему гуредставим в ином виде, заменив регенеративную систему из
грех поверхностных подогревателей одним условным смешивающим
регенеративным подогревателем (рис, 1.4). В этом случае расход пара
па туррину £>Т = £)ПД+Рр, где £>„„ = £>„.„ + Dn. Здесь Dn.„- отпуск
пара вгешнему потребителю; £>я—расход пара на деаэратор; Dp—
расход пара из отбора в условном смешивающем регенеративном
подогре зателе.
Стрсим рабочий процесс в турбине в А, х-диаграмме (рис. 1.5)
и нахо,г им Лк = 2930 кДж/кг.
На основе материального и теплового балансов оцениваем расход
пара на деаэратор:
где £>„ —расход возвращаемого конденсата, т/ч
Расход химически очищенной воды
^Х.О. II (1 ф». к) ^В. П Т 7^ут Т D ирод -
Оцен тваем DV1 + D яр<)Л » 15 т/ч. Тогда
Ох.о.в = (1-0,85)-540+ 15 = 96 т/ч;
96(666,8—125,6)+ 459 (666,8 —293)
। '* 2930-666,8
Предварительный расход пара из противодавления
Д,я = £>в. п + = 540 + 98,77 = 638,77 т/ч.
Задаемся температурой питательной воды /п в = 230 С.
Определяем параметры среднего условного регенеративного отбора
пара. Температура питательной воды в смешивающем регенеративном
подогревателе
•У,кДж/(кГ'К)
Рис. 1.5. Процесс расширения пара в турбине
Р-1ОО-13О/15 ЛМЗ в Л, 5-диаграмме
р _ fn.B + <л _ 230+ 158 _
/р- 2 - 2 -hw с.
Давление в среднем регенеративном отборе
/V >-369 МПа.
По й, 5-диаграммс находим = 2990 кДж/кг.
Определяем расход пара в условном регенеративном подогревателе.
Уравнение теплового баланса
£»^(/^р-й:,.„)т|г.я = ря.я + ^т+^.Р»д]К»-й;), где г]га = 0,98 КПД
теплообменного аппарата; отсюда
Г) ср ___ (^п- Д ^прод ) (^ п. в д )
(/^-/4,)^
(638,77+15) (990,3 — 666,8) _
(2990—990,3)0,98 ’ “ 1 '
Предварительный расход пара на турбину
2)т = Dnn + D ‘р = 638,77 +107,92 = 746,69 » 746,7 т/ч.
При номинальной нагрузке и при конечном давлении /\=1,47 МПа
турбина Р-100-130 согласно заводским данным имеет следующую
характерно тку: /J'r'=760i ч: давления и icMiiepaivpbi в oioopax
р«6 = 3,4МПа; /О°161=385 С; = 2.28 МПа; /^, = 335^
Аз =1,47 МПа; /<’t6J = 284 С.
Используя формулу Флигеля, определяем давление в первом
отборе при расходе пара на турбину /), = 746,7 т/ч и конечном
давлении /\= 1,0 МПа:
\ 760 /
(3,42 — 1,472) = 3,17 МПа.
На Л, л-диаграмме находим Лот61 =3180 кДж/ki (см. рис. 1.5);
/7=236,9 С.
Принимаем недогрев 0 = 4,9' С, тогда температура питательной
воды на входе в котел /п.в = 232" С.
Расход питательной воды
D„. в = £>т + /7„Род = 1.01 Dr = 1.01 • 746.7 = 754.167 т 'ч.
Расход продувочной воды Рпрод = 7,467 т/ч.
Расчет сепаратора непрерывной продувки:
, А.род (Лдрод Леей)
<4С„ =----ту,--------- (см. задачу 4.9),
^ССП "ссп
где /г1565 кДж/ki (при рк у= 13,8 МПа); //",.„ = 2755,5 кДж/кг;
Л^п = 666,8 кДж/кг.
7,467(1565-666,8)
~ 2755,5 —666,8~
Количество продувочной воды, сливаемой в дренаж, /->'„ =
= Д.род-<е.. = 7,467-3,21 =4,257 т/ч.
Температура добавочной химически очищенной воды после охлади-
теля продувки
D 4 257
/дав = /х.п..,+ /^(^-/е^ = 30 + —(158 —60) = 34,63 С.
Определяем интервал подогрева питательной воды в регенератив-
ных подогревателях
Д/„.в = /« = 232-158 = 74 С.
При трехступенчатом равномерном подогреве питательной воды
в каждой ступени
Д/Пвд = 74:3«25‘ С.
Температура питательной воды перед ПВД
/1 — /п. в — Д/пвд = 232 — 25 = 207° С.
Расход пара на Г1ВД1
754,167(999,7-884,1) ,
°'61 (Л.,т61-Лот61)г]га (3180 —1023) • 0,98 ’ '/Ч’
Температура насыщения пара второго отбора
^отб2 — пвд 1 Т0 — 207 т 5 — 212' С; давление отбора рот62= 1,985 МПа.
Проверка давления в камере второго отбора по формуле Флюгеля
Ротб 2 = ч /рк2 + ^У[(Л2)2-(^Й =
V \^отс/
/ /746 7 — 41 24\2
= /1,02 +----:----— ) (2,282 —1,472)= 1,981 МПа.
V \ 760-41,24 J ’ '
С помощью h, .s-диаграммы определяем энтальпию пара во
втором отборе: /гот62 = 3070 кДж/кг; h'm62 = 908 кДж/кг. Температура,
воды перед подогревателем ПВД2 /2 = г"т63 —0=180 —4=176 С.
Уравнение теплового баланса ПВД2
Л„. в (^ 1 ^2) [Д>тб2 (^отб 2 ^0162) Т DOT6 1 (/?„тб 1 ^отб ?)J Пт. а
Отсюда
в (/? 1 ^2) 2)отб 1 (^отб 1 ^отб 2) Пт.а_
°Тб2 (Лотб2 --Лотб2) Пт.а
754,167 (884,1 - 737) - 41,24(1023 - 908) • 0,98 _
(3070-908)-0,98 “ ’ */Ч’
Температура насыщения пара третьего отбора z"163= 180 С
(А>тбз=1,0 МПа). Энтальпия пара третьего отбора Лот63 = 2930 кДж/кг;
/4.6 3 = 764,2 кДж/кг.
Расход пара из третьего отбора
_ D„.K(h'2 — h'„,r)— Т]т.о [(Д..б. + Ц>тб2)(/4т62~ /4тбз)]
/Л, .6 з —------------г. —75 ; ,
(™отбЗ "огбз)Т]т.а
где йп.в=Лд+ДЛп.н — энтальпия питательной воды за питательным
насосом;
Д^П. н
Д/Лк и гСр (15,0 — 0,588) 106 0,0013
Пп.н 0,75 - Ю3
25 кДж/кг;
А'. „ = 666,8+ 25 = 692 кДж/кг.
Т^отб 3
754,167 (737 - 692) - 0,98 (41,24 + 50,15) (908 - 764,2)
(2930-764,2)-0,98
= 11,260 т/ч.
Тепловой баланс деаэратора
Da П д + (4СП А"еп + ( 7/огб 1 + //отб 2 + Т/о.б з) /’отб 3 +
Т Дв.ц/^В. К Т доб/^доб — (£/д. В Т ^/ут) /^Д»
1 (/’.. .Л Я.)/»:, - X l)"%4loi63-dccnd"m.- Damh'M* - D„_J,e
L J J — - —--------------------------- ---- — —.
Мл
(754,167 + 8,96)666,8-102,65-764,2-3,21 -2755,5-89,96 x
2930-0,98
х 145-459-293
--------------=95,57 т/ч.
Полный расход пара в турбине
^т = ^7отб1 + £)„г62 + ^ОТ6з + /7Я+ £>„.„=41,24 + 50,15 +
+11,26+95,57 + 540 = 738,22 т/ч.
По сравнению с первоначально принятым расходом пара рас-
хождение составляет
746,7-738,22
' -------------------
Дальнейшей корректировки расхода пара не делаем (расхождение
допускается до 2%).
Электрическая мощность турбины
А’з = У. = Е^отъ 1 A/i j + £)ОТ6 2^2 + DBTf, 3 ДЛ3 + (D„ + DB „) Н-, ] цэм =
= [41,24 320+ 50,15 • 430 +11,26 • 570+(95,57 + 540) • 570] х
х 0,97 ^55 = 108,7 МВт‘
Перегрузка турбины вызвана завышенным расходом пара внешним
потребителем при пониженном (против расчетного) противодавлении.
Глава вторая
КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА ТЕПЛОТЫ
И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТЭЦ
Задача 2.1. Определить расход пара на турбину номинальной
электрической мощностью IV.,=60 МВт, отпускающей из отбора пар
в количестве £)от6=120 т/ч. Давление в отборе рп=1,0 МПа; начальные
параметры пара перед турбиной р0= 12,7 МПа, /о = 540' С. Давление
в конденсаторе турбины рк = 4 кПа. Средний внутренний относитель-
ный КПД турбины т]О1-=0,85; электромеханический КПД турбогене-
ратора г].,„ = 0,98.
Решение. Располагаемый теплоперепад пара на турбину из h,
л-диаграммы водяного пара при изоэнтропном пропессе расширения
пара в турбине' равен Яо= 1460 кДж/кг (й0=3440 кДж/кг;
hks= 1980 кДж/кг). С учетом внутреннего относительного КПД зурбины
16 >
определяем действительную энтальпию пара в отборе
/iolfi=2962 кДж ki и энтальпию пара в конденсаторе Ак=2200 кДж/кг.
Коэффициент недовыработки мощности отборным паром
Лот6-Л« 2962-2200
hv-h* ~ 3440 - 2200
А,-3600 А,-3600
ат—----------ьу£>ОТб—~р,------ьу£>отб;
^А‘"0эм
60103•3600
/л = 1460 • 0 85 - 0 98 +0,614'120'10 251,28'10 кг/ч=251’28 т>ч-
Задача 2.2. Определить часовой перерасход пара и натурального
топлива на ТЭЦ, если применительно к условиям задачи 2.1 отпуск
пара внешнему потребителю будет осуществляться в том же количест-
ве не из отбора турбины, а непосредственно из котла. КПД котельной
установки т]1[/, = 0,89; теплота сгорания рабочего топлива
QP= 10,30 МДж/кг; энтальпия питательной воды /^.„=850 кДж/кг.
Решение. Перерасход пара при переходе от комбинированного
к раздельному способу производства электроэнергии на ТЭЦ в случае
отпуска одного и того же количества пара определяется как разность
в расходах пара из котла
А£>,= £)Разд- А“м6 = £)?онд+ £Srt-(£>?°*“+ЗТ>ОТ6),
,гдс £)™ид—конденсационный расход пара турбиной.
При равенстве £)°т6 и £>от6 А/\=(1—_р)£>от6 = (1—0,614) • 120 • 103 =
=46,32 т/ч.
Перерасход натурального топлива
ЛЮ 46,32(3440-850)
1\В=-----1------=------5—j--------= 13,087 т/ч.
СЕПк.у 10,3-103-0,89
Задача 2.3. Произвести сравнение расходов пара из котла в случаях
комбинированного и раздельного способов производства электроэнер-
гии при отпуске одного и того же количества электроэнергии
и теплоты. Данные для расчетов принять те же, что и в задаче
2.1. Энтальпия полностью возвращаемого конденсата Ав.к = 293 кДж/кг.
Решение. Расход пара из котла при раздельном способе произ-
водства одного и того же количества теплоты и электроэнергии на
ТЭЦ будет больше, чем при комбинированном, на:
Л >> (Йотб Авк \ ,,
Д£)« = Н---Г,---Т)Оотб-
уАо—Л,,.» ]
Йотб Йв. к
Отношение —--------- показывает, во сколько раз расход пара из
«о—«в. к
котла меньше расхода пара из отбора турбины для получения
одного и того же количества теплоты, так как пар в котле имеет
более высокий энтальпийный потенциал, чем отборный пар турбины:
(2962 — 293 А
—-----------0,614) 120 103 =28,09 • 103 кг/ч=28,09 т/ч.
3440-293 /
2 Заказ № 3622
17
Задача 2.4. Определить удельную выработку электроэиер! ни на
силовом потреблении в теплофикационной турбине. Энтальпия пара
перед турбиной Ло = 3300 кДж/кг; энтальпия пара в отборе
Л„,6 = 2800 кДж/кг; энтальпия полностью возвращаемого конденсата
/4, = 500 кДж/кг. Электромеханический КПД турбогенератора т],м=0,98.
Решение. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреб-
лении, э, определяется по формуле
Эт ^О|б(^0 Лотб)"ПзМ ^отб
С/отб ^016 (^отб фв.к^в.к) 7/ртб ф^в.к
1де Эг— выработка электроэнергии отборным паром турбины, кВт'ч;
()о,6 количество отпущенной с отборным паром теплоты, ГДж;
Фи,«- доля возвращаемого конденсата.
Ка|к следует из приведенной зависимости, удельная выработка
тлекгроэнергии на тепловом потреблении эт представлена в безраз-
мерном виде. В размерном виде
5Т = 278 — h— hoT6— т)зм, кВт • ч/ ГДж,
”oi6 фп.к^н. к
106
где 2^8= -. В нашем примере (при тр„.к=1)
эоии
3300-2800
5, = 278-------- 0,98 = 278 • 0,2126к 59 кВтч/ ГДж
I 2800-500 м
Задача 2.5. Определить, как изменится удельная выработка эле-
ктроэнергии на тепловом потреблении при повышении давления
в отборе турбины с рот61=0,12 МПа до рот62 = 0,25 МПа Начальные
параметры пара перед турбиной: ро = 13.0 МПа. /0 = 565' С; давление
в конденсаторе турбины рж = 0,007 МПа; внутренний относительный
КПД (средний для всей турбины) г]О1 = 0,85; т]эм = 0,97. Энтальпия
возвращаемого конденсата h'„.¥ = 300 кДж/кг; ф„.к=1-
Ответ: Удельная выработка 5, уменьшится па
Лэг=(эт)1.2-(эт)2.5= 101,12-82,94= 18,18 кВт ч/ГДж.
Задача 2.6. Определить удельную выработку электроэиер! ии па
тепловом потреблении турбины П-50-130, отпускающей из промышлен-
ного отбора пар в количестве £)„ = 60 т/ч. Возврат конденсата на ТЭЦ
£>„., = 50 т/ч; температура возвращаемого конденсата /,,.к = 75 С. Началь-
ные параметры пара перед турбиной р0=13 МПа, /О = 540с С; давление
в отборе рп=1,2МПа; внутренний относительный КПД турбины
Boi = 0,86; электромеханический КПД турбогенератора Пэм = 0,98.
Ответ: эт = 55,74 кВт ч/ГДж.
Задача 2.7. Определить часовую теплофикационную выработку
электроэнергии на ТЭЦ, отпускающей из отборов турбин пар
в количестве 200 т/ч. Конденсат с производства возвращается пол?
ностью. Давление в отборах турбин р„ = 1,2 МПа. Начальные парамет-
ры пара перед турбинами: р0 = 13,0 МПа, to = 56O° С; средний внут-
ренний относительный КПД турбин т]о, = 0,86; q.,M=0,97.
Решение. Из построения процесса расширения пара в турбине на
й, s-диаграмме находим h0 = 3500 кДж/кг; Лот6 = 2943 кДж/кг;
D„(A0-Aor6) 103
J'=yv‘"fiT= ^3600---------n-'1 =
_ 200 (3500-2943)
3600
• 103-0,97 = 30016 кВт-ч.
Задача 2.8. Определить часовую теплофикационную выработку
электроэнергии на регенеративном подогреве возвращаемого с производст-
ва промышленного конденсата (на внутреннем теплопотреблении).
Исходные данные: параметры пара перед турбиной /)0=14МПа;
/о = 555° С; давление в конденсаторе рк = 5 кПа; давление в отборе турбины
рп=1,5МПа. Количество отпускаемого из отбора пара £)„ = 85т/ч;
количество возвращаемого конденсата на станцию Ьп к = 70 т/ч; темпера-
тура возвращаемого конденсата /„.« = 76° С; температура питательной
воды на ТЭЦ /„.„ = 230 С, температура химически очищенной воды
/х.о.в = 30 С; внутренний относительный КПД турбины (средний на
турбину) т]о; = 0,84; электромеханический КПД турбогенератора т)эм = 0,97.
Решение. Теплофикационная выработка электроэнергии на базе
определяется по формуле Эт = эт(2р> где эт = -
Л
регенеративного подогрева возвращаемого с производства конденсата
h0-hpp
——Пэм — удельная
р Л „. в
выработка электроэнергии паром условного (среднего) регенеративного
отбора; Ло и ЛРР—энтальпии пара соответственно перед турбиной
и в условном (среднем) регенеративном отборе; Л„.в—энтальпия
питательной воды; Qp — количество теплоты, пошедшей на регене-
ративный подогрев возвращаемого конденсата. Если конденсат не
полностью возвращается на станцию, то (7р=£)п(й'п.в—Л'«.с), где
Л'к.с = Ч>в.|[Лв.11 + (1 — фв.^Л'х.о.в—энтальпия смеси промышленного кон-
денсата и химически очищенной воды; <рв.к = £)в.к/£>п = 70/85 = 0,823.
•/;0 —/;СР £)п
Таким образом, Эт = ——10-3(Л'п.в-Лв.<;)т, где т=1 ч.
hp ЗоОи
Строго говоря, теплофикационная выработка электроэнергии на
базе регенеративного подогрева должна определяться как сумма
теплофикационных выработок электроэнергии каждым регенеративным
отбором всей системы регенеративного подогрева конденсата. Здесь
применили согласно [10] искусственный, но вполне приемлемый для
инженерных расчетов метод, приняв, что регенеративный подогрев
конденсата осуществляется до температуры питательной воды в одном
смешивающем подогревателе паром условного (среднего) регенератив-
ного отбора.
Для нахождения Лрр поступают следующим образом: нахо-
дят Л;. с = 4,19 [<р„. к /„. в + (1 - <р„.«) G.o. в] = 4,19 (0,823 -76 + 0,177- 30) =
= 306,5 кДж/кг.
Определяют среднюю температуру регенеративного подогрева
конденсата
/„.„ + /«.„ 230 + 306,5/4,19
По /РР=151,6°С с помощью таблиц воды и водяного пара
определяют давление насыщения пара рр’ = 0,495 МПа.
^кДж/(Кг-КГ
Рис. 2.1. Процесс расширения пара в турбине в h,
s-диаграмме (к определению ЛрР)
точки
s (рас
Далее строят процесс расширения пара в турбине от начальной
(р0, to) ДО давления в конденсаторе р¥ в координатах h,
2.1), из которого следует: Ло = 3476 кДж/кг; Л£р = 2824 кДж/кг
(точи В пересечения линии ОБ с изобарой />£р).
Подставляем в формулу найденные значения и определяем
3476-2824 85-Ю3.
Задача 2.9. Определись суточную теплофикационную выработку
электроэнергии на внешнем теплопотреблении (без учета регенератив-
ной: подогрева возвращаемого конденсата)
130/13. Количество отпускаемой теплоты из
бт=|290 ГДж/ч, а из промышленного отбора
в турбине ПТ-135/165-
отопительного отбора
Dn = 150 т/ч пара. Доля
возвращаемого конденсата с производства <pBK = 0,8; температура
возвращаемого конденсата 4^ = 70° С. Конденсат пара теплофикаци-
онного отбора не теряется и не переохлаждается. Начальные парамет-
ры пара />о=13,0 МПа; t0 = 560 С. Давление в промышленном отборе
рп=1,ЗМПа; давление в теплофикационном отборе />т = 0,18 МПа.
Внутренний относительный КПД турбины т]в?=0,85; Цэ„ = 0,97.
Ответ: Эт = 749 310 кВт • ч/сут.
Задача 2.10. Применительно к условиям задачи 2.9 определить
суточную теплофикационную выработку электроэнергии в турбине
НТ-135/165-130/13 с учетом регенеративного подогрева конденсата
сетевых подогревателей и возвращаемого с производства конденсата.
Температура питательной воды котлов zn.B = 230! С; температура
химически очищенной воды zx o „ = 30" С.
Решение. Учет влияния регенеративного подогрева возвращаемого
конденсата на удельную выработку электроэнергии на тепловом
потреблении ведется с помощью коэффициента ер [1]: эт = эвп(1 + ер),
где эв.„—удельная теплофикационная выработка на внешнем те-
плопотреблении. определяемая как э„.п = 278
^0 ^отб
^отб фв.к^в.
т]эм (см. ре-
А0-Лрр h'^-h'^
шепие задачи 2.4); ер=----———-—; здесь л0 — энтальпия пара
«о-«0тб л;р-лп.в
перед турбиной; /;<1т6— энтальпия пара в регулируемом отборе;
/грр- энтальпия пара условного (среднего) отбора для регенеративного
подогрева возвращаемого конденсата; й„.в и — энтальпии со-
ответственно питательной воды и смеси конденсата и химически
очищенной воды.
Для теплофикационного отбора й'х.с = ЛоТб.т, так как конденсат
сетевых подогревателей нс переохлаждается и возвращается полно-
стью. Температура насыщения пара теплофикационного отбора Z"t6 т =
= 116,9" С; А;т6.т = 490,7 кДж/кг (рт = 0,18 МПа).
Средняя температура регенеративного подогрева конденсата се-
тевых подогревателей 1Р^=-
п.в + ^к.с 230+116,9
2
2
— 173,5" С. Этой тем-
пературе соответствует давление насыщения пара условного (среднего)
отбора для регенеративного подогрева конденсата сетевых подогрева-
телей />рр = 0,86 МПа (по таблицам).
Температура и энтальпия смеси возвращаемого промышленного
конденсата и химически очищенной воды
4.с =(1 —ф1>.к)/х.о.» + ф|1.1<4.х = (1 — 0,8)-30+0,8 -70 = 62° С;
Л'х. с =259 кДж/кг.
Средняя температура регенеративного подогрева возвращаемого
ср t„.u~Нв.с 230 + 62 „
промышленного конденсата -------------=-------=146 С. Этой тем-
пературе соответствует давление насыщения пара условного (среднего)
отбора для регенеративного подогрева возвращаемого промышленного
конденсата /г£р = 0,422 МПа.
Далее строим процесс расширения пара в турбине в h, .s-диаграмме
(рис. 2.2), из которого находим:
/?о = 3500 кДж/кг;
Лоте. п = 3022 кДж/кг;
Лот6.т=2711 кДж/кг;
Лрр = 2832 кДж/кг; hрр = 2948 кДж/кг.
° Находим значения удельных выработок электроэнергии на внешнем
теплопотреблении для отборов П и Т:
(эв.п)п = 278
ho
/ А' Лэм
"отб. п фв. к Л в. к
3500-3022
= 278 —-—— • 0,97=46,24 кВт • ч/ГДж;
3022-0,8-293 '
J, кДж/Нг-К)
Рис. 2.2. К определению значений йр₽ и Лр^
•0,97=95,8 кВтч/ГДж.
= 278
(эвп)г = 278
3500-2711
2711-490,7
Определяем еРп и еРт:
। = Йо-Л‘₽ h'„„-h'.c_3500-2832 964,0-259
е₽" йо-йоТб.п йр’-Лп.» 3500-3022’2832-964 ’ ’
Ло-А'р A'n.B-A'rt.T 3500 - 2948 964 - 490,7
I Ло-Лотб.т h£-h'„.B 3500-2711’2948-964 ’ ’
Количество отпускаемой теплоты с паром промышленного отбора
еп = ^п(Лот6.п-<рв.вЛ'в.ж)=150-103(3022—0,8-293)=418,1 ГДж/ч.
Полная суточная теплофикационная выработка электроэнергии
турбиной ПТ-135/160-130/13
Эт = [(эв. „)п (1 + еР„) Qn+(эв. „)т( 1 + ePi) QT] т =
= [46,24(1+0,527) 418,1 +95,8 (1 + 0,341) • 290] • 24=
= [29521,4+37255,6] • 24а 1,60 • 10® кВт -ч/сут.
Таким образом, за счет внутреннего теплопотребления теплофи-
кационная выработка электроэнергии более чем удвоилась (1,6 106
против 0,749 • 106 кВт • ч/сут).
Задача 2.11. Определить средний удельный расход условного
топлива на ТЭЦ по выработке электроэнергии без учета внутреннего
теплопотребления, если 2/3 се производится на отборном паре,
отпускаемом внешнему потребителю. КПД конденсационного цикла
Лконд=0,32; г],,. у = 0,91; Лэм=0,98; КПД теплового потока (КПД
трубопроводов) Лт.п=0,99; 29 330 кДж/кг.
Решение. Средний удельный расход условного топлива
frBu=^=t”"2;33™+t"'<1/33ra--2/3iWu+l/3Z,Hu,
~?тэц с*тэц
где />тэц и бтэц—удельные расходы условного топлива на выработан-
ный 1 кВт ч электроэнергии отборным паром и конденсационным
потоком пара:
0,123 0,123
6™=^^;-о^9Года'0’139 кг/(кВтч);
Йтэц = о, 123 /т]конд = о, 123/0,32 = 0,384 кг/(кВт • ч);
6% I = 2/3 • 0,139 +1 /3 • 0,384=0,220 кг/(кВт • ч).
Задача 2.12. На ТЭЦ с двумя турбинами Т-100-130 максимальный
часовой отпуск теплоты из отопительных отборов Qy = 1300 ГДж/ч.
Среднее давление в отопительных отборах р?₽ = 0,17 МПа. Время
использования максимума отопительной нагрузки тт = 2200 ч, а уста-
новленной мощности турбин Ту=6300 ч. Начальные параметры пара
Ро=^ 13,0 МПа; /О = 560° С; давление в конденсаторе />х = 5,0 кПа. Опре-
делить годовую конденсационную выработку электроэнергии на ТЭЦ
с учетом регенеративного подогрева конденсата сетевых подогрева-
телей и основного конденсата турбин, если температура питательной
воды котлов гп и = 230°С; п о?=0,83; т]эм = 0,98.
Решение. Установленная мощность ТЭЦ Ny = 2NK =
= 2 • 100 = 200 МВт. Годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ
Эз?Я1 = ЛгуТу = 200 103-6300 = 1260106 кВтч/год. Годовой отпуск теп-
лоты с ТЭЦ (2™д=еттт=1300-2200 = 2,86 106 ГДж/год.
Теплофикационная выработка электроэнергии отборным паром
с учетом регенеративного подогрева конденсата сетевых подогрева-
телей (конденсат не теряется)
(Э™я)от6 = С™дэв.п(1+epJ (см. решение задачи 2.10);
='"у =2~ * 1 ~ = 172,5° С; р£=0,85 МПа;
оно ^отб.т
Эв. п 278 — Л эм »
”отб.т «отб.т
X
pr “ . L
"0~"оТб.
^п. в ^отб.
Х Лср?-Л'п.в
На основе построения процесса расширения пара в турбине на
Л, s-д
иаграмме находим:
Ло = 3500 кДж/кг; Л„т6.т = 2662 кДж/кг; Лрр = 2924 кДж/ki .
Энтальпия конденсата сетевых подогревателей Л'т6 т = 483 кДж/кг;
энтал:>пия питательной воды Л'п в = 964 кДж/кг. Получаем:
э,
ер,—
= 278 У? • 0,98 = 104,77 кВт • ч/ГДж;
ZODZ —
:3500-»24.^4-483 ;
3500-2662 2924-964
<•' (Э™)Отб = 2,86- 106 (1+0,168);104,77 % 350 • 106 кВт-ч/год.
Конденсационная выработка электроэнергии на станции за год
без учета регенеративного подогрева основного конденсата турбин
(ЭХ,)б/₽ = Эт^-(Э;°д)огб=1260- 10ъ —350• 106 = 910 106 кВтч/год.
Годовая комбинированная выработка электроэнергии на базе
регенеративного подогрева основного конденсата турбины определя-
ется с помощью коэффициента ер<(Э™д),онд = еР11(Э["дд)б/р, где ер< =
Л0-Лдр Л'пв-Л', ‘ “
=-----г1-—----—Лрр—энтальпия пара условного (среднего) реге-
Ло Лк Л рр h п. в
неративного отбора для подогрева конденсата турбины; Лж—энтальпия
пара в конденсаторе; h't—энтальпия конденсата;
г«₽=к^=230+32:9 = 131 5<J Q
рррь= 0,28 МПа; Лрр = 2730 кДж/кг; Лж=2250 кДж/кг; Л' = 137,7 кДж/кг*;’
= 3500.-Z^.964-.137,7 =
р* 3500-2250 2730-964
(Э;од)«о„д = 0,288 -910 • 106 = 262 0,8 • 10б кВтч/год.
Конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ за год
(Э1о^)год = Э^11-[(Э;од)отв+(ЭГ)«оид] =
= 1260 106 —612,08 • 106 « 648 • 106 кВт • ч/год.
Задача 2.13. Применительно к условию задачи 2.12 определить
абсолютные КПД и удельные расходы условного топлива по
выработке электроэнергии по конденсационному и теплофикационному
циклам. КПД котельной установки т),.у=0,9; т]о1=0,83; Пэм=0,98:
Пт.п=0,99; С;=29,33 МДж/кг. VkL
Решение. Абсолютный КПД по выработке электроэнергии
, э 14"еР. ЭС х •
конденсационному циклу цр = Пж";--- ,> гДе П«—абсолютный элек-
1+ер,П«
трйческий КПД конденсационного цикла без регенеративного подо-
грева основного конденсата турбин:
Hi 3500-2250
n к=7—~ Лк.уЛэмЛг.„ = -т- - 0,9 • 0,98 0,99=0,322;
/?О— пк JjUU—13/,/
ер_— относительная теплофикационная выработка электроэнергии на
регенеративном подогреве основного конденсата турбин:
ЯРж Л;_.-Л', 3500 — 2730 964—137,7
Н, Лр<—Л„.в-3500 — 2250 2730-964 “ ’ ’
Абсолютный КПД по выработке электроэнергии по теплофикаци-
онному циклу
П? = Пк.у Пэм Пт. п = 0,9 • 0,98 0,99 = 0,873.
Удельный расход условного топлива по выработке электроэнергии
конденсационным способом
0,123 0,123
П?. "0,378
= 0,325 кг/(кВт • ч).
Удельный расход условного топлива по выработке электроэнергии
на отборном паре
Пт
0,123
=0873=0’140 кг^кВтч^
Задача 2.14. По результатам решения задач 2.12 и 2.13 определить
средний для ТЭЦ удельный расход натурального топлива по выработ-
ке электроэнергии, если теплота сгорания натурального топлива
65=17,59 МДж/кг.
Ответ: 6тэц = 0,392 кг/(кВт-ч).
Задача 2.15. Определить КПД конденсационной электростанции
и удельный расход натурального топлива с учетом регенеративного
подогрева основного конденсата турбин (с учетом внутреннего
теплопотребления). Начальные параметры пара на КЭС ро = 9,0 МПа;
Го = 550° С; давление в конденсаторах турбин д, = 4,0 кПа. Температура
питательной воды котлов zn.B = 220° С; внутренний относительный
КПД турбин т]о( = 0,84; электромеханический КПД г]эм = 0,97; КПД
котельной установки т]в у = 0,9; КПД трубопроводов т]т п = 0,98. Теплота
сгорания натурального топлива Q% = 20 МДж/кг.
Ответ: 7)^ = 0,36.
Задача 2.16'. Определить часовую экономию условного топлива
на ТЭЦ, если половина вырабатываемой ею электрической энергии
производится на отборном паре. КПД конденсационного цикла
ПжоИД = 0,31; т),.у = 0,89; Г]эм = 0>98; qT.n = 0,99. Номинальная электричес-
кая мощность ТЭЦ М,= 180 МВт. Удельный расход условного топлива
вJ энергосистеме />кэс=0,34 кг/(кВт ч). Удельный расход условного
топлива на выработку теплоты на ТЭЦ и районной котельной
одинаков. Теплота сгорания топлива 65=29,33 МДж/кг.
Решение. Часовая конденсационная выработка электроэнергии равна
часовой теплофикационной выработке электроэнергии Этэц=^тэц=
= 2Vbt/2=90-1(г кВт-ч (т=1ч).
Удельный конденсационный расход условного гоплива на I кВг ч
вырабатываемой электроэнергии на ТЭЦ /’тэц = 0,123/)],онд =
= 0,123/0,31 =0,397 кг/(кВтч).
Удельный расход условного топлива на 1 кВт • ч, выработанный
отборным паром,
0,123 0,123
_ -——=0,142 кг/(кВт • ч);
Пк.уПчмПт.п 0,89 • 0,98 • 0,99 ’
&Вэк = Э тэц (Ь кэс — ^тэц)— Э тэц тэц ~ /’кэс) —
= 90 • 103 (0,34 — 0,142) — 90 • 103 (0,397 — 0,34) =
| = 17,82-103 —5,13 103 = 12,69 т/ч.
Эту же задачу - можно решить другим способом:
АД,,и=ЭТэц(Лкэс-6тэц), где /Д-щ—средний удельный расход усло-
вного топлива по выработке электроэнергии на ТЭЦ;
Этэц = 180 103 кВт • ч;
I Ьц = 0,5Мэц +0,56Нц = 0,5 -0,397 + 0,5 -0,142 = 0,2695 кг/(кВт ч);
АВэ., = 180 -103(0,34-0,2695) = 12,69 т/ч.
Задача 2.17. На ТЭЦ, работающей со средним удельным расходом
условного топлива на 1 кВт-ч выработанной электроэнергии
Втэц=0,3 кг/(кВт -ч), на базе теплового потребления (на отборном
паре) произведено за год Э£ол=700- 10б кВт-ч электроэнергии. Годовая
юотка электроэнергии на ТЭЦ ЭтЗц составила 1200 10б кВт-ч.
выр
КПД по выработке электроэнергии на конденсационных электростан-
циях энергосистемы т]кэс = О,38. Определить КПД конденсационного
ла на ТЭЦ Птэц и годовую экономию натурального топлива
в энергосистеме АВ,.,, если теплота сгорания натурального
QU = = 16,76 МДж/кг; т),.у = 0,91; Г|э.м = 0,95; Г)т.п = 0,98. При расчете
тать, что удельные расходы топлива на выработку теплоты
’lor = 6 ТЭЦ )
ЦИК.
по.
в
шагать, что удельные расходы топлива на i
районной котельной и на ТЭЦ одинаковы (6
5твет: Птэц=°,238; АВ=49736,8 т/год.
гии
топлива
1 ВС 1. Т]тэц-—v,Z3o, L\1j — 47/30,0 1/1 ОД.
Задача 2.18. Определить комбинированную выработку электроэнер-
на ТЭЦ и экономию условного топлива в энергосистеме за I ч
при отпуске из теплофикационных отборов турбины Т-100-130
gT =540 ГДж/ч, причем 65% отпускаемой теплоты осуществляется
нижнего отбора (остальное—из верхнего отбора). Давление
из
в отборах: в верхнем дОтб.в = 0,2 МПа; в нижнем—рОтб.н = 0,15 МПа.
Начальные параметры пара перед турбиной р0= 12,75 МПа;
г0=560е С. Внутренний относительный КПД турбины части высокого
и части среднего давления noiBfl=Hoffl=6,82. Конденсат сетевых
подогревателей на станции не теряется и не переохлаждается; КПД
Л«.у=0,91; т)эм=0,96; г)т.п=0,98; КПД конденсационного цикла на
ТЭЦ г) гэц =0,32. Удельный расход теплоты на выработку 1 кВт ч
на конденсационных станциях энергосистемы <7кэс = 9ООО кДж/(кВт-ч).
Удельной выработкой электроэнергии на внутреннем теплопотребле-
нии пренебречь. Для упрощения считать также, что удельные расходы
топлива на выработку теплоты в районной котельной и на ТЭЦ
одинаковы: Лтэц=^1оТ; СЕ=29,33 МДж/кг.
Решение. На основе построения процесса расширения пара в тур-
бине в Л, .s-диаграмме находим h0 = 3500 кДж/кг; Лот6. п = 2700 кДж/кг;
АОТб.и = 2660 кДж/кг; энтальпия конденсата отборного пара
Лоте, в = 507 кДж/кг; Лотб.н = 465 кДж/кг.
Удельная выработка электроэнергии паром верхнего отбора
то ^О-Йотб.В
Эт. в 278 Лэм —
"отб. В " отб. В
3500-2700
2700-507
•0,96 = 97,357 кВтч/ГДж.
Удельная выработка электроэнергии паром нижнего отбора
э,„ = 278
^0 ^отб. и
7 _II П»м —
"Отб.Н "отб.я
840
= 278 • — • 0,96 = 102,13 кВт ч/ГДж.
Полная часовая теплофикационная выработка электроэнергии на
ТЭЦ
Этэц=эт.в • О,35£)т + эт.н 0,652т =
= 540 (0,35 • 97,357 + 0,65 102,13)= 54248,1 кВт • ч/ч.
Конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ за 1 ч
Э^ц= 100000-54248,1 =45751,9 кВт-ч/ч.
Удельный расход условного топлива по выработке электроэнергии
на отборном паре
,, 0,123 0,123
Мц =-------------=ПО1 по, аос—0.144 кг/(кВт • ч).
Пв.уПэмПт.п 0,91 0,96 0,98
Удельный расход условного топлива по выработке электроэнергии
конденсационным способом
0,123 0,123
*Ь‘ц = -——у = 0,384 кг/(кВтч).
Птэц 0,32
Удельный расход условного топлива по выработке электроэнергии
в энергосистеме
/>кэс = <7кэс/29 330 = 9000/29 330 = 0,306 кг/(кВт • ч).
Экономия условного топлива определяется по формуле академика
JI. А. Мелентьева [10] (см. решение задачи 2.16):
A Bj. К=Э тэц (Ькэс—b тэц) — Э тэц (^тэц ~ (’кэс) =
= 54248,1 (0,306 - 0,144) - 45751,9 (0,384 - 0,306)=5219,5 кг/ч.
Задача 2.19. Определить перерасход натурального топлива
(бк = 21,78 МДж/кг) на ТЭЦ вследствие аварийного простоя в течение
суток турбины ПТ-60-130 (р0 = 13 МПа; zo = 560' C), отпускавшей
потребителям пар из производственного отбора в количестве
D„ = 58 т/ч и теплоту из теплофикационного отбора в количестве
(7т=180 ГДж/ч. При аварийном отключении турбины тепловая нагруз-
ка в том же количестве покрывалась за счет работы редукционно-
охладительной установки (РОУ), а недостающая электроэнергия
подавалась из энергосистемы. При расчете принять Ло = 3500 кДж/кг;
энтальпия пара в промышленном отборе Лп = 2975 кДж/кг, а в теп-
лофикационном отботе Лт = 2760 кДж/кг. Конденсат на станции не
теряется (<р„. к = 1), температура возвращаемого с производства кон-
денсата /„.« = 80° С. Давление в теплофикационном отборе
рт = 0,16 МПа. Давление в промышленном отборе рп=1,3 МПа; КПД
т|..у = 0,9; т]эм = 0,95; т|тп = 0,98. Удельный расход теплоты на 1 кВт ч
вырабатываемой электроэнергии в энергосистеме
<7кэс = 9ООО кДжДкВт • ч); КПД конденсационного потока на ТЭЦ
Л тэц = 0,32. Теплофикационную выработку электроэнергии на внут-
реннем теплопотреблении не учитывать. Считать также, что КПД
котельной ТЭЦ нетто равен КПД ТЭЦ по выработке теплоты.
Решение. Теплофикационная часовая выработка электроэнергии на
базе отпуска пара из промышленного отбора
(3 ) =^° - hn)Dn.„ ю3 =
1 т,п₽ 3600 Пэм
/7S00- 7975\
= 58 • 103 (--------) 0,9.5 = 8035,4 кВт ч/ч.
! \ 3600 )
Теплофикационная часовая выработка электроэнергии на базе
отпуска теплоты из отопительного отбора
(Эт)от=этСт=278
3500-2760
2760-470
0,95 • 180= 15361,1 кВт-ч/ч.
Суммарная часовая теплофикационная выработка электроэнергии
на ТЭЦ
ЭЬц = (Эт)пР + (Эт)от = 8035,4+15361,6 = 23 397 кВт • ч/ч.
Конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ
ЭЬ*1ц= - Этэц = 60 000 1 - 23 397 = 36 603 кВт • ч.
Удельный расход топлива на 1 кВт • ч, выработанный на ТЭЦ
отбо{ ным паром,
/’тэц —
0,123 0,123
Пж.уД.м'Пт.п 0,9 0,95 • 0,98
= 0,147 кг/(кВт-ч).
Удельный расход условного топлива на 1 кВт-ч, выработанный
на ТЭЦ конденсационным потоком,
0 123
/’тэц = -337 = °’384 кг/кВт ч.
Удельный расход условного топлива на 1 кВт-ч, выработанный
в эн:ргосистеме при (2Е)кэс=29,33 МДж/кг,
91tx VOW ,,,,,, „ „ .
'’'х'=ёГ=йззб“<)-“’кг/<кВт ч)
Суточный перерасход натурального топлива на ТЭЦ
'24 й/’кэс-/’тэТц)ЭЗоТЦ-(^эц-^ЭС)Э |э‘ц J =
29 33
=• 24 [(0,307 - 0,147) • 23 397 - (0,384 - 0,307) • 36 603] =
= 32,319 (3743,52 - 2832,15)=29,45 т/сут.
Задача 2.20. Решить задачу 2.19, если в период суточного простоя
турбины ПТ-60-130 теплоту внешнему потребителю пришлось от-
пускать в том же количестве не из РОУ, а от районной котельной.
При решении задачи учесть также теплофикационную выработку на
регенеративном подогреве конденсата отборного пара и основного
конденсата турбины. Дополнительные данные: давление в конден-
саторе турбины р* = 0,004 МПа; внутренний относительный КПД
турбины в части низкого давления т]о< Д = 0,7; температура питательной
воды на ТЭЦ znB = 230° С; КПД районной котельной '«Дот = 0,83;
КПД ТЭЦ по отпуску теплоты T|rJU = 0,88.
(Q Р \ 4
Решение. △ В= 24 [(6Кэс - Э - (*£ц - *кэс) Э +
29 33
+ ft. п(Ь^ -Ь^)]=• 24 [(0,307 - 0.147) • 34969,7 -(0,338 -0,307) х
х 25030,3+305,5(41,08-38,75)] = 182,58 т/сут.
Задача 2.21. Определить часовую экономию натурального топлива
в энергосистеме в результате реконструкции турбины К-25-90 и пе-
ревода ее на режим работы с противодавлением р11Д = 0,3 МПа.
Давление в конденсаторе турбины К-25-90 />„ = 4,0 кПа. Начальные
параметры пара ро = 9,0 МПа; Zo = 530' С; внутренний относительный
КПД турбины до и после реконструкции т]о> = 0,82; т]эм = 0,95; 7]™ = 0,89;
Лт.п = 0>98. Теплота сгорания натурального топлива 2^=11,73 МДж/кг.
С переводом турбины К-25-90 на режим работы с противодавле-
нием недостающая мощность (до N3 = 25 МВт) восполняется энерго-
системой. Удельный расход условного топлива по выработке электро-
энергии в энергосистеме Акэс = 330 г/(кВг • ч); ((?£)кэс =
29,33 МДж/кг. При работе конденсационной турбины отпуск
теплоты в том же количестве, что и при работе турбины
на противодавление, осуществлялся непосредственно из котла
2т = 257 ГДж/кг. Температура питательной воды на ТЭЦ Zn.B = 220c С;
температура возвращаемого конденсата ZB., = 60° С; изменения в схеме
регенерации не учитывать.
Решение. Из построения процесса расширения пара в турбине
в й, 5-диаграмме находим: h0 = 3450 кДж/кг; Лв = 2290 кДж/кг. Энталь-
пия пара при рпд=0,3 МПа; йпд=2820 кДж/кг. Энтальпия пара усло-
вного (среднего) регенеративного отбора для подогрева конденсата
турбины
АрР = 2780 кДж/кг
220+29 \
'ср = —5— =124,5" С к
Расход
пара из противодавления турбины
Dr=
257-106
Лпд-Л;.« 2820-251
= 100 т/ч.
Q.
Мощность
противодавлснческой турбины
D-103
пд = 3600 ^пд) =
100-103,
= - 3450 - 2820 • 0,95 =16630 кВт.
3600 ' 7
Теплофикационная часовая выработка электроэнергии
Эт = М,дт= 16630 1 = 16630 кВт ч.
Дополнительная выработка электроэнергии в энергосистеме
Эк = 25 000-16630 = 9370 кВт ч.
КПД конденсационного цикла на ТЭЦ с учетом регенеративного
подогрева конденсата турбины
П,р, = П/«
1 +ер.ж
1 + П<«еР./
Hi 3450-2290
1 h0-h'K 3450-121
3450-2780 945-121
ер-' ~ 3450 - 2290 ’ 2780 - 945 “ °’ 5 ’
г|Рк = 0,348
1 +0,259
1+0,348 0,259
= 0,40;
Л?.« = Л?г1к.ут1зм = 0,40 0,89-0,95 = 0,339;
ДВ=|^[Эт(^-^)-Э<(^-6кэс)] =
29 330
11730
16630
0,330-
0,123
0,95-0,89 0,98
/0,123
-93701 -2— -0,330
\ 0,339
= 6,82 т/ч.
• Задача 2.22. Определить годовой отпуск пара из отопительного
отбора, если экономия условного топлива на ТЭЦ с турбинами
Т-25-90 от комбинированной выработки теплоты и электроэнергии
за год составила 25,0 • 103 т/год. Энтальпия пара перед турбинами
Ло = 3500 кДж/кг. Среднее значение энтальпии отборного пара турбин
ЛОт«.т=2890 кДж/кг. Давление в отборе дОтб.т=0,2 МПа. Конденсат
отборного пара на станции не теряется и не переохлаждается; КПД
Ti>I.y=0,89; Пэм=0,96; Цт. п=0,98; КПД конденсационного потока на
ТЭЦ qj-jl( = 0,32. Теплофикационную выработку электроэнергии на
внутреннем теплопогреблении (на базе регенеративного подогрева
конденсата и питательной воды) не учитывать; (Э ’( = 29,33 МДж/кг.
Ответ: D = 648,4 103 т/год.
Задача 2.23. Применительно к условиям задачи 2.22 определить
годовые теплофикационную и конденсационную выработки электро-
энергии на ТЭЦ (Эт, Эжоня), если время использования установленной
мощности на ТЭЦ ту = 6500 ч, а число турбин z = 2.
Ответ: Эт= 105 • 106 кВт ч/год; ЭЖОНЯ=220-106 кВт-ч/год.
Задача 2.24. Определить изменение часового расхода условного
топлива на ТЭЦ при повышении давления в теплофикационном
отборе турбины Т-50-130 рот6.т с 0,12 до 0,25 МПа. Количество
отпускаемой теплоты с ТЭЦ бт = 200 ГДж/ч остается неизменным.
В обоих случаях турбина работает с номинальной мощностью.
Конденсат отборного пара на станции не теряется и не переохлаж-
дается. Энтальпия пара перед турбиной й0 = 3400 кДж/кг, энтальпия
пара в отборах й^е =2600 кДж/кг; й^5 =2708 кДж/кг; энтальпии
конденсата отборного пара соответственно равны h'oi6 0.12 = 436 кДж/кг;
йоте о,25 = 528 кДж/кг. Удельный расход теплоты на выработку элек-
троэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу
<7коНд=П610 кДж/(кВт-ч) КПД п«.у = 0,9; КПД т)эм = 0,96; КПД тру-
бопроводов г|т п = 0,98; <22 = 29,33 МДж/кг.
Решение. Теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ
в случае давления пара в отборе ротб.т=0,12 МПа
Эт — ЭТ(Д — 2/8 0,12_г»0,12
'‘ото
3400-2600
= 278 ' 0,96 • 200 = 19732,3 кВт ч.
2600-436
Теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ в случае
давления пара в отборе рот6.т = 0,25 МПа
Э ?125 = 278 ’ 0,96 • 200 = 16943,2 кВт • ч.
2 ZUo — jzo
Конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ в рассмат-
риваемых вариантах:
Э ^йд = 50 000 -19732,3 = 30267,7 кВт • ч;
Э^нд =500000- 16943,2 = 33056,8 кВт-ч.
Общий перерасход условного топлива за 1 ч
ДБ = (Э T°-i2 - Э т°-25) (й кэс - йтэц)+(Э ж°он2я5 - Э 2) (й^ц - йкэс )
Так как ДЭт = ДЭжонд, то ДВ = ДЭт(6|Эц—6|JU);
^=(М=^зо'°’396 кг/(кВт'ч);
0 123 0 123
йт-111=--~’----------------=0,145 кг/(кВт • ч);
ц Пж.УПэмПт.п 0,9-0,96-0,98
ДВ=(19732,3 -16943,2) • (0,396 - 0,145)=700,06 кг/ч.
Задача 2.25. Определить критическую* часовую теплофикационную
выработку электроэнергии на ТЭЦ мощностью А, = 500 МВт, рабо-
тающей в энергосистеме. Средний удельный расход условного топлива
на электростанциях энергосистемы />Кэс = 0,34 кг/(кВт • ч) при
£2 £ = 29,33 МДж/кг. КПД конденсационного потока на ТЭЦ г) г“(.= 0,32;
П«.у = 9>9; Пэм = 0,97; т]г.п = 0,98.
Решение. Из уравнения академика Л. А. Мелентьева [10] АЛ = 0 =
= Эт (7 КЭС ^ТЭЦ ) Эцонд (^ТЭЦ 6КЭС )•
С учетом того, что Э,оид=ЭТЭц— Эт, получаем зависимость
Эг=Этэц^_^= 500 103•1 •
° ТЭЦ ° ТЭЦ
0,123 0,123
0,32 ~ 0,9 0,97-0,98
0 044
= 500-103-^—= 91667 кВт ч.
0,24
3s дача 2.26. Определить среднегодовой КПД по выработке электроэне-
ргии та ТЭЦ, режим работы которой определяется следующими данными:
годовая выработка электроэнергии ЭГОД = 3,5• 109 кВт-ч/год, годовой
отпуск теплоты из теплофикационных отборов (2,ОЯ=20-106 ГДж/год;
энтадьпия пара перед турбинами Ло=3490 кДж/кг (д0 = 13 МПа); энтальпия
пара| в конденсаторах турбин = 2500 кДж/кг (рк = 5,0 кПа); энтальпия
пара в теплофикационных отборах Лот6.г=2800 кДж/кг (рт=0,15 МПа);
температура питательной воды на ТЭЦ /„.,=230° С. Значения параметров
пара’ и питательной воды принимаются средними за год. Конденсат на
станции не теряется и не переохлаждается; т]к.у=0,92; цэм=0,96; т)1.„=0,98.
Решение. Теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ
с регенерацией
Э г°а=эт =э„. „ (1 + ер._) Сгод,
где
э..„ = 278 h° цэм = 2780,96 = 77,4 кВт• ч/ГДж;
Лотб.т-Лотб.т 2800-469
__ ^0 ^р, ^л.в ^отб.т
Ло ^отб.т Ар, ^п.в
Здесь Лр = 2980 кДж/кг—энтальпия пара среднего (условного) отбора
для регенеративного подогрева конденсата сетевых подогревателей
(методику нахождения Лр_ см. в задаче 2.10);
3490-2980 991-469 _
ер- “ 3490 - 2800 2980 - 991“ ’ ’
Э ;°д = 77,4 (1 + 0,19) • 20 • 106 = 1,842 • 109 кВт • ч/год.
Конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ
Э ™5Д = Эгод - Э ;од = 3,5 • 199 -1,842 • 109 = 1,658 109 кВт ч/год.
* Под критической понимается теплофикационная выработка электроэнер-
гии, при которой экономия топлива в энергосистеме равна нулю (ДВ=0).
КПД конденсационного цикла на ТЭЦ с учетом регенеративного
подогрева основного конденсата турбин
1 + ср.к
где r]i—КПД конденсационного цикла без регенерации:
Hi 3490-2500
_ hp ~ ^п.в~^к
h0-hK hp.K-h'n.B
Здесь Лр11 = 2810 Дж/кг—энтальпия пара среднего (условного) отбора
для регенеративного подогрева основного конденсата турбин (методи-
ку нахождения !грл см. в задаче 2.12);
3490-2810 991-136 „
е₽к —3490 —2500 2810—991 ^°’ ’
1+0 322
П₽, = 0’54 1 + 0,322 • 0,254 = °’31'
КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии на отборном паре
П тэц=Лк.у Лэм Пт.п = 0,92 • 0,96 • 0,98 = 0,865.
Среднегодовой КПД по выработке электроэнергии на ТЭЦ
, э v Пр.«ЭГд+Пт^цЭ"д (0,31 -1,658+0,865-1,842)• 109
|’1,Л11-’= 5+к?----------
Задача 2.27. Определить годовой расход топлива на ТЭЦ с двумя
турбинами ПТ-25-90 (р0 = 8,8 МПа; zo = 530°C). Время работы турбин
в году: xt = 8000 ч; т2 = 7800 ч. Годовая выработка электроэнергии на
станции Эгод = 0,30 • 109 кВт ч/год. Годовой отпуск пара из промыш-
ленных отборов 2>от6 п = 600-10s т/год (рот6.п = 0,8 МПа). Годовой от-
пуск пара из теплофикационных отборов £>от6 т = 500-103 т/год (ротб.г =
= 0,12 МПа). Коэффициент холостого расхода пара турбинами Х=
= 0,072. Давление в конденсаторах турбин р, = 0,05 МПа. Средний
относительный КПД турбин qoi = 0,85; т]эм = 0,97; q,<.y = 0,9; qT.n = 0,98,
коэффициент регенерации Лр=1,2. Температура питательной воды
котлов znB = 220' С. Расход пара на собственные нужды котлотур-
бинного цеха а "„=1,2% расхода пара турбинами; £)£ = 29,33 МДж/кг.
Решение. Годовой расход пара турбинами без регенерации опре-
деляется по формуле проф. В. И. Гриневецкого [11]
Цгод = + d„ (1 X ) ЭГод +Уп (^отб.п )год Тут (2^отб.Т )год»
, 3600 3600 „ , „ „ ч
''“‘Й^;~(3460-20«»-0,85 0.97-3-1 ^Вг рас
ход пара;
т = т , + т2 = 8000 + 7800 = 15 800 машино-часов.
Из процесса расширения пара в турбине на Л, ^-диаграмме
определяем Ло1б.г = 2660 кДж/кг; Лот6.„ = 2960 кДж/кг; Лк = 2270 кДж/кг.
Коэффициенты недовыработки мощности отборного пара
3 Заказ № 3622
33
Аог6.и-Л« 2960-2270 п
v = ————=-------------= 0,5/9;
Лп Ао-Л, 3460-2270
Аот6.г-^ 2660-2270
Ут h0-hK 3460-2270 ’ ’
£)гоя = 3,1 • 15 800-0,072-25 • 1034-3,1(1-0,072) 0,30- 109 + 0,579 600 х
х 106 + 0,327 • 500 • 106 = 88,164 106 + 863 • 106 + 347,4 IО6 +163,5 106 =
= 1462,05 106 кг/год.
С учетом регенерации расход пара турбинами
D ?оя=кр D, од = 1,2-1,46205-106 = 1,754 106 т/год.
Выработка пара котлами с учетом собственных нужд и потерь
в трубопроводах
£>?=£> Род'1,0121,812 • 106 т/год.
и,Уо
Расход условного топлива
в™~ wen)-
1,812(3460 - 944)-109 ,
----------——2-------= 172,70 • О6 кг/год =
0,9-29330
= 172,70 • 103 т/год.
1дача 2.28. Применительно к условиям задачи 2.27 определить
ные расходы условного топлива на выработку теплоты и эле-
нергии. Конденсат отборного пара на ТЭЦ не теряется. Тем-
ура конденсата теплофикационного отбора равна температуре
цения пара (/„.к)т = Стб.т= 104° С; температура возвращаемого
нсата промышленного отбора (tB.K )„ = 80° С.
шение. Согласно методике Министерства энергетики и элект-
сации СССР распределение топлива на ТЭЦ между выработками
электроэнергии и зеплоты ведется по формулам
(О, )год
DT.3 _ D vat-l / . ПЭ.* _ D fJT’Z
"тэц-^гэц ятэц-дтэц-«гэц.
Здесь ((/, )'од—количество отпущенной теплоты с ТЭЦ; (Q".oyon —
радход теплоты из котельного отделения (нетто);
I )год = D ™g.T [(Лот6.т - h 'тв.т) + D „ (Лот6.„ - h )] - 0,98 =
= [500 106(2660—435)4-600 106(2960-335)] -0,98 = 2,633 • 106 ГДж/год;
(Ьг.о)г',д = £>грод(А0-Л;ьв)= 1,754-109(3460 - 944) = 4,403 • 106 ГДж/год;
I 2 633•106
в-ц= 172,70 • 103 ^40y-lb6 103,27 • 103 т/год;
£тэц = (172,7°-103,27) 103 = 69.43 • 103 т/год.
। Удельные расходы топлива
йтэн 69,43 106
Втэи 103,27 • 106
/’-=(ё^=ХСТ=39’22 кг/ГДж-
Глава третья
МЕТОДЫ АНАЛИЗА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Задача 3.1. Определить потерю мощности в паровой турбине АА1'
при дросселировании пара в системе парораспределения с р0 = 3,5 МПа;
z0=435° С до р о = 3,3 МПа. Расход пара в головную часть турбины
Z)T=30 кг/с.
Решение. Задача может быть решена двумя методами: 1) графичес-
ким—путем приращения энтропии системы в процессе дросселирова-
ния с последующим расчетом потери мощности по формуле Гюи—
Стодолы; 2) эксергетическим, по которому находят эксергию до
и после процесса дросселирования и потерю мощности определяют
как разность этих эксергий.
По первому методу находят с помощью h, л-диаграммы водяного
пара [3 ] энтропию пара перед турбиной по заданным значениям
р0 = 3,5 МПа и ZO = 435° С: лп = 6,96 кДж/(кг • К), а затем при постоян-
ном значении /г = 3300 кДж/кг находят при р'0 = 3,3 МПа
•$ „ = 6,98 кДж/(кг-К). Затем по формуле Гюи—Стодолы
A N = Тох AsDT = 293 (6,98 - 6,96) • 30 = 176 кВт,
где ГО С = 293 К—температура окружающей среды; A5=j„ —«п—изме-
нение энтропии в процессе; DT — расход пара.
По второму методу находят эксергию потока в двух точках
процесса дросселирования по формуле эксергии для потока вещества
[3]:
Ео = DT [й0 - Ло.с - Тох (s0 - sox)] = 30 [3300 - 83,8 - 29,3 (6,96 - 0,297)] =
= 37918 кВт.
Е'о = £>, [Ло — Ло.с - То.с (s о - 5 о.с)] = 30 [3300 - 83,8 - 293 (6,98 - 0,297)] =
= 37 742 кВт.
Потеря мощности в турбине равна изменению эксергии в процессе
дросселирования:
A/V=A£'=£o-£'o = 37 918-37 742= 176 кВт.
Задача 3.2. Определить потерю мощности при дросселировании
в регулирующем клапане промышленного отбора, если давление
в камере отбора рпр—1,55 МПа; /гпр = 3040 кДж/кг, а давление за
клапаном р'пр= 1,40 МПа; расход пара в часть низкого давления
турбины Очнд = 21 кг/с:
Ответ: A7V=346 кВт.
Задача 3.3. Определить потерю мощности при дросселировании
пара в парораспределительных органах турбины ПТ-135-130, если
начальные параметры пара р0=13,5МПа; ZO = 555° С, а конечное
давление р'0= 12,7 МПа (Ло = const). Расход пара в головную часть
турбины £>т = 211 кг/с.
Ответ: A7V=1845 kBt.
Задача 3.4. Определить потерю мощности паром промышленного
отбора турбины при установке паропреобразователя, потеря давления
пара в котором составляет Др = 0,25 МПа. Давление в линии промыш-
ленного потребителя р„р = 1,1 МПа; А„р = 2980 кДж/ki . Расход пара па
паропреобразователь 1)п = 30 т/ч.
О т в е г: Д 7V = 244 кВт.
Задача 3.5. Определить потерю мощности при дросселировании
в парораспределительных органах турбины Т-250-240, если давление
перед стопорным клапаном р0 = 25 МПа; То = 540° С, а давление перед
соплами р'о = 24 МПа. Расход пара £>т=250 кг/с.
Ответ: AW=11.00kBt.
Задача 3.6. Определить экономию топлива на ТЭЦ при подаче
в отопительный отбор турбины Т-50-130 пара вторичных энергетичес-
ких ресурсов из испарительной системы печи в количестве ДВэр = 40 т/ч
при времени работы в год тг = 5000 ч. Давление в отборе рот6 =
= 0,15 МПа. Энтальпии пара в отборе и пара из испарительной
системы принять равными Аот6 = /гВЭР = 2750 кДж/кг. Начальная эн-
тальпия пара перед турбиной и конечная в конденсаторе турбины
соответственно равны Ао = 3480 кДж/кг и /г =2230 кДж/кг (рк = 5 кПа);
гц.у = 0,90; Q£ = 29 330 кДж/кг; г]т.п = 0,98; п'а„6= 100 кДж/кг.
Решение. Находят количество теплоты, вносимой паром испари-
тельного охлаждения в отопительный отбор по формуле:
40 • 103
евэР = 25вэр(Лвэр-Л;о6)=-^- (2750-100) = 29 440 кВт.
Коэффициент ценности пара отопительного отбора
^от=.у[14Л(1 ->)].
где у=
ЛОтб ^1
h0-h,
коэффициент недовыработки мощности паром ото-
CZ I 1 . .
пительного отбора; кс = о’т--т~,—коэффициент тепловой схемы;
2 й0 — п0
значения h'o—энтальпии кипящей воды при начальном давлении р0
и энтальпии конденсата—находят по таблицам свойств водяного
пара [11] по р0 и рк: h'0= 1510 кДж/кг; h'K= 136 кДж/кг.
По заданным значениям энтальпий находят
hm6-h¥ 2750-2230
>” /,"К--34Х0-2230-0'416'
Затем находят кс и
, 1 1519-136
jz —-_ _________
с 2 3480-1510
= 0,348;
^=у[1+Лс(1 —_р)] = 0,416 [1 +0,348(1 -0,416)] = 0,503.
Находят экономию теплоты в схеме турбины от подачи в ото-
пительный отбор пара вторичных энергоресурсов (внешний для схемы
источник подачи теплоты)
АС = 2вэр = 29 440 • 0,416 = 12 247 кВт.
Экономия условного топлива
ж „ \Q 12 247
А2? =---------=--------------— = 0,473 кг/с = 1704 кг/ч.
СКПк.уПт.п 29 330-0,9-0,98 ’ '
Если установка испарительного охлаждения работает 5000 ч в год,
то экономия топлива за год
Вгод=АДчтг= 1704-5000 = 8521 103 кг/год=8521 т/год.
Задача 3.7. Определить срок окупаемости от сооружения паро-
провода от цеха до ТЭЦ для подачи части избыточного пара
вторичных энергоресурсов в отопительный отбор турбины Т-100-130
при следующих условиях: стоимость паропровода К= 350 тыс. руб.,
цена замыкающего топлива (условного) в районе Цт = 39 руб/т, расход
пара по паропроводу £>ВЭР = 45 т/ч; АВЭР = 2650 кДж/кг;
Лоте = 2780 кДж/кг; дОТ6=Риэр = 0,2 МПа; А'ааь= 150 кДж/кг; Ао =
= 3480 кДж/кг; А, = 2210 кДж/кг; тгод = 4600 ч; рж = 5 кПа; Т]к.у = 0,89;
Лт.п = 0,98; Q £ = 29 330 кДж/кг.
Решение. Количество теплоты, поступающей в тепловую схему
турбины от вторичных энергоресурсов,
45 • 103
бвэр = Пвэр(АВэр—Адо6)=——— (2650—150) = 31 250 кВт.
30UU
Аналогично решению задачи 3.6
А^=2780-2210
Л Ао—А, 3480-2210
1А'0-а;_1 1510-136^
с 2 Ао-А'о 2 3480-1510 ’ ’
£=У [ 1 + kc (1 -у)] = 0,448 [1 + 0,348 (1 - 0,448)] = 0,534.
Экономия
Экономия
АВ1М = АВ,
теплоты на ТЭЦ
АС = ^Свэр = 0,534-31 250=16 687 кВт.
топлива за год
3600 KQ тгод 3600 • 16 687 • 4600
-gYn~l- =29 336-0,89-0,98 103= 10 8°° Т/Г°Д‘
Стоимость сэкономленного топлива
5т = ДгодЦт=10 800-39 = 421 200 руб/год.
Срок окупаемости сооружения паропровода
тож=/С/5т=350 000/421 200=0,83 года.
Срок окупаемости менее одного года следует считать высокоэф-
фективным.
Задача 3.8. Определить срок окупаемости от использования на
технологические нужды пара испарительного охлаждения нагреватель-
ных печей в количестве £>ВЭР = 60 т/ч. Давление пара от печей
Рвэе=0,75 МПа; пар сухой, насыщенный (х=1). Этот пар вытесняет
промышленный отбор турбины ПТ-60-130 Ао = 3400 кДж/кг;
Л, = 2180 кДж/кг; /гпр = 2820 кДж/кг; г|,.у = 0,87; г), „ = 0,98; (?и =
= 29 330 кДж/кг; /гдо6= 130 кДж/кг. Затраты на паропровод о г печей
до технологических потребителей К =500 тыс. руб. Цена замыкающего
топлива (условного) Дт = 35 руб/т. Время работы печей в году
Тгод = 6 Ю0 ч.
Ответ: то, = 0,75 года.
Задача 3.9. Определить экономию топлива на заводе от исполь-
зовангя на нужды отопления отработанного пара после паровых
молотэв: £>вэр = 25 т/ч; />вэг=0,15 МПа; пар .влажный (х = 0,89). Отоп-
ление завода осуществляется от турбины Т-100-130; Ло = 3480 кДж/кг;
Лоте =720 кДж/кг; h* = 2210 кДж/кг; рк = 4,0 кПа; h до6 = 140 кДж/кг;
T],.y=0,89; т]гп = 0,98; <2£ = 29 330 кДж/кг. Время отопительного сезона
Хот=4500 ч.
Ответ: А Вгод = 5950 т/год.
Задача 3.10. Определить срок окупаемости от использования пара
испарительного охлаждения в сетевых подогревателях на ТЭЦ с тур-
бинами Т-25-90. Стоимость сооружения паропровода до ТЭЦ со-
ставляет К =230 тыс. руб. Количество пара испарительного охлажде-
ния £>цэр = 35т/ч; пар сухой, насыщенный; давление на ТЭЦ
Рвэр=/?от6 = 0,25 МПа. Начальные параметры ТЭЦ />0 = 9 МПа;
/о = 510‘ С; Ло = 3410 кДж/кг; /гот6 = 2720 кДж/кг; Л, = 2160 кДж/кг;
/>, = 4 кПа. Отопительный период в районе тО1 = 5200 ч; стоимость
замыкающего топлива (условного) Цг = 27 руб/т; Q £ = 29 330 кДж/кг;
г;,.у = 0,89; Г)т.п = 0,98.
Ответ: то,= 1год.
Задача 3.11. Определить изменение расхода топлива на ТЭС при
включении между двумя регенеративными отборами турбины
ПТ-60-130 одноступенчатого испарителя. Производительность испари-
теля £>и=12т/ч. Давление в отборе, из которого берется греющий
пар испарителя, р, =0,28 МПа; Л(=2730 кДж/кг; Ло = 3480 кДж/кг; Л,=
= 2260 кДж/кг; />, = 4,5 кПа. Давление в отборе, куда подается вторич-
ный пар испарителя, />2=0,15 МПа; Л2 = 2650 кДж/кг; р0— 12,7 МПа;
Л«.у = 0,87; Лг.п = 0>98; Q К = 29 330 кДж/кг.
Решение. Количество теплоты, которое передает испаритель в ниж-
ний отбор,
12 103
Сисп = />иеп(ЛИеп-А'2) = -Ч1^- (2693-4671 = 7430 кВт.
JOUU
Значение Лисп находят по таблицам свойств водяного пара [11]
при рисп=р2=0,15 МПа; Лисп = 2693 кДж/кг. Там же находят
/12 = 467 кДж/кг (/0.15=111,6° С). Находят значения коэффициентов
ценности теплоты для верхнего и нижнего отборов:
Л,—2730-2260 Л
у, = —-5=-------=0,386;
й0-Л, 2480-2260
А- = 1 1525-130
с 2/1о-Ло 2(3480-1525) ’ '
По таблицам [11] h'o- 1525 кДж/кг и h',= 130 кДж/кг;
£ 1 = У1 [ 1 + К» (1 - У1)] = 0,386 [ 1 + 0,457 (1 - 0,386)] = 0,498;
_A2—A, 2650—2260
72 Ао-Л, 3480-2260 ’ ’
^2 =У1 [ 1 + К* (1 -Ь)] = 0,319 [ 1+ 0,357 (1 - 0,319)] = 0,397.
Изменение расхода теплоты при включении испарителя между
верхним и нижним отборами:
АС.-У = & - Ъ) Сисп = (0,498 - 0,397) • 7430 = 751 кВт.
Следует определить эффект от включения испарителя, т. е. произойдет
ли при этом экономия или перерасход теплоты. Эффект определяется путем
логических рассуждений на основе анализа изменений в тепловой схеме.
В случае включения испарителя верхний регенеративный отбор будет
вытеснять за счет получившегося вторичного пара испарителя нижний
регенеративный отбор. Так как пар нижнего отбора срабатывает больший
перепад и дает большую мощность на единицу массового расхода рабочего
тела, то замена его на верхний отбор приводит к потере экономичности
в размере A£7,.y = 751 кВт, что равноценно перерасходу условного топлива
\В= Апо = 0,03 кг/с= 108,1 кг/ч.
2ЕПк.УПт.п 29 330 0,87-0,98 ’ ' ’ '
Задача 3.12. Определить изменение расхода топлива при включении
между отборами турбины К-100-90 испарительной установки произ-
водительностью = 2,5 кг/с при следующих условиях. Давления
и энтальпии в отборах р. =0,608 МПа; A t = 2980 кДж/кг; р,=
= 0,275 МПа; Л2 = 2860 кДж/кг; А, = 2340 кДж/кг; р, = 4,0 кПа;
h0 = 3442 кДж/кг; р0 = 9 МПа; г0 = 535° С; т]к.у=0,91; г)т п=0,98;
Q Л = 29 330 кДж/кг.
Ответ: Перерасход условного топлива ДВ=76,1 кг/ч.
Задача 3.13. Определить изменение расхода топлива на ТЭЦ
с турбиной ПТ-60-130 при включении на промышленный отбор
паропреобразователя. Производительность паропреобразователя по
вторичному пару £>„р = 35 т/ч. Параметры пара: из отбора с паро-
преобразователем рпр = 0.65 МПа; Апр = 2880 кДж/кг; из отбора без
паропреобразователя р^р = 0,5 МПа; А,,,, = 2832 кДж/кг; вторичного пара
паропреобразователя /?„.„ = 0,5 МПа; «,.„ = 2748 кДж/кг; свежего пара
р0— 12,7 МПа; Ао = 3488 кДж/кг; в конденсаторе турбины р =4 кПа;
А, = 2310 кДж/кг; т)«.у = 0,89; г)т.„ = 0,98; Qi = 29 330 кДж/кг;
/)„., = 280 кДж/кг; (рв., = 0,7; А'х.о.в = 130 кДж/кг.
Решение. Количество теплоты, передаваемое промышленному по-
требителю через паропреобразователь,
35 103
епр = Д,р(А,.л-Л;,) =——(2748-235) = 24 432 кВт,
зьии
где Авж = <рв.1(Ав.1[ + (1 — (рв.,)Ах.о.в— энтальпия конденсата, возвращае-
мого в тепловую схему; она учитывает долю возвращаемого от
потребителя конденсата <рв_, с энтальпией Ав.х, а также долю (1 — <р,.,)
восполнения конденсата химически очищенной водой А^.ов;
A L=0,7 • 280+(1 -0,7) • 130=235 кДж/кг.
Коэффициенты ценности теплоты для промышленного отбора без
установки паропреобразователя и с паропреобразователем:
Un=J’o.5[H-*c(l /0.5)] = 0,443 [1 +0,382(1-0,443)] = 0,537;
1 1520-121,4
c 2 ho-h'o 2 3488-1520 ’ ’
/0,5
/,0,5-y 2832-2310
fi0-hK 3488-2310 ’ ’
2880-2310 n„o,
Жб5 3488-2310 °’ ‘ ‘
4n=/o,65 [1+M1 -/o,65)] =0.483 [1 + 0,382(1 - 0,483)] = 0,578.
Из менение количества теплоты, подводимой к тепловой схеме
при включении в нес паропреобразователя и повышении давления
в промышленном отборе с /?пр = 0,5 МПа до /?„р = 0,65 МПа,
AC=(lio.65-U5)Cnp=(0,578-0,537)-24 432=1000 кВт;
Д/?=-——------=------—--------=0,0391 кг/с =140,7 кг/ч.
еСПк.уПг.п 29 330-0,89-0,98 ' '
и
П )И включении паропреобразователя получают перерасход теплоты
условного топлива при той же электрической мощности и том
же расходе теплоты внешним тепловым потребителям из-за необ-
ходимости повышения давления в промышленном отборе турбины.
Задача 3.14. Определить изменение расхода топлива на ТЭЦ
с турбиной ПТ-135-130 при выключении паропреобразовательной
установки и подаче пара потребителям непосредственно из отбора
турбины вследствие осуществления установки по сбору и возврату
конденсата на промышленном предприятии. Расход теплоты промыш-
ленг ым потребителем (?пр = 50 000 кВт. Начальные параметры перед
турСиной /?0=13МПа; Zo = 560"C; конечное давление /?„ = 4кПа;
Лж = Е280 кДж/кг. Давление в промышленном отборе с паропреоб-
разователем рпр=1.3 МПа; Лпр = 2900 кДж/кг, без преобразователя
/?'пр=1,0 МПа; /,пр 1 = 2840 кДж/кг; ^£ = 29430 кДж/кг; Т)жу = 0,90; Т)тп =
=0,98.
Ответ: Экономия условного топлива ДВ = 0,0792 кг/с = 279.2 кг/ч.
Задача 3.15. Определить изменение расхода топлива при снижении
температурного напора в паропреобразователе, если первоначально
он был включен на промышленный отбор р„г = 1,2 МПа;
/гпр = 3016 кДж/кг, а затем вследствие усовершенствований в конст-
рукции и чистке труб от накипи давление в отборе удалось понизить
до р пР =1,1 МПа; /г„р ! = 2993 кДж/кг; Ао = 3480 кДж/кг = idem;
hK = 2320 кДж/кг; дк=4 кПа; (7 £=29 330 кДж/кг; г),.у=0,88; г)т.п = 0,98.
Производительность преобразователя (7п/п = ЗО МВт.
Ответ: Экономия топлива ДВ=0,0237 кг/с = 85,3 кг/ч.
Задача 3.16. Определить изменение расхода топлива при замене
одноступенчатого испарителя на двухступенчатый при той же общей
производительности 171н+772и = Dh = 20 т/ч и тех же параметрах от-
боров ру =0,28 МПа; =2750 кДж/кг; р2=0,12 МПа; /г2 = 2625 кДж/кг;
/?0 = 3480 кДж/кг; р0 = 12,7 МПа; /гж = 2250 кДж/кг; /\ = 0,0035 МПа;
т]жу=0,89; г)т.п=0,98; Q £=29 330 кДж/кг. При установке двух ступеней
испарителя они включаются по пару последовательно, а по питатель-
ной воде питаются параллельно, при этом производительности каждой
ступени будут примерно равны, следовательно, можно считать при
решении задачи, что в нижний отбор поступает из второй ступени
испарителя £>2и=10т/ч пара.
Решение. Определяют значения коэффициентов ценности теплоты
верхнего и нижнего отбора:
й.-Л, 2750-2250
У^7Г-Т = ^ ^п=°’407; Л;=Ш,8 кДж/кг;
1 й'0-й; 1 1520-111,8
с 2йо-й'о 2 3480-1520 ’ ’
^/=/1 [ 1 + кс (1 -у,)] = 0,407 [1 + 0,359 (1 -0,407) ] = 0,493;
й2-й, 2625-2250
y2~h0-h~3480-2250“ ’ ;
^2=У2 [ 1 + К (1 - )]=0,305 [ 1 + 0,359 (1 - 0,305)]=0,381.
Количество теплоты, передаваемой через испаритель от верхнего
отбора к нижнему при одноступенчатой схеме,
20 103
Q, = DK (й2и - h' ) = ——- (2683,8 -439,4) = 12 500 кВт,
ЭоОО
где й2и и h'K.„ определено по таблицам по давлению р2=0,12 МПа
для пара и кипящей воды: й2и = 2683,8 кДж/кг; й,.и = 439,4 кДж/кг.
При двухступенчатой схеме в нижний отбор поступит теплоты
в 2 раза меньше, так как D2k = 10 т/ч = 0,5£>„:
Q2 = QJ2 = 6250 кВт.
Уменьшение вытеснения верхним отбором нижнего позволит
получить экономию теплоты и условного топлива на ТЭЦ:
АС = tei -£2)(Сод-Сдв) = (0,493 - 0,381) (12 500 - 6250) =700 кВт;
△С 700
AZ?= —--------=---------------=0,0274 кг/с = 98,6 кг/ч.
СЕп.уПт.п 29 330-0,89 0,98 1 ’ '
Задача 3.17. Определить изменение расхода топлива при замене
одноступенчатого испарителя на двухступенчатый при увеличении
общей производительности всей установки с £>„ = 20 т/ч до Ь1и+£>2и =
= 30 т/ч. Параметры тепловой схемы: р0=12,7 МПа; й0 = 3480 кДж/кг;
рж = 4 кПа; йж = 2310 кДж/кг. Верхний отбор, куда присоединен ис-
паритель: =0,35 МПа; ht =2800 кДж/кг; нижний отбор:
р2 = 0,15 МПа; й2 = 2680 кДж/кг; Цж.у = 0,90; Пт.п —0,98;
Q X = 29 330 кДж/кг. При работе двух ступеней испарителя произ-
водительности ступеней равны £>i„ = £>2„= 15 т/ч.
Ответ: Экономия топлива ДВ=48 кг/ч.
Задача 3.18. Определить изменение расхода топлива при замене
одноступенчатого испарителя на трехступенчатый с сохранением той
же производительности установки £>„ = 30 т/ч при следующих параметрах
тепловой схемы: р0= 12,7 МПа; й0 = 3480 кДж/кг; рж=4 кПа; йж =
=2290 кДж/кг; Р!=0,5МПа; /ц =2800 кДж/кг; р2=0,15 МПа; й2=
= 2635 кДж/кг; т)жу = 0,89; r)T.n=0,98; Q% = 29 330 кДж/кг. При трехступен-
Рис. 3.1. Принципиальная iсиловая схема
ТЭЦ:
/ — котел; 2—турбогенератор; 3 конденса-
тор; 4 — подогреватель низкого давления
(ПНД); 5—деаэратор; 6 подогреватель высо-
кого давления (ПВД); 7 питательный насос;
8—конденсатный насос
чатой схеме производительность каждой из ступеней одинакова: /)1И =
=Л2и = £>3и=10т/ч.
Ответ: Экономия топлива АВ=193кг/ч.
Задача 3.19. Определить изменение тепловой экономичности схемы
ТЭЦ (Л<2 и АВ), если выключился подогреватель высокого давления
(ПВД) турбины П-6-35, вследствие чего понизилась температура
питательной воды перед котлом с ГП В=15О°С до /„.в=106< С. Расход
питательной воды через ПВД £>„.„ = 55 т/ч. Давление и энтальпия
свежего пара перед турбиной р0 = 4МПа; Ло = 3284 кДж/кг; р„ = 4кПа;
Л,=2360. Отбор пара на ПВД рх =0,6 МПа; hj = 2955 кДж/кг; отбор
пара на деаэратор »,=0.12 МПа; h2 = 2693 кДж/кг; т]к.у=0,88; т)тп =
=0,97; 2н = 29 330 кДж/кг. Мощность турбоустановки после выключе-
ния ПВД остается неизменной. Схема представлена на рис. 3.1.
Решение. Количество теплоты, передаваемой питательной воде
в ПВД при его работе,
(Спад = Пп.о ср (/..„-/'„.„) = 4,22 (150 - 106) = 2830 кВт.
>эффициент ценности теплоты для отбора пара, подаваемого
ВД и на деаэратор;
l^-h, 2955-2360
г. = —----=----------= 0,644;
1 Ло —Л, 3284-2360
h2-hK 2693-2360 Л„,
у,=—------ =---------=0,36;
2 h0-hK 3284-2360
£, = у, [ 1 + (1 - у j)] = 0,644 [ 1 + 0,217 (1 - 0,644)] = 0,693;
i 1 h'0-h'K 1 1080—121,5
‘ 2ho-h'o 2 3284-1080 ’ ’
^2 =Эг [1 + ~Э2)] = 0>360[1+0,217(1-0,36)] = 0,410.
Расход пара на ПВД
Ппвд —
Спад
Л,-Л'1
2830 2830
2955-670,4 “2284,6
= 1,237 кг/с,
где h\ определено по таблицам при р{ =0,6 МПа.
Количество теплоты, которое приносит поток конденсата из ПВД
в деаэратор,
Сконд = Япвд (Л- Л '2) = 1,237 (670,4 - 439,4)а 286 к Вт.
Далее определяют изменение расхода теплоты в схеме из-за
выключения ПВД. В этом случае подогрев питательной воды будет
производиться в экономайзере котла за счет теплоты топлива,
имеющей коэффициент ценности £,.у=1, а не паром отбора на ПВД
с <^=0,693. Из-за этого получится перерасход теплоты, так как
будет использоваться для подогрева более ценная теплота топлива.
Вместе с тем поток конденсата из ПВД не будет поступать в деаэратор
и поэтому увеличится второй отбор, имеющий коэффициент ценности
теплоты Е,2, в отличие от теплоты конденсата первого отбора,
который имеет коэффициент ценности теплоты Это приведет
к небольшой экономии теплоты. В целом получается перерасход
теплоты при выключении ПВД
Д&.У = (U - ^1) Спвд - W е-онл = (1 - 0,693) • 2830 -
- (0,693 - 0,410) • 286 = 869 - 80,9 = 788,1 кВт.
Перерасход топлива в результате выключения ПВД
Л В=—— —-— - = 0,0315 кг/с = 113,4 кг/ч.
СЕПд.уПт.п 29 330 0,88 0,97
Задача 3.20. Определить изменение расхода топлива при выключе-
нии из работы ПВД, работающего на первом отборе, при следующих
параметрах тепловой схемы: р0=3,43 МПа; Ло=3288 кДж/кг; /пв =
= 152” С; Pi =0,58 МПа; ht = 2950 кДж/кг; р2 = 0,15 МПа; Л2 =
= 2712 кДж/кг; Опв=115т/ч; /\ = 4 кПа; h, = 2312 кДж/кг; Q%=
= 29 330 кДж/кг; Г|в.у = 0,89; г|т.п = 0,98. Мощность турбогенератора при
выключении ПВД не изменяется /V., = idem. Фрагмент тепловой схемы
турбоустановки представлен на рис. 3.1.
Ответ: Перерасход топлива ЛВ=233 кг/ч.
Задача 3.21. Определить изменение расхода топлива при включении
в работу дополнительно еще одного ПВД, повышающего температуру
питательной воды перед котлом с /п.в=150пС до /'„.„ = 180' С за
счет использования промышленного отбора давлением />пр=1,2 МПа;
Лпр = 2975 кДж/кг; Ло = 3420 кДж/кг; />0 = 9 МПа; рв = 4 кПа; Л,=
= 2325 кДж/кг; на ПВД применены опускные насосы для откачки кон-
денсата. Схема приведена на рис. 3.2. Q £ = 29 330 кДж/кг; г)к.у = 0,89;
Лт.п = 0,98; £>„.„= 100 кг/с.
Ответ: Экономия условного топлива ЛВ=665 кг/ч.
Задача 3.22. Определить изменение расхода топлива при замене
каскадного слива конденсата греющего пара в ПНД на подъемные
насосы. Схема включения ПНД представлена на рис. 3.3. Основные
параметры схемы: р0=12МПа; й0 = 3482 кДж/кг; Л4 = 2792 кДж/кг;
/>4 = 0,2 МПа; Л5 = 2686 кДж/кг; р5 = 0,1 МПа; hK = 2320 кДж/кг;
Л=4 кПа; £>, = 50 кг/с; /п.в = 230° С; рп.в=18 МПа; Пк.У=0,89; т)г.п = 0,98;
(?Е = 29 330 кДж/кг.
Решение. Находят коэффициенты ценности теплоты по формулам
эксергетического анализа [14]:
Рис. 3.2. Принципиальная схема установки с включением дополнительного
(второго) ПВД:
1—котел; 2 турбогенератор; 3—конденсатор; 4— ПВД1; 5 - ПВД2 (дополнительный);
б—деаэратор; 7—питательный насос; 8- ПНД; 9—конденсатный насос
t _ «4 ГД Л>.с\ 1 /ГД Г<мД
где Тор = (Ло-Лп..)/('о-^п.в); здесь .s0, $п.„ и h'„_„ находят по Л,
.s-диаграмме и таблицам свойств водяного пара: ,s0 = 6,622 кДж/(кгК);
s„,= =2,581; /1'пв=993,9 кДж/кг; т)Э|=Лэс—внутренние эксергетические
кпд проточной части турбины.
TCJ =
^0 ^п.в
•$0 *$п. в
3482-993,9
6,622-2,581
= 618,5 К;
Т 293 15
<оо= 1-^=1—ттДг = 0,526; Т\ и Г5 находят
/ о О1о,Э
Ра, и р5); 7’5 = 372.7 К; 7’4 = 393,4; s4 = 7,33;
s'5 = 1,303 кДж/(кг • К);
по таблицам (по
S5 = 7,42; .si =1,53;
„ . 293.15(7.33-1.53)
----К---------‘-----2782-504.7------°'254'
7’0.c(.s5-^)=1 293,15(7,42-1,303)
hi-h's 2685-417,5
0,219;
^5 = — = 0,416; ^4 = —= 0,483.
(Oo Wo
При установке подъемных насосов повышается тепловая экономич-
ность схемы, так как не будет вытеснения пятого отбора за счет
теплоты конденсата четвертого отбора, а также не будет потерь
теплоты в конденсаторе турбины за счет охлаждения конденсата
четвертого и пятого отборов в конденсаторе. Таким образом, схема
с подъемными насосами экономичнее схемы с каскадным сливом.
Эта экономия теплоты составит
Рис. 3.3. Схема с заменой каскадного слива конденсата пара из ПИД («) на
подъемные насосы (б):
/ конденсатор; 2—конденсатный насос; 3— ПНД1; 4 — ПНД2; 5—питательный насос;
6 — деаэратор; 7—подъемные насосы
△С=(^4 —^5)^4(Лотб4 — Лотб 5 ) + (^5~ ^к ) (£Д + £*5 ) (^отб 5~
Первый член формулы определяет экономию от прекращения
слива конденсата Рл из ПНД2 в ПНД1, вследствие чего увеличивается
отбор D5 более низкого давления \pA>Ps)- Второй член — экономия
от прекращения слива конденсата из ПНД1 (£>4 + £>5) в конденсатор,
где он охлаждался от Л'5 до Л,, что и приводит к экономии теплоты
в схеме. Значения D4 и £>5 находят по балансу теплоты ПНД2
и ПНД1 и заданному расходу конденсата £>к = 50 кг/с.
Уравнения тепловых балансов ПНД4 и ПНД5 при недогреве
конденсата до температуры насыщения греющего пара в ПНД
0=5° С имеют вид
Р) = (D‘+ + Di) (Л4 ~ 5) (50 + £>4 + £>;) (484 - 398)
(/'отб 4 £цтб 4)-0,98 (2782-504,7)-0,98 ’
£ (Рц. + Р4 + Pi){h'j—h'K)— РА (Аотб4~^отб 5 )_
(Лотб 5 — Лотб 5 ) ’ 0,98
_ (50 + РА + Pi) (398 -119,8) - Р4 (504,7 - 417,5)
(2685-417,5)-0,98
Решение системы двух уравнений приводит к следующим резуль-
татам: £)5 = 7,56 кг/с; Р4 — 2,3 кг/с.
Экономия теплоты от замены каскадного слива конденсата в ПНД
на подъемные насосы
&Q=(0,482 - 0,416) 2,3 (504,7 - 417,5) +
+ (0,416-0) (2,3 + 7,56) (417,5 -119,8) = 1234,5 кВт.
Оценка экономичности выполнена без учета затраты мощности
на привод подъемных насосов, которая составит около 20 кВт (для
двух насосов).
Рл
Рис. 3.4. Схема ус ишоики охлади)ели
конденсата за 11ВД:
I—котел; 2 - ПВД. 3 охладиiель конден-
сата, установленный дополни к-льио за
ПВД; 4 им тельный насос, 5 деазраюр
Задача 3.23. Определить изме-
нение экономичности тепловой
схемы от установки на подогрева-
тель высокого давления охлади-
теля конденсата греющего пара
при каскадном сливе его в деа-
эратор. Схема на рис. 3.4 имеет
следующие параметры: р0 = 3,5 МПа; /О=435° С (Ао = 3303 кДж/кг);
3,6 МПа; hi =2920 кДж/кг; ра = 0,15 МПа; л0 = 6,959 кДж/(кг • К);
Pi =
Ад =
2710 кДж/кг; рв = 4,0 кПа; Ак = 2315 кДж/кг; D„ „=12 кг/с;
С₽= 29330 кДж/кг; /п.в = 150"С; рп.в=4,5 МПа; г)..у = 0,90; ть.„=0,98;
Т]эм = =0,97; КПД теплообменного аппарата т]т.в = 0,98. В охладителе
температура конденсата снижается на 20е С (Д/,
Решение. Находят по таблицам
5П.В = = 1,837 кДж/(кг • К); h\ = 670,4 кДж/кг; А„ = 467,1 кДж/кг.
Расход пара на ПНД из первого отбора
'«„=20° С).
Л п. в = 634,6 кДж/кг;
(h'„.t-h'a)Dn„ (634,6-467,1)-12
(Ai-Ai) Пт.» (2920-679,4)-0,98
= 0,912 кг/с.
количество теплоты, передаваемой конденсатом питательной воде.
Сохл = D1 СрД/„хл=0,912 • 4,2 • 20 = 76,6 кВт.
Находят по методике, приведенной в задаче 3.22, значения
коэффициентов ценности теплоты в первом отборе и в деаэраторе:
А0-Ап.в 3303-634,6
.«о-in. в ~ 6,959—1,837
= 520,9 К;
1 1
“o = 1-?F=l
293,15
520,9
= 0,4373;
А =
<01 = 1
,.c(si-4) 293,15(7,15—1,930)
Ai-Ai ~ 2920-670,4
0,320;
Го.с(4д-^)а 293(7,21-1,434)
ha~h'a 2710-467,1
^=— = 0,732;
(О© Wq
0,245
0,437
=0,56.
При установке и включении в работу охладителя конденсата теплота
конденсата первого отбора будет значительно меньше вытеснять отбор
более низкого давления (отбор Д), поступающий в деаэратор, вследствие
чего увеличится комбинированная выработка на базе регенеративного
подогрева конденсата турбин и появится экономия теплоты в схеме:
AC =Ui -kn)2™. =£1)Dlс„Мовя =
= (0,732 - 0,56) 76,6 =13,17 кДж/кг =13,17 кВт.
Задача 3.24. Определить изменение расхода теплоты в тепловой
схеме (рис. 3.4) при замене каскадного слива конденсата на двух
ПНД на подъемные насосы при следующих параметрах тепловой
схемы: Ро=9 МПа; Ло = 3450 кДж/кг; р,=4 кПа; Л,=2320 кДж/кг
(/« = 29° С); pt =0,2 МПа; hi =2750 кДж/кг; р2—0,07 МПа;
h2 = 2640 кДж/кг; £>вонд= 14 кг/с; 0=4° С; /п.в=160'С; рпв=12МПа;
2 Е = 29 330 кДж/кг; ц,.у=0,9; Пт.п=0,98; Пэ1=0,97.
Ответ: Экономия теплоты Д£) = 235 кВт.
Задача 3.25. Определить изменение расхода теплоты и топлива
в схеме при установке на двух ПВД охладителей конденсата при
каскадном сливе конденсата греющего пара из ПВД в деаэратор
при следующих параметрах схемы: р0 = 8,8 МПа; fo = 530° С; (ЛО = 3463;
s0 = 6,766 кДж/(кг• К)); pi =2,65 МПа; hi =3220 кДж/кг; р2=1,4МПа;
Л2 = 3088 кДж/кг; р3 = 0,6 МПа; Л3 = 2890 кДж/кг; riK.y=0,89; г]т.п = 0,98;
Лэм = 0,97; Q £= 29 330 кДж/кг; недогрев в ПВД питательной воды
0 = 5" С; разность температур на выходе из охладителя конденсата
составляет Л/=10° С. Расход питательной воды через ПВД
£>пв = 120 кг/с.
Ответ: Экономия топлива ЛВ = 0,12 кг/с.'
Задача 3.26. Определить эксергетический КПД барабанного котла,
работающего на ТЭЦ при следующих условиях: Диа=230 т/ч; расход
пара из котла £>„°=210т/ч; р„.в= 16 МПц;/7п.а = 225^С;грпс= 14 МПа;
/пс = 560‘,С (перегретый пар на выхоДё~ из- "Пароперегревателя);
2 £=29 330 кДж/кг; Т], у=0,89,. Эксергия топлива ет= 1,12$; темпера-
тура окружающей среды = 20е С.
Решение. Эксергетический КПД котла определяется по потокам
эксергии входящих и выходящих из него
Т 77ИрОД е,1род Р)п, в с.
Расход топлива определяется по тепловому балансу котла по
энтальпиям входящих и выходящих потоков
ПСТ7)ПрОД/&б 7)п ВАП „
Находят £>проД = £>п. в - Т>пс=230—210=20 т/ч.
Находят по таблицам энтальпию кипящей воды при давлении
в барабане котла рп.„=16МПа; h'6= 1651 кДж/кг; Лп в = 970,6 кДж/кг
(по /„.„ = 225° С и рп.в = 18 МПа); Апс = 3485,8 кДж/кг (по /пс=560‘ С;
рпс= 14 МПа).
Подставляют найденные значения Dnp„a и h'6 в формулу
_ 210 • 103 • 3485,8 4- 20 103 -1651 — 230 -103 - 970,6
29330-0,89
= 20,76 т/ч = 5,76 кг/с.
Эксср1ии потоков пара, продувки и питательной воды:
230 Юд
Ет = Dnc [Лпс - Л„. с - Т„. с (л„„ - ло. с)] =—— 3485,8
/ I [ -5oUU
- 83,8 - 293 (6,595 - 0,297) = 90 825 кВ г;
•^прод = ^прод [У^прод Ао. с ^о. с (*$прод »$о. С )]
= [1651 —83,8 - 293 (3,748—0,29)] = 3090 кВт;
^п. в Dn. в [Лп. В ^О. С ^0.с ($п. в *$о. с )]
23_0'?°3 [970,6 - 83,8 - 293 (2,585 - 0,297)] = 13 827 к Вт;
3600
Пе =
Впс + Впрод-Вп.в _ 90825 + 3090- 13 827
Be,
5,76-1,1-29 330
=0,431.
Задача 3.27. Определить эксергетический КПД котла при следу-
ющих условиях: котел прямоточный; расход перегретого пара
£>„„=930 т/ч; р, у = 14 МПа; /„„ = 555° С; £>„„ = £>„„; /„„ = 260' 0;
/>„.„,= 17 МПа; eT=l,15<?₽; Qg = 29330 кДж/кг; Пк.у = 0,91; /о.с = 20° С.
Ответ: qe = 0,44.
Задача 3.28. Определить эксергетический КПД барабанного котла
при следующих условиях: £)пс=420т/ч; /?пс=10МПа; /пс = 540‘ С;
д
Q
*щАд=5т/ч; />6=12МПа; /„.„=215° С; рпв=13МПа; ет = 1,05б£;
• ££=24500 кДж/кг; q,.y=0,88; /о.с = 20°С.
Ответ: цс=0,42.
/Задача 3.29. Определить эксергетический КПД прямоточного котла
прт следующих условиях работы: Dm= 1800 т/ч; рт = 24,5 МПа;
/пс:р545‘ С; пар вторичного перегрева: D„T = D„C; ДЛ„Т = 640 кДж/кг;
/>вт1=12МПа; т]о( = 0,90; Dnc = Dnu; h= 1100 кДж/кг; = 30 МПа;
eT=t !,)(?£; Q£ = 29330 кДж/кг; л„.у = 0,90; /о с = 20 С.
Ответ: т|с = 0,45.
Задача 3.30. Определить эксергетический КПД прямоточного котла
при следующих условиях работы: рк у= 10 МПа; /„ = 540° С;р„ „= 12 МПа;
/„1=215' С; £>,,.„ = £>пс = 410 т/ч; ц,.у = 0,89; ет = 30500 кДж/кг; /„.с = 20° С.
]О т в е т: qc = 0,425.
[Задача 3.31. Определить эксергетические потери и КПД паропре-
образователя при следующих условиях работы: греющий пар промыш-
ленного отбора: рпр=1,5МПа; Л„р = 3010 кДж/кг и расходом
/7,1 = 35 т/ч; конденсат греющего пара не переохлаждается; вторичный
пар паропреобразователя имеет давление />„.„= 1,3 МПа (пар сухой
насыщенный). Питательная вода паропреобразователя имеет давление
р„. ,= 1,3 МПа и температуру /п в=104°С. Расход продувочной воды
£>пмд равен 0,1 производительности паропреобразователя £>„; КПД
паропреобразователя qia =0,98; /о с = 20° С.
Решение. Находят по таблицам свойств водяного пара энтальпию .
вторичного пара йвт = й£т = 2786 кДж/кг; йвт = 814,7 кДж/кг; л£т =
= 6,493 кДж/(кг-К); лвт = 2,251 кДж/(кг К), й„.„ = 436 кДж/кг; h'np =
= 844,6 кДж/кг; х„р=2,314 кДж/(кг • К); дпр=6,88 кДж/(кг • К).
Составляют тепловой баланс паропреобразователя:
Пт. а ^пр^‘пр 4“ ^п.в^н. в = Пт. а ^пр^пр + ^вт^вт + б, 1 77В| Лв, -
Из уравнения теплового баланса находят расход вторичного пара
/>вт при указанном в задаче условии, что Dnp = 35 т/ч,
а Рпв = £>вт + О,1£>вт = 1,1Z)BT:
D _ DnP(hnp-h‘np)^.. 35 • 103 (3010 —844,6) 0,98
“т Лвт+0,1йвт-1,1й„.в 3600-(2786+0,1-814,7-1,1'436) ’ КГ/С‘
Находят значения и Dnpoa по известному D„:
D„. в=DBT+£>прод = 1,1DBT = 1,1 • 8,63 = 9,49 кг/с;
^пРол = 0,1£»вт=0,1 -8,63 = 0,863 кг/с.
Находят значения эксергии для потоков рабочего тела в паропре-
образователе. Эксергия греющего пара отбора £>пр = 9,72 кг/с:
£цр £дР [ ^пр ^о. с (*$пр +). С )]
= 9,72(3010 —83,8 —293(6,88 —0,293)]=9683 кДж/с = 9683 кВт.
Эксергия конденсата греющего пара
^КОНД Uпр |_“пр "о. с * О. С V^np $О. с /J
= 9,72 [844,6 - 83,8 - 293 (2,314 - 0,293)] = 1632 кВт.
Эксергия вторичного пара паропреобразователя
£«Т £ВТ Ц«вт с 1 в. с . $о. с )J
= 8,63 [2786 - 83,8 - 293 (6,493 - 0,293)] = 7646 кВт.
Эксергия питательной воды, поступающей в паропреобразователь,
^п. в 7)п. в [А п, в ho в То. с (.S’n_ в Л’о. в )] =
= 9,49 [436 -83,8 - 293 (1,35 - 0,293)] = 403 кВт,
где Л„.в находят по таблицам при рп в=1,ЗМПа и /„.„=104" С;
1.35 кДж/(кг • К).
Эксергия продувочной воды, уходящей из паропреобразователя,
£дрОД — £дрод (^ ВТ ^О. С 2"о. в (>?вт ^о. с )]
= 0,863[814,7-83,8-293(2,251-0,293)]= 135 кВт.
На основе найденных значений эксергий составляют эксергетический
баланс паропреобразовательной установки, как равенство суммы
эксергий входящих потоков, суммы эксергий выходящих потоков
и суммы потерь эксергии:
££вх=££вых+££пот
отсюда находят Е£ПОт=££вх-££ВЫх
=Е£^=1_Е£пОТ 9413 О 933.
££вх 10086
Е £вх = £..р+£п. в=8807 + 366 = 10 086 к Вт;
4 Заказ № 3622
49
= * Е™ + £„+£прод = 1632 + 7646 + 135 = 9413 к В i
Потери эксергии в паропреобразователе
X Дют = Е £вх - Е Е,т = 10 086 - 9413 = 673 кВ г,
или
Е^пот'100% 673-100% А_0/
“=-foo^"= ’
Задача 3.32. Определить эксергетический КПД пароводяного те-
плообменника при следующих условиях его работы: греющий пар
давлением ргр=0,2 МПа; /ггр = 2720 кДж/кг; конденсат пара не переох-
лаждается. Нагреваемая среда—вода: G'„ = 80т/ч; давление
р„=0,5 МПа; т=115°С; т2 = 70°С; потеря теплоты поверхностью
учитывается КПД теплообменника г]т.а = 0,98.
Ответ: т]с = 0,95.
Задача 3.33. Определить эксергетический КПД водо-водяного те-
плообменника при следующих условиях работы: греющая среда —
сетевая вода; (7С=12,5 т/ч; давление рв=й,1 МПа; = 105° С, нагрева-
емая среда — водопроводная вода при давлении р„ = 0,3 МПа, ее
расход G„ = 15 т/ч; /В1 = 25° С; ZBBIX = 60° С; потеря теплоты поверх-
ностью теплообменника т]т а = 0,98.
Ответ: т]е=0,85.
Глава четвертая
ТЕПЛОПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ТЕПЛОВЫХ
СХЕМ ТЭЦ И МЕТОДЫ ИХ РАСЧЕТА
Задача 4.1. Определить расход пара в поверхностном пароводяном
теплообменнике для подогрева сетевой воды с zo = 50c С до z„ = 120° С.
Расход сетевой воды 1Кс.в = 480 т/ч. Параметры пара в отборе
Роте = 0,25 МПа; /от6 = 200г С. Конденсат пара нс переохлаждается.
Решение. Уравнение теплового баланса подогревателя:
£’отб(Лотб-ЛоТб)т1т.а= irc.B(zn-tB)ср. По таблицам свойств воды и водя-
ного пара или с помощью h, s-диаграммы находим
АОтб = 2870 кДж/кг; hB16 = 127,4 кДж/кг;
I 480(120 —50)-4,19
016 (2870-127,4)-0,98 ’ ' '
(Задача 4.2. Рассчитать двухступенчатую сетевую подогревательную
становку (рис. 4.1). Исходные данные: тепловая нагрузка сетевой
одогревательной установки Сс.п = 50 МВт; давление греющего пара
верхнем сетевом подогревателе рс п2 = 0,25 МПа; Zcn2=200"C;
араметры пара в нижнем сетевом подогревателе рв.„ i =0,1 МПа;
tn=1Z0QC
подогревателе 6 = 5" С,
Рис. 4.1. Двухступенчатая сетевая подсн рева-
тельная установка:
СП1 — сетевой подо! рева гель первой ступени;
СП2 сетевой подогреватель второй ступени
fc.ni = 120° С; температура подающей се-
тевой воды tn = 120е С, обратной сетевой
воды z0=65° С. Конденсат пара не переох-
лаждается.
Решение. Расход сетевой воды
W , 50 103
с в h'n-h'~ (120—65)-4,19
= 217,0 кг/с = 781 т/ч.
Принимая недогрев сетевой воды до
температуры насыщения в нижнем сетевом
определяем температуру сетевой воды за
нижним сетевым подогревателем:
f'c.n = f" о 1-6=100-5 = 95° С.
Тепловые нагрузки сетевых подогревателей:
Сс.п i = >Kc.B(z;.n—ZO)CP=217(95—65)4,19 • 10-3=27,27 МВт;
Cc.n2=Wzc.B(zn-z'.n)Cp = 217(120-95)-4>19 10-3 = 22,73 МВт.
Проверка:
<2с. п 2 = Сс. п - Сс. п 1 = 50,0 - 27,27 = 22,73 МВт.
Энтальпия пара в нижнем подогревателе йс.„ i = 2780 кДж/кг (по
таблицам свойств воды и водяного пара).
Расход пара в нижний сетевой подогреватель
п 27270 11-7СА / ИЭИЗ ,
/7С.П 1 =7;--г,---\---=7-^-—., „ = 11,786 кг/с = 42,43 т/ч.
(Лс. n I - л с. n 1) Пт. а (2780-419)- 0,98
Расход пара в верхний сетевой подогреватель
п бс.п2 22730
Г>е.„2=77----77---т---=7йотй—сЧЧ о\~ л йо = 9’93 кг/с = 35,74 т/ч.
(Лс.п2 — ^с.п г) Лт.а (2870 — 533,8) • 0,98
Задача 4.3. Решить задачу 4.2, если отвод конденсата греющего
пара из подогревателей выполнен так, как показано на рис. 4.2.
Конденсат греющего пара в подогревателях также не переохлаждается.
Ответ: £)<..„ 2 = 35,74 т/ч; Г>с. „ i = 40,69 т/ч.
Задача 4.4. В пароводяном подогревателе с площадью поверхности
нагрева F=27,0 м2 осуществляется подогрев водопроводной воды
с расходом IF,,=60 т/ч и температурой на входе в теплообменник
fBx=15° С. На подогрев воды расходуется пар в количестве £>„ = 7,2 т/ч.
Параметры пара на входе в теплообменник р„ = 0,15 МПа;
1„ = 2796 кДж/кг; конденсат пара не переохлаждается; КПД подогрева-
теля т)т.о = 0,97.
Рис. 4.2. Двухступенчат стекая подо|реиа-
тсльная установка с каскадным едином конден-
сата греющего пара
Определить коэффициент теплопереда-
чи пароводяного подогревателя.
Решение. Тепловая нагрузка подогре-
вателя
- 7 2-103
Cn = £n(An-A')=^~— (2796-467)=
= 4658 кВт.
Температуру нагреваемой воды на вы-
ходе из теплообменника находят из те-
плового баланса подогревателя
СпДт.а= ^bx)^pj отсюда
t -t .бПк. , 5 I 4658 • 0,97 3600 _
/вых-ZbxT^ 15+ 60.103.4J9 79’7 С-
Среднелогарифмическая разность температур
Л/ср. л
Л/6 - А/м _ (111,4—15)—(111,4 —79,7)
In-—
А/м
111,4-15
П111,4-79,7
= 58,18° С.
Коэффициент теплопередачи
__ &| Лт.а
2^А/Ср. л
4658 0,97
27-58,18
= 2,876 кВт/(м2-К).
Задача 4.5. Подобрать сетевой подогреватель и произвести его
поверочный расчет для следующих условий работы: расход сетевой
воды Gc. „ = 450 т/ч; температура воды на входе /ох = 70" С, а на
выходе из подогревателя /Вых=109°С; давление греющего пара
Ротб = 0,2 МПа; энтальпия «реющего пара Лот6 = 2730 кДж/кг; тр.а = 0,98.
Решение. Тепловая нагрузка подогревателя
450-103
Сп=Gc. в (/.„, - /вх) ср=(109 - 70) 4,19 = 20 426 кВт.
Температура насыщения греющего пара при давлении
рО1б=0,2 МПа; /н=120°С.
Расход греющего пара
О„ 20426-3600 ,
£>„ = т----------=т----------г-------т=33,68 т/ч.
(Лотб-Лотб)т]т.а (2730 -503)- 0,98 Ю3
Среднелогарифмический температурный напор в подогревателе
Ar6-A/M (120-70)-(120-109) 25 c
Задаемся коэффициентом теплопередачи сетевого подогревателя
(с учетом загрязнения трубок) £ = 2600 Вт/(м2-К).
Необходимая площадь поверхности нагрева
„ Сп 20426-103 „ , ,
п—£Дгер.л—2600-25,75 ~3 М‘
Выбираем сетевой подогреватель вертикального типа ПСВ-315-3-23
с площадью поверхности нагрева 315 м2. Технические данные подо-
гревателя: число трубок 1212; число ходов по воде 2; трубки
латунные наружным диаметром 19 мм и толщиной стенки 1 мм,
высота трубок //=4350 мм, расчетное давление в корпусе 0,3 МПа,
в трубках 2,3 МПа.
Поверочный расчет теплообменника. Определяем скорость воды
в трубках:
<7с,„103-4
3600рл</„„-z/2’
где р — плотность воды, кг/м3. При средней температуре
воды tCf = ?B> <вы*=—» 90° С; р=965,3 кг/м3; </„„=0,017 м;
z/2—число трубок для одного хода воды; и'„=
450-103-4
~ 3600 • 965,3 - 3,14 - 0,0172 - 606 “ °’9 М/С’
Число Рейнольдса Re = -в-^ви = - б = 491 227.
Коэффициент теплоотдачи от стенки к воде
^! = NuB = 0,021Reo-8Pro-4£l,
2
где £1=1+77-,— поправочный коэффициент;
//</
2
Е'-1+4Жои-1’°<,7;
Рг=1,95 (при z„=90° С);
Nu„ = 0,021-49122,7 °-8 • 1,95 °-4 • 1,007 = 156,4;
Nu„X„ 156,4-0,68
ав=—;—=——
</вИ
0,017
= 6259,3 Вт/(м2 К).
Для расчета коэффициента теплоотдачи от пара к стенке
«л используем формулу Нуссельта, которая для условий l^Pr^lOO
и r/(cpAz)>5 дает хорошее совпадение с более точными решениями,
учитывающими силы инерции и конвективный перенос геилогы
в пленке:
ап=0,943 «
rptgtt
Цв('и-'с)#’
где г 4— теплота конденсации пара при температуре насыщения, Дж/кг;
Рв, *, Цв — соответственно плотность, теплопроводность и динамичес-
кая вязкость пленки конденсата, определяемые при средней тем-
пературе конденсата Гср=(/и + /с)/2; Н—высота трубки. Однако тем-
пература стенки гс неизвестна. Неизвестен и температурный напор
;н—м, входящий в формулу Нуссельта. Решение подобной задачи
можно выполнить либо методом последовательных приближений,
либо; графоаналитическим методом.
Примем (с последующей проверкой) Д1ПЛ = Г„ —/с = 4“ С;
Zc = 4-4=116° С. Тогда zcp=(120 + 116)/2 = 118'' С; р„ = 944,5 кг/м3;
Х, = 0,685 Вт/(м-К); ц„ = 241,47 - КГ6 Па с;
ап=0,9434
2204 -103-944,5 • 9,8 0,6853
241,47- 10~6-4,35(гн —/е)
631 955 1016
—^——— = 0,943 • 104 0,88Д/ш-0,25 = 8298,4Д/ПЛ-0,25.
1050,39 - Атпл
/дельный тепловой поток через пленку конденсата </ш,
=акпл = 8298,4Д/п0;,75; ^=^Г^ = 8298,4Д/п°;75,
отсюда
А'п>
= 0,75
20426-103 , „
315 8298 4 °асхождение с первоначально приня-
ты: л значением невелико.
8298 4
“п = 4 67о~25 = 5644 Вт/(м2 • К).
!
Коэффициент теплопередачи
к'=1
1 8С 8, 1
—I" —
Ctn
Принимаем толщину накипи 8, = 0,2 мм; Хэ = 4,0 Вт/(м • К); тепло-
проводность латунной стенки 1С= 105 Вт/(м • К)
£' = 1
1 0,001 _ 0,0002 _ 1
5644+ 105 + 4,0 + 6259,3
= 2532 Вт/(м2-К).
Тепловая мощность подогревателя
Q„=Fk'Дгср.я = 315 • 2532 25,75=20 537 кВт.
Сп>Сп- Расхождение в балансе тепловой мощности
Д(2я=----20 535---100 = 0,54%. Допустимое расхождение 2%.
= C/F=
Задача 4.6. Применительно к условиям задачи 4.5 произвести
гидравлический расчет сетевого подогревателя. При расчете принять
относительную шероховатость трубок А = 0,03.
Решение. Потеря давления на гидравлическое сопротивление по-
догревателя определяется по формуле Д’Арси
Л 1 1 и’“р
а 2 2
где первое слагаемое—потеря давления из-за гидравлического трения
в трубках; второе слагаемое — потеря давления на местные сопротив-
ления. Коэффициент гидравлического трения в области автомодель-
ного течения жидкости Л зависит лишь от относительной шерохо-
ватости А = А/</„„ и по справочным данным [6] при А/</„„ = 0,03
Х = 0,057; /—длина трубок, м; da„— внутренний диаметр трубок;
w,,—скорость воды, м/с, р—плотность воды; —сумма коэф-
фициентов местных сопротивлений.
На основе конструктивных характеристик подогревателя и условий
задачи 4.5 имеем
1= 2 х 4,65 = 9,3 м (с учетом вальцовки трубок в трубных досках);
</„„ = 0,017 м; и;, = 0,942 м/с; р = 965,3 кг/м3. Коэффициенты местных
сопротивлений согласно [6]: вход воды в водяную камеру £;вх = 1,5;
выход воды из водяной камеры £Lx=l,5; вход воды в трубки
1ЦХ = 2 х 1,0 = 2,0; выход воды из трубок £вых = 2 х 1,0 = 2,0; поворот
воды на 180' £пов = 1 х 2,5 = 2,5.
Сумма ££м = 9,5.
Потеря давления
( 9,3 \ 0,9422 965,3
Др = 1 0,057^^4-9,5 I---------= 17423,7 Н/м2к 17,42 кПа.
Задача 4.7. Рассчитать сетевую теплоподготовительную установку
к турбине Т-250/300-240 при трехступенчатом подогреве сетевой воды
(в режиме работы турбины с проз иводавлением). Присоединенная
коммунально-бытовая тепловая нагрузка турбины QT = 420 МВт. Тем-
пература обратной сетевой воды т2 = 48° С; расход сетевой воды
Сс.„ = 7000 т/ч. Турбина имеет два теплофикационных отбора пара
при одном регулирующем органе, расположенном за камерой нижнего
отбора (поворотная диафрагма). Сетевая врда перед входом в нижний
сетевой подогреватель (57) подогревается в теплофикационном труб-
ном пучке конденсатора турбины и в подогревателе уплотнений
(СБ) (рис. 4.3). Пропускная способность регулирующей диафрагмы
в закрытом положении при давлении перед ней 0,1 МПа;
=60 • 104 кг/(ч • МПа). Пропускная способность промежуточного от-
сека турбины (отсека между верхним теплофикационным отбором
и цилиндром низкого давления) 5^ = 450 • 104 кг/(ч • МПа). Тепловая
нагрузка подогревателя уплотнений Сев = 5,7 МВт (по заводским
данным). Расход пара в регенеративный подогреватель П2
Ai2 = 7,6 т/ч, а регенеративный подогреватель Ш отключен.
Решение. Так как режим работы теплоподогревательной установки
зависит не только от режима работы тепловой сети, но и от
режима работы турбоустановки, решение данной задачи сводится
Рис. 4.3. Принципиальная схема теплоподготовительной установки к турбине
Т-250/300-240:
CHI, СН2—сетевые насосы первой и второй ступеней; К—конденсатор турбины;
ВП—встроенный конденсационный пучок; СБ—сальниковый бойлер; Б1, Б2—сетевые
подогреватели нижней и верхней ступеней; КН—конденсатный насос; ПВК—пиковый
водогрейный котел; ГП, П2, ПЗ— регенеративные подогреватели за номерами 1, 2, 3;
СХ—охладитель пара из уплотнений; ОЭ — охладитель пара эжекторов; ДН—дренажный
насос
к совместному решению методом последовательных приближений
двух уравнений: уравнения теплового баланса теплофикационной
установки турбины
Ст=С?Б1 + С?Б2 + £?ВП + (?СБ
(4.1)
и уравнения, связывающего давление пара в камерах теплофикаци-
онных отборов с расходом пара через отсек ступеней между ними
(промежуточный отсек),
„абс ___
РотБ 2
(4.2)
Рб 1
н
t\
Предварительно задаемся давлением в нижнем подогревателе
= 0,08 МПа, чему соответствует температура насыщения пара
= 93° С. Давление в нижнем отборе рот61 = Рг, i + А/>ь i , где Арь, —
Б 1
потеря давления в подводящих трубопроводах нижнего сетевого
пол огревателя. Предварительно задаемся Д/л. i = 0,07рь i =
07 0,08 = 0,0056 МПа; ротб1 =0,08+0,0056 = 0,0856 МПа.
= 0
’асход пара в конденсатор равен расходу пара в ЧНД (подогрева-
телэ П1 отключен). При работе с закрытой поворотной диафрагмой
расход пара в конденсатор прямо пропорционален давлению пара
перед диафрагмой:
DK = £>Ч1|Д = a,t6 , Ki = 0,0X56 60 104 = 51,36 т/ч.
Тепловая нагрузка встроенного теплофикационного пучка
2„.п = £>ЧндЛАж, где ЛАК — разность энтальпий пара и конденсата
в конденсаторе. Принимаем (на основе опыта эксплуатации)
△/^ = 2350 кДж/кг:
£>„.„=51,36-103- 2350 = 33,5 МВт.
Тепловая нагрузка встроенного пучка с учетом подогрева сетевой
воды в сальниковом подогревателе
QLn = С..п + Ссб = 33,5 + 5,7 = 39,2 МВт.
Тепловая нижнего нагрузка сетевых подогревателей: Qbi =Eei 17(^61— тБ1); (а)
верхнего Сб2=еБ2 1+(>Б2 —тБ2). (б)
Тепловая нагрузка турбины £?т = £?Б1 +Сб2 + С»п- (в)
В уравнениях (а) и (б) еБ1 и еБ2—удельные безразмерные тепловые
мощности сетевых подогревателей (соответственно нижнего и верх-
него); W—тепловой эквивалент сетевой воды, кДж/(ч-К); /Б1, *1г—
температуры насыщения греющего пара в нижнем и верхнем пароподо-
гревателях; тБ1, тБ2— температуры сетевой воды на входе соответ-
ственно нижнего и верхнего подогревателей; е=1------------где
Ф~ параметр подогревателя; для нижнего подогревателя
Ф = 6468( ^5^-К ) , для верхнего Ф=7246( . Для обоих
\ ч J \ ч ]
подогревателей И/=7000-4,19-103 = 29,3 • 106 кДж/(ч -К);
е6468/х/29,3- 10б
е7246/^/29,3 -106
Из совместного решения уравнений (а), (б) и (в) получаем
зависимость для температуры насыщения пара в верхнем сетевом
подогревателе:
*Б2= еы f ~---т2)—------------------1\1 —еБ1) + т2;
еБ2^ \еБ2 /' W \£Б2 /'
420106-3600 ( 1
/б2 —0,737-7 -106-4,19 • 103~°’ Д0,738~ ^С93-48)-
39,2 • 10fe 3600 / 1 V л
' 7 106-4,19• 103\0,738~ у “ ’697) + 48:
=69,95-11,13-0,52+48 = 106,У C.
Давление в подогревателе Рб2=/0б2)=0,125 МПа.
Расход пара в бойлер Б1
^1=^[^НБ1-Т2)-^.П] =
= Щ/[29>3 Юб (93 -48)-39,2 • 106] = 379,4 т/ч.
Потеря давления в паропроводах от отбора до нижнего подогрева-
теля (£7)
D 2
ДрБ 1 = 0,22 • 10 ~14—+0,00215;
Phi
(379 4- 103Р
Д/>в 1 = 0,22 • 10 "14 --+0,00215 = 0,0061 МПа.
0,08
Давление в камере нижнего отбора
Ротб 1 —P's 1+Дрв 1=0,08+0,0061 =0,0861 МПа.
Расхождение с ранее принятым значением рот61 =0,0856 МПа не-
велико. Для лучшего схождения следует задаться новым значением
Ротб 1 ’
Расход пара на верхний сетевой подогреватель
Dhi =
(?т — £*в 1 АЛб 1 — Q п
АЙБ2
379 4-103 -2350
420 ’ 1°6 ~ ~ збдо ~39,2 ’106
2350
= 56,653 кг/с = 203,95 т/ч.
Потеря давления в паропроводах от отбора до верхнего подогрева-
теля (Б2)
Dl->
ДрБ2 = 0,85-10~13 —+0,00235;
Ph 2
0,85(203,95 • 103)2
АА.2= - ,п13 П1^ '+0,00235=0,005 МПа.
10 -0,125
Давление в камере верхнего отбора
Лтб2 =Рв2+ДрБ2=0,125+0,005 = 0,13 МПа.
Найденные значения абсолютного давления рот62 должно удовлет-
ворять уравнению (4.2).
Расход пара через промежуточный отсек
D„. о = £>б 1 + Лчнд+Dn 2 = 379,4+51,36 + 7,6 = 438,4 т/ч;
//438 4 IO3 \ 2
pOT62=j(-4557jo4-) +(0,0856)2=0,1296 МПа.
Расхождение невелико. Окончательно принимаем: давление в камере
нижнего отбора рот61=0,086 МПа; давление в камере верхнего отбора
А>тб2=0,13 МПа.
Турбина Т-250/300-240 комплектуется двумя горизонтальными
сетевыми подогревателями типа ПСГ-5000-2,5-8-1 (для нижней ступени)
и ПСГ-5000-3,5-8-1 (для верхней ступени) с площадью поверхности
нагрева 5000 м2.
Для упрощенных расчетов теплоподготовительной установки мож-
но принимать Сг>1 = 0,65(?отб; <?б2=0,35<?от6.
Задача 4.8. Произвести поверочный тепловой и гидравлический
расчет сетевого подогревателя ПСГ-5000-2,5-8-1 (для нижней ступени
подогрева в турбоустановке Т-250/230-240) по исходным данным,
полученным в результате решения задачи 4.7 и «техническим данным
сетевого подогревателя.
Подогреватель горизонтальный; кожухотрубный число ходов по
воде z=4; число трубок « = 7325 шт.; трубки латунные диаметром
^н/^вн = 25/23 мм; длина трубок /=8,7 м в одном ходе воды.
Решение. Тепловая нагрузка подогревателя
Qe 1 = 0,652отб = 0,65 (£т - Q„)=0,65 (420 - 39,2) = 247,5 МВт,
Температура воды на выходе из подогревателя
#вых_,вх । 6б1 _
*Б1 — <Б1*гт;—7—
^св^р
247 500
52,8+----—«83° С.
7000-^—
3,6
Среднелогарифмическая разность температур
Д/6-Д/м (93-52,8)-(93-83)
А'-л=—Д^=--------, 93 — 52^8--=21,6 С
ПД/М П 93-83
Средняя температура воды гср = гн — Дгср.л=93 —21,6 = 71,4° С.
Скорость сетевой воды в трубках
где G( в—расход воды; р—плотность воды; fc в—площадь проходного
7000-10’ ,ПА АА ,
сечения для одного хода воды; GCB =—7——= 1944,44 кг/с;
3600
р = 976 кг/м3 (при средней температуре воды гср = 71,4° С);
ndlBn
Je'~ 4z
3,14 -0,0232
W
•7325=0,76 м2;
1944,44
0,76-976
=2,61 м/с.
Коэффициент
где zj—средняя
диаметр трубки,
теплоотдачи внутри трубок [12]
w0-»
асв = (1630 + 21/ср —0,041/2р)-£|,
”вн
температура воды в трубках, °C; с1ви—внутренний
м;
1 „=(1630+21 -71,4-0,041 • 71>42)(^6J=13378 Вт/<м2 ’Ю-
Коэффициент теплоотдачи от пара к трубкам [12]
4920 + 58/.-O,175z? 2
(wJH0)0,25 ВТ/(М К)’
где /, = " с—средняя температура планки конденсата, °C; 0=/„—tc,
где г,-—температура насыщения пара, °C; tc—температура стенки,
°C; л 1=57—приведенное число рядов трубок в вертикальном ряду.
Температура стенки /с заранее неизвестна. Задаемся tc = 87° С (с
последующей проверкой):
r,=(zH+rc)/2=(93+87)/2=90° С;
^_4й0ТЯ-Ю-0.17590»е,ы,_ ц,
(57-0,025)°-25
С другой CTOjpoHbi, ot„0 = o, где q—удельный тепловой поток
q=Q/F= (247,5 10^/5000 = 49 500 Вт/м2;
/49 500
7983,4О °-250=49500; 0 = 0.75/——=3,93° С; /„ = /„-0 = 93-3,93»
v 7983,4
»89° С.
/н + ?с
Уточняем значение температуры пленки конденсата: /, = —-— =
93 + 89
=—-—=91° С. Уточняем значение ап:
4920 + 58 - 91—0,175 - 902 0 25 g_02j.
-----(57-6^025) °-2*---6 -8007’56 ’
/49 500
8007,500-75 = 49 500; 0 = о.75/эд07~5 = 3’92° С’
tc = t„—0 = 93 — 3,92» 89е С. Принимаем окончательно температуру
стенки с паровой стороны /с=89°С;
ип=/пп^о7’о 2< = 5690 Вт/(м2 К).
(93-89)0,25
/ / J g g I \
Коэффициент теплопередачи ~ ’ $==м’
1С= 105 Вт/(м • К); 83=0,0005 м; Х=4,0 Вт/(м • К);
, , // 1 0,001 0,0005 1 \
‘-7 +*4/Г+Ш78)“25’7 ВТ'<М ’К>-
Поверхности нагрева по расчету
Q
F=——
^△^ср. л
247,5 • 106
2597-21,6
= 4412 м2.
Таким образом, имеем запас по поверхности нагрева подо-
гревателя.
Гидравлический расчет (см. решение задачи 4.6):
ДРб1 — ~--1 ---Н ) •
\ “вм /
Коэффициент гидравлического трения Хт=0,03 (зависит от от-
носительной шероховатости стенки трубок Л); ^.,=2,61 м/с;
р=976 кг/м3. Суммарная длина хода воды в трубках
L=4/тр=4 8,7 = 34,8 м; dm=0,023 м.
Сумма коэффициентов местных сопротивлений £1;м слагается из
следующих составляющих [6]:
вход в водяную камеру ^вм = 1 х 1,5 = 1,5;
вход воды в трубки Ц=4х 1,0=4,0;
выход воды из трубок £JL=4x 1,0=4,0;
поворот воды на 180° £18о = 3x2,5 = 7,5;
1x1,5=1,5
выход из водяной камеры -----=----------
2Лм= 18,5
Потеря давления
. 2,612-976
△ры=-----~2--
0,03 • 34,8 \
-^Г+18’51=212,4 кПа;
такое большое сопротивление подогревателя обусловливается высокой
скоростью воды в трубках.
Задача 4.9. Определить температуру химически очищенной воды
(^х.о.в) и выход пара из сепаратора непрерывной продувки котла
Jcc„, если известно £>Прод = 3,0 т/ч (рис. 4.4); давление в барабане котла
р6=14МПа; давление в сепараторе р«п=0,7 МПа; расход химически
очищенной воды 7\.О.В = 2,8 т/ч; температура химически очищенной
воды С. о. в=30° С. Продувочная вода после подогревателя химически
очищенной воды с температурой <прод=57° С сбрасывается в дренаж.
Решение. По давлению в барабане котла определяем энтальпию
продувочной воды ЛпрОд= 1572,3 кДж/кг.
Тепловой баланс сепаратора
ПпродЛпродПсеп dcenhce„ + /7ПрОдЛсепТ]сеп.
Материальный баланс сепаратора
-^прод 7) прод 3“ Дхп .
Из совместного решения этих уравнений
&ceti
Рис. 4.4. Одноступенчатый cciiapaiop нспрерын-
ной продувки котла
Icen
, ___7)прод пред Й
tcn~ h"
**сеп *’с
Лссп = 2765 кДж/кг; й'ссп = 696,8 кДж/кг (при
Леи = 0,7 МПа);
, 3,0(1572,3 — 696,8) 0,98 „,лг ,
<еп = —-~^А''ао'ая----'= 1>2445 т/ч~
2/63 — 696,8
»1,24 т/ч.
Количество сбрасываемой продувочной
воды Одрод = 3,0 — 1,24 = 1,76 т/ч.
Количество теплоты, сбрасываемой с
продувочной водой, Q' = £),,рол (й'ссп -
-/п₽од^)= 1,75(696,8 - 57-4,19) 103=803,9 х
х 103 кДж/ч; ^о.»=/х.о.в+7Г^~=30+
8ЮЗ,9 -103
Задача 4.10. Рассчитать
про,
двухступенчатый сепаратор непрерывной
;увки котла (рис. 4.5). Исходные данные: давление в барабане котла
р6= 14,0 МПа; давление в сепараторе первой ступени />ссп1 =0,7 МПа;
давление в сепараторе второй ступени рсеп2=0,12 МПа; расход продувоч-
ной воды ОпрОд=9,0 т/ч; расход химически очищенной воды
>.в=6,5 т/ч. Потери теплоты в окружающую среду составляют 2%.
Продувочная вода после подогревателя химически очищенной воды
направляется на подпитку теплосети с температурой 60° С.
Ответ: Jcenl = 3,73 т/ч; Jccn2 = 0,596 т/ч. Количество сбрасываемой
продувочной воды £>прод = 9,0 —
•,326=4,674 т/ч; подогрев химически
очищенной воды Atx.o.1>=43c' С.
Задача 4.11. Определить расходы
свежего пара из котла
£>t и увлажняющей воды IV для
получения £>2 = 12,0 т/ч отредуциро-
ванного пара с параметрами
Р2 = 0,7 МПа и /2=170' С (рис. 4.6).
Параметры пара на выходе из котла
Pi = 10,0 МПа; Zj = 535cC. Увлажня-
ющая вода с температурой
/уш,= 159° С подается в редукционно-
охладительную установку (РОУ) из
питательной магистрали после деа-
эратора. Часть ее в количестве
Рис. 4.5. Двухступенчатый сепаратор не-
прерывной продувки котла
Рис. 4.6. Принципиальная схема редукцион-
но-охладительной установки
<р = 75% испаряется, а остальная часть
(1—<р) = 25% с энтальпией насыщения
сливается в деаэратор. Потери теплоты
в РОУ составляют 2%.
Решение. Уравнение материального
баланса РОУ: ©2 = ©1+фИЛ.
Уравнение теплового баланса РОУ:
©2^2 + Wz(l — ф)/1'2 = ©1Л1 Т)роу+
где hlt h2, h2 и й'увл—энтальпии соответственно свежего, отредуци-
рованного пара, сливаемой из РОУ воды и питательной (увлаж-
няющей) воды, кДж/кг.
Из совместного решения уравнений балансов находим выражение
для расхода увлажняющей воды:
W ДгрЛЛгоу—М
ф (Л 1 Л РОУ — Л 2 ) +/1 2 — Л увл
здесь Л1 = 3460 кДж/кг; Л2=2778 кДж/кг; Л 2 = 696 кДж/кг;
h увл = 672 кДж/кг; тогда
12,0(3460-0,98 — 2778) э ,
IV—------------------г---------=3,596 т/ч.
0,75 (3460 • 0,98 - 696)+696 - 672
Расход пара из котла
D j = ©2 - Ф 12,0 - 3,596 • 0,75 = 9,303 т/ч.
Количество испаряющейся воды в РОУ
ФW= 3,596 • 0,75 = 2,697 т/ч.
Количество воды, сливаемой из РОУ,
(1 — <р) И/=0,25 -3,596=0,899 т/ч.
Проверка правильности решения по тепловому балансу:
12 103 • 2778 = 9,303 • 103 • 3460 0,98 4- 3,596 • 103 • 672-0,899 • 103 • 696 х
х 33 336 -103» 33335,42 • 103. Расхождение небольшое.
Задача 4.12. Определить параметры отредуцированного пара и рас-
ход увлажняющей воды, если 20% ее с температурой, равной
температуре насыщения, сливается из РОУ. Расход свежего пара из
котла ©1 = 10 т/ч, энтальпия пара в котле hi = 3400 кДж/кг. Расход
отредуцированного пара ©2 = 12,5 т/ч. Давление в РОУ р2=0,588 МПа;
энтальпия увлажняющей воды /гувл=435 кДж/кг. Потерями теплоты
в РОУ пренебречь.
Ответ: И/увл = 3,125 т/ч; h2 = 2912 кДж/кг; /2 = 230° С (пар пере-
гретый).
Задача 4.13. Определить расход инжектируемого и рабочего пара
для получения в струйном компрессоре (рис. 4.7) 25 т/ч смешанного
Рис. 4.7. Пароструйный компрессор
Рис. 4.8. Номограмма ВТИ для расчета пароструйных
компрессоров:
u = D„ID„—коэффициент инжекции: 7„, 7„ абсолютные тем-
пературы соответственно инжектируемого и рабочего пара;
—давление пара за струйным компрессором; - давление
инжектируемого пара; рр—давление рабочего пара
пара с давлением рсм = 0,5 МПа. Параметры рабочего пара
/;р = 3,0 МПа; /О = 450' С. Параметры инжектируемого пара
/>„ = 0,25 МПа; /„=140 С.
Решение. На основе материального баланса струйного компрессора
Д.м = DP+DH или £р = £см-£>„.
По определению коэффициент инжекции u=D„/Dp. В свою очередь
—I. Пользуясь номограммой ВТИ (рис. 4.8) [13], можно
определить
и:
Л-М_|2;
Р. 0,25 ’
Рем 0,5
Р„ 0,25
= 2. Из рис. 4.8 имеем
с другой стороны, £)р =
£.
г0-750; O,-2S-D.:
Dp
и 0,733 ’
25 - £„ = о71з; * -733£>н = 25 • 0,733;
£„=10,574 т/ч;
Проверка: £см= 14,425 +10,574 = 24,999 т/ч» 25 т/ч.
Задача 4.14. Для условий задачи 4.13 определить энтальпию
и температуру смешанного пара на выходе из компрессора.
Решение. Энтальпия смешанного пара
^см
hp+hpU
1+и
3340+ 2756 0,733
1 + 0,733
= 3092 кДж/кг.
п I Dphp+DphH
Проверка: Лсм=-2—-------
DKM
3340-14,425 + 2756-10,574
25,0
= 3092,8 кДж/кг.
По Л, л-диаграмме при рим = 0,5 МПа и Лсм = 3092 кДж/кг определя-
ем /см = 272" С.
Задача 4.15. Пользуясь номограммой ВТИ (рис. 4.8), определить
конечные параметры пара за струйным компрессором, коэффициент
инжекции которого и =1,25. Параметры рабочего пара: рр— 12,74 МПа;
/р = 540 С; параметры инжектируемого пара = 0,255 МПа; /„=300' С.
О т в е т: рсм = 0,464 МПа; /см = 392° С; Лсм = 3259 кДж/кг.
Задача 4.16. Рассчитать двухступенчатую испарительную установку
С параллельным питанием производительностью по дистилляту
DK = 20 т/ч (рис. 4.9). Параметры греющего (отборного) пара:
^6 = 0,686 МПа; /от6 = 250° С (Лот6 = 2950 кДж/кг). Температурный напор
в каждой ступени испарителя принять 0= 15е С. Продувка испарителей
«прод=Ю% производительности каждой ступени. Температура пита-
тельной воды испарителей /„.„= 125° С; температура химически очи-
щенной деаэрированной воды /х.о.„ = 104° С. Продувочная вода ис-
парителей после охладителя продувки с температурой /сл = П0°С
сливается в дренаж. Сухость вторичного пара испарителей принять
100%; КПД испарителей т]и = 98<,/о.
Решение. Температура насыщения вторичного пара первой ступени
<^1=/отб—6=164,17—15 = 149,17° С. Этой температуре соответствует
5 Заказ № 3622
65
В деаэратор
tcn=W°C
Рис. 4.9. Двухступенчатая испарительная установка с параллель-
ным питанием:
ОК—охладитель конденсата; ОП—охладитель продувки
давление вторичного пара первой ступени ри 1=0,463 МПа. Энтальпия
вторичного пара первой ступени h*i =2748 кДж/кг. Температура
насыщения вторичного пара второй ступени z“2 = /^i—0=149,17—15 =
= 134,17' С. Этой температуре соответствует давление вторичного
пара второй ступени ри2 = 0,304 МПа. Энтальпия вторичного пара
второй ступени Л"2 = 2728 кДж/кг. Уравнение теплового баланса
испарителя первой ступени:
7^0,6 (^Отб Л отб ) Пи 1 — 1 и1 Л П. I, ) + ^прод 1 (^И 1 Л п_ „ ),
7)от6 (2950 - 694) 0,98 = D„, (2748 - 523) + 0,1 Ои, (628,5 - 523);
2210,8£>ot6 = 2235,5£)„i. (а)
Уравнение теплового баланса второй ступени испарителя
1 (Л и 1 ^и1)Пи2 = £>и2 (Л и2 Л п.в ) + ^прод 2 (Л и 2 л. в )>
D„! (2748 - 628,5) 0,98 = Ои2 (2728 - 523) +0,17)„ 2 (564,4 - 523);
2077£»и1 = 2209,14Z)„2; £>и1 = 1,063£>и2. (б)
Уравнение материального баланса (по условию задачи)
Ои 1+£>и2 = 20 т/ч. (в)
Из совместного решения уравнений (а), (б) и (в):
Ои1 = 10,305 т/ч; Ои2=9,695 т/ч; £*от6= 10,42 т/ч.
Расчет охладителя продувки:
Ц7п. В (^О. П Д.О.В ) Ср -^лрод I И 1 СЛ ) 4~ ТЭпрод 2 (^ и2 сл ),
_ 0,1 Di (hи1 ~Лсл ) + 0,1/)И2(h'„z — h'cil)
‘0.11 *Х-О.в > . rz
0,1 • 10,305(628,5- 167,5)4-0,1 -9,695(564,4- 167,5)
= 1044-
1,1 -20-4,19
= 113,3° С.
Расчет охладителя конденсата:
^л.в(^п.в h о.п ) ^отбС^отб Л х) 3” X И 1 X ),
22 (523 - 474) = 10,42 (694 - h ’х) 4-10,305 (628,5 - h 'х);
1078 • 103 = 7231,48 • 103-10,42 • 10X4-6533,25 -103-10,305 • ЮХ;
20,725-10Х= 12685,73-103; Л; = 612,14 кДж/кг; /Х=146°С.
Задача 4.17. По исходным данным задачи 4.16 рассчитать двухступен-
чатую испарительную установку с последовательным питанием (рис. 4.10).
Продувку второй ступени принять 20% ее производительности.
Ответ: Dot6 = 10,7 т/ч; DH1 = 10,023 т/ч; £>и2 = 9,977 т/ч; lPn.B =
= 21,995 т/ч; энтальпия конденсата, сливаемого в деаэратор, h'x =
= 608,2 кДж/кг.
Задача 4.18. При указанных в задачах 4.16 и 4.17 расходах продувки
испарителей определить солесодержание дистиллята в обеих испарительных
установках, если принять следующие дополнительные условия: сухость
пара во всех ступенях х=0,99. Общее солесодержание химически очищен-
ной воды сх.о.в= 10 мг/л; растворимость солей в сухом насыщенном паре
пренебрежимо мала (сп=0). Для упрощения расчета производительность
всех ступеней испарителей принять одинаковой и равной Пи=10т/ч.
Решение. Установка с параллельным питанием. Коэффициент
^„.в Ю-1,1
ривания в ступени <в=——=——— = 11; концентрация солеи в
^-'прод
дувочной воде испарителя спрод=с>.о.в<0= 10-11,0=110 мг/л.
упа-
про-
Рис. 4.10. Двухступенчатая испарительная установка с после-
довательным питанием:
ОК—охладитель конденсата; ОП—охладитель продувки
Солесодержание дистиллята
__99 4“ £ пред I
0,0+ 110 -1
”100
мг/л.
Поскольку продувка ступеней одинакова, то солесодержание ди-
стиллята в установке в целом равно солесодсржанию дистиллята
в ступени:
I мг/л;
Установка с последовательным питанием. Коэффициент упаривания
22
в первой ступени <*>£=—----= —
I ^прод 1 *
вод|>1 первой ступени cnwi=cx.o
= 1,83. Солесодержание продувочной
,^10, = 10,0-1,83= 18,3 мг/л.
коэффициент упаривания во второй ступени о>2 =
и/,
Солесодержание продувочной воды
второй
D
^нрод 2
ступени
^пр<
.о .2 = <+род 1СО2 = 18,3 • 6 = 109,8 мг/л.
Солесодержание дистиллята в первой ступени
сдис i = • 0,99 + спрод ,• 0,01 =0+18,3 • 0,01 =0,183 mi /л.
Солесодержание дистиллята во второй ступени
сдис 2 = сп • 0,99 + с„род 2 • 0,01 = 0 +109,8 0,01 = 1,098 мг/л.
Общее солесодержание дистиллята в испарительной установке
0,184+1,098 ,
| Сдкс =---------= 0,64 мг/л.
iТаким образом, качество дистиллята в испарительной установке
оследовательным питанием выше, чем в установке с параллельным
писанием.
I Задача 4.19. Определить выход сухого насыщенного пара в двух-
ступенчатой бесповерхностной испарительной установке при утили-
зации теплоты загрязненного конденсата с целью получения дистил-
лята и горячей воды на коммунально-бытовые цели (рис. 4.11).
Данные для расчета: расход загрязненного конденсата G,.»=8,0 т/ч;
темпераз ура загрязненного конденсата /3.,= 100 С Расход водопровод-
ной воды равен расходу загрязненного конденсата; температура
холодной водопроводной воды Zx = 5” С; температура горячей воды
/г = 65' С. Недогрев охлаждающей (в свою очередь нагреваемой) воды
в ступенях испарения 0 = 5U С. Потерями теплоты в окружающую
среду пренебречь.
Решение. Температура насыщения в первой ступени испарителя
Л<1 = *г + 6 = 65 + 5 = 70о С. По этой температуре с помощью таблиц
водяного пара находим pHi =0,032 МПа; энтальпия сухого насыщен-
ного пара Л] =2628 кДж/кг; теплота конденсации rt =2335 кДж/кг.
Перепад температур насыщения в 1-й ступени Д/ст i = G к-zhi =
= 100-70 = 30° С.
Для второй ступени принимается перепад температур насыщения
таким же, как и в первой ступени: Д/ст2 = 30° С. Тогда /„2 = 6,1 ~Д^т2 =
На горячее бодоснаё^еиае
Рис. 4.11. Двухступенчатая бссповерхностная испарительная установка:
/ ступень испарителя; 2 - конденсатор-подогреватель; 3—эжектор; 4—рассол
= 70 — 30 = 40' С. По /н2 находим 2 = 0,0076 МПа; Л 2 = 2576 кДж/кг;
г2 = 2407 кДж/кг. Температура воды на выходе из второй ступени
испарения /2 = /н2 —0=40—5 = 35° С. Удельный расход холодной воды
находится из выражения [5]
С, 1 'ср^+О
’ Сдис и [_(/,.«-/х-0) с/ 2
где Gx— расход холодной воды, равный расходу загрязненного
конденсата; гср— среднее значение теплоты конденсации пара, кДж/кг;
п число ступеней испарения; ср—теплоемкость воды, кДж/(кг-К):
1Г 2371(2+1) 2-1
8“ 2|_(100—5—5)-4,19
=9,68 кг/кг дистиллята.
2
Сдис 1 1 г, 1 п, кг дистиллята
ёлмс n Z <> 0,103
О,., 9,68 кг загрязненного конденсата
Сдис =^дис ’ С,., = 0,103 • 8000 = 826,4 кг/ч.
Выход рассола из установки Спрод = Сэ,—COTC = 8000-826,4 =
= 7173,6 кг/ч.
Задача 4.20. Определить расход пара из отбора турбины Дот6 для
получения сухого насыщенного пара в паропреобразователе в коли-
честве Оп = 30 т/ч с давлением рп = 0,784 МПа. Давление и температура
отборного пара рот6= 1,176 МПа; гот6 = 287° С. Продувка паропреоб-
разователя а„род=15% его производительности. Продувочная вода
после охладителя продувки с температурой /сл = 50° С сливается
в дренаж. Конденсат отборного пара после охладителя конденсата
направляется в деаэратор (рис. 4.12). Температура химически очищен-
ной воды Гх.о.в = 30с С; КПД паропреобразователя г)т.а = 0,98. В ходе
Рис. 4.12. Принципиальная юн човая схе-
ма паропрсобра юна гслыюй установки.
ОК—охладитель копдепсаia; ОН охладитель
продувки
расчета паропреобразователя опре-
делить энтальпию конденсата h'„_„
поступающего в деаэратор.
Решение. Расход питательной во-
ды паропреобразователя Hzn в =
= £>п + Ппрод=1,15£>п = 1,15 -30 = 34,5
т/ч. Энтальпия продувочной воды
прол = 718 кДж/кг (по таблицам при
давлении насыщения рп =
=0,784 МПа). Из уравнения тепло-
вого баланса охладителя продувки
находим энтальпию питательной во-
ды после охладителя продувки:
„ 0,98(718-209)
^прод—125,7+ 34 5 '4,5 —
= 190,76 кДж/кг.
Составляем уравнение теплового баланса паропреобразователя:
^7 отб (^ОТб А отб ) Пп = И^П.В П h П. В ) 7)р (Л п А п ),
отсюда
Дртб
^n.B(h'a-h'n.B) + Dn(h';-h'n)
( Аотб А отб ) П
вОТб = 3018 кДж/кг; h'm6 = 795 кДж/кг (по таблицам воды и водяного
тара при ротб= 1,176 МПа и ;от6 = 287" С);
А" = 2770 кДж/кг; А^=А;,род = 718 кДж/кг.
Принимаем температуру питательной воды на входе в паропре-
образователь на 15" С ниже температуры насыщения вторичного пара:
tn. в = tn -15 = 169,6 -15 = 154,6" С; h „ = 647 кДж/кг;
34,5(718 —647)+ 30 (2770 —718)
D°*= (3018-’795)-0,98 ~29’38 Т/Ч’
Уравнение теплового баланса охладителя конденсата
72отб (А отб А О.К ) По.Т = 11' п. в ( А р. я А о.п ),
А о.ж h отб
^.в(А>в-/г^)=795_34;5(647-191)= 9
£>отбТ)о.« 29,38-0,98
,о.,=^=^=130,4"С.
4,19
Глава пятая
РЕЖИМ РАБОТЫ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЭС
Задача 5.1. Определить показатели режима работы промышленной
ТЭЦ с тремя турбинами ПТ-135-130, если агрегаты ТЭЦ выработали
ЭГОд=2,75 млрд. кВт ч/год и отпустили промышленным потребителям
Лпрл = 4-10б т/год пара из отбора П и бот = 5,866 106 ГДж/год из
отопительных отборов. На собственные нужды ТЭЦ израсходовано
Эс.„ = 197 млн. кВт-ч/год. Турбогенераторы находились в работе
т,= 8325 ч; т2 = 8441 ч; т3 = 7939 ч.
Решение. Число машино-часов турбогенераторов [10]
ш + т2+т3 = 8325+8441 + 7939= 24 705.
Время работы ТЭЦ в году обычно принимают без останова всех
агрегатов ТЭЦ тст = 8760 ч.
Средний коэффициент загрузки агрегата
Эгод 2,75-109
= 0,825.
/cp mN„ 24 705-135-IO3
Средняя нагрузка ТЭЦ
9 7 75-Ю9
Установленная мощность ТЭЦ
7VycT=z • Ун = 3 135-103 = 405 • 103 кВт,
где z—количество агрегатов на ТЭЦ; N„—номинальная мощность
агрегата.
Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ
к __ Эгоя Л-р_314'1()\о775
и 7VycT-8760 Ny„ 405-103 ’ ’
Коэффициент рабочего времени агрегатов
“ z-8760 3-8760 °’ ‘
Коэффициент установленной мощности ки можно определять также
по формуле
Ли =/сР к,=0,825 • 0,940 = 0,775.
Доля собственных нужд в выработке электрической энергии ТЭЦ
9 197-106
= = ,,9 = 0,0715 или 7,15%.
'Jгод Z, / J 1U
Средний отпуск пара из промышленного отбора
D'oa
пср__"Г_
пр
т
4- 10б
24 705
= 156 т/ч.
Номинальный промышленный отбор у турбины ПТ-135-130 равен
320 т/ч [2 ]. Поэтому средняя загрузка промышленного о гбора
₽ПР =
Г)СР
и пр
пн
пр
156
320
0,507.
Аналогично средняя загрузка отопительного отбора при номиналь-
ном его значении Qо, = 335,2 ГДж/ч«93 МВт
6йд 5,866-106
Рот mQ^ 24 705-335,2 °’
Задача 5.2. Определить число машино-часов работы промышленной
ТЭЦ с четырьмя турбинами ПТ-60-130, если коэффициент исполь-
зования установленной мощности &и = 0,87, а средняя нагрузка агрегата
составила Аср = 56,5 МВт.
Ответ: /и=32 373 ч.
Задача 5.3. Определить среднюю мощность агрегатов станции
с турбинами Т-100-130, если &и = 0,72, а &в = 0,85.
Ответ: Аср = 84,7 МВт.
Задача 5.4. Определить, успеет ли ремонтный персонал отре-
монтировать три турбоагрегата ТЭЦ Т-100-130 за год, если по
условиям отпуска теплоты ремонт следует проводить только вне
отопительного периода, а на летнее время (тлст = 2300 ч) запланирована
средняя нагрузка ТЭЦ А'ср.ст = 200 МВт. На ремонт одного агрегата
отводится 360 ч.
Решение. Время, необходимое для ремонта трех агрегатов станции,
составит трсм = 360 х 3 = 1080 ч.
Выработка ТЭЦ за летний период должна составить
Эл„ = Аср. ст тл„ = 200 • 103 • 2300 = 460 106 кВт • ч
Необходимое количество машино-часов для летней выработки
тлет = Элет/Аи = 4600 ч.
Число машино-часов, свободное от ремонта, за летнее время
тсв = Зтлст — Трем = 3 • 2300 —1080 = 5820 ч.
Следовательно, ремонт за летнее время всех агрегатов ТЭЦ
провести можно (4600 <5820).
Задача 5.5. Определить, как изменится коэффициент средней загруз-
ки агрегатов, если ки увеличился с 0,75 до 0,82, а ки увеличился
с 0,90 до 0,93.
Ответ: /ср увеличится с 0,833 до 0,881.
Задача 5.6. Определить расход пара на турбину Т-100-130 в сле-
дующем режиме: 7^= 100 МВт; отпуск теплоты из отборов (/от =
= 628,5 ГДж/ч= 174,5 МВт, температура сетевой воды после подогрева-
телей равна /п=120‘С, что соответствует давлению в отборе
рот=0,25 МПа; давление в конденсаторе турбины рК=4 кПа.
Решение. Расход пара на турбину в заданном режиме работы
можно определить двумя методами. Первый метод—аналитический,
предполагающий, что известен процесс расширения пара в проточной
части турбины по данным испытаний. Следовательно, известны
энтальпии пара в характерных точках процесса в турбине и расход
пара определяют по формуле [10]
( N \
~ крсг I 77 I , р.Кот Dor I,
где /срег— коэффициент регенерации, который либо определяют по
аналитическому выражению [1], либо принимают по данным эксп-
луатации; для данного режима принимают крсг=1,2; N3— электричес-
кая мощность турбины, кВт; h0 и Лж—начальная и конечная энтальпия
пара в турбине; по данным испытаний при номинальных параметрах
пара />0=13МПа; ZO = 555° С и при />к = 4кПа; h0 = 3480 кДж/кг;
t
= 2240 кДж/кг; Г]эм = 0,985 для Т-100-130; гот = ——7s—коэффициент
«О “«к
недовыработки мощности паром отопительного отбора; здесь
йот = 2670 кДж/кг (при рот = 0,20 МПа):
2670-2240
3480 - 2240
0,347;
£>от — расход в отопительный отбор, который находят по заданному
отпуску теплоты QO1 = 174,5 МВт:
Сот
Лот Л О1
174,5 Ю3
2670-503
= 80,5 кг/с.
Здесь h'„—энтальпия конденсата греющего пара отбора при давлении
/?от = 0,2 МПа по [11]: h „т = 503 кДж/кг;
°т= 1,2 (34Х224О+ 0’347'8°’5)= 129 кг/с = 464’4 т/4'
Более просто и с большей точностью можно решить задачу
вторым методом с помощью диаграммы режимов турбины Т-100-130.
По диаграмме режимов, представленной на рис. 5.1, находят тепловую
нагрузку Qor = 150 Гкал/ч (174,4 МВт) слева от основной диаграммы
по оси абсцисс (точка А). Затем проводят вертикаль от этой
нагрузки до пересечения с кривой, соответствующей заданной тем-
пературе сетевой воды Zn=120° С после сетевых подогревателей (точка
Б). Через точку Б проводят горизонталь вправо до пересечения
в основном поле диаграммы режимов с кривой, соответствующей
той же температуре сетевой воды гп=120°С (точка В). Далее от
точки В проводят прямую СК, параллельную вспомогательным
линиям в поле диаграммы режимов до пересечения с вертикалью,
проходящей через заданную электрическую мощность (точка Г). От
точки Г проводят горизонтальную линию вправо до пересечения
с осью, показывающей расходы пара на турбину (точка Е). Находят,
что расход пара (точка Е) равен О, = 470т/ч или 130,5 кг/с. Рас-
хождение с ранее полученным значением £>,= 129 кг/с составляет:
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
D-D', 130,5-129
>00 = ^--Ю0= 1,150/0.
Такое расхождение для большинства расчетов считают допусти-
мым. Расчет по диаграмме режимов турбин всегда предпочтительнее,
так как диаграмма строится по данным испытаний турбин этого
типа. Расчет по диаграмме режимов нагляднее и проще, а также
лучше демонстрирует возможные предельные режимы турбин по
тепловой и электрической нагрузке.
Задача 5.7. Определить расход пара на турбину Т-100-130, пользу-
ясь диаграммой режимов при следующих условиях: Сот = 544,7 ГДж/ч
(130 Гкал/ч); /У, = 95 МВт; температура сетевой воды за подогрева-
телем /„=110° С.
Ответ: D,=423 т/ч = 117,5 кг/с.
Задача 5.8. Определить электрическую мощность турбины Т-100-130
при заданном расходе пара Z\=450 т/ч; Сот = 628,5 ГДж/ч (150 Гкал/ч);
/„=120° С. Решить задачу, пользуясь диаграммой режимов.
О т в е т: N3 = 94 МВт.
Задача 5.9. Определить полный часовой и удельные расходы
условного топлива на ТЭЦ с турбиной Т-100-130, работающей
в следующем режиме: ^=102 МВт; Сот=670,4 ГДж/ч (160 Гкал/ч);
/„=120° С.
Решение. По диаграмме режимов Т-100-130 находим тем же
методом, что и в задаче 5.6, расход пара в заданном режиме
£>т=485 т/ч= 135 кг/с. По кривой справа от основной диаграммы,
представляющей зависимость Гп.в = ф (Дт), находят для £\ = 485 т/ч
/п.в=232с С. Начальную энтальпию пара находят по й, s -диаграмме;
как и в задаче 5.6, /г0 = 3480 кДж/кг. По таблицам [И] находим
энтальпию питательной воды на входе в котельную по давлению
питательной воды р„ в=1,25 р0 = 15,64 МПа и („.„=232° С; =
= 1000 кДж/кг.
Расход топлива для котла на ТЭЦ с учетом г)в.у = 0,89;
С К = 29 330 кДж/кг (условное топливо) и КПД теплового потока,
учитывающего потери теплоты на пути от котла до турбины.
Пт.., = 0,98 находят по формуле [10]
£>Т(ЛО—Л„.в) 485-103 (3480—1000)
С S П«., Пт.п ~ 29 330 0,89 0,98
= 47 • Ю3 кг/ч.
В соответствии с методом МЭС разделяют все топливо между
электроэнергией и отпущенной теплотой, для чего находят топливо,
необходимое для производства теплоты:
g С?дтп
г~екпк.у
160 Ю6-4,19
29 330-0,89
= 25,7 • 103 кг/ч.
Топливо, пошедшее на выработку электроэнергии, находится как
разница между Втэц и В,:
В,., = В, эц- Вт = (47 - 25,7) • 103 = 21,3 103 кг/ч.
Выработку электроэнергии находят по электрической мощности:
Эвыр = А'3т= 102• 103• 1 = 102• 103 кВт-ч.
Время работы установки т принимают равным 1 ч.
Удельный расход топлива на производство I кВ1 ч электроэнергии
находят по формуле
В33 2ГЗЮ3
Удельный расход топлива на производство теплоты
о 757-1fP *
/>т=—-^-=- —- - — = 155,4 кг/Гкал = 38,4 кг/ГДж.
С?отп 160
Задача 5.10. Определить удельные расходы условного топлива на
ТЭЦ с турбиной Т-250-240 в следующем режиме работы: Л'., = 227 МВт;
£)от= 1257 ГДж/ч (300 Гкал/ч); рот = 0,15 МПа; г)к.у = 0,89; г)т.„ = 0,98;
СЕ = 29 330 кДж/кг; Айп.„ = 670 кДж/кг—повышение энтальпии в про-
межуточном перегревателе пара; h0 = 3360 кДж/кг.
Ответ: Лэ = 0,23 кг/(кВт ч); Ьг= 163,3 кг/Гкал = 38,9 кг/ГДж.
Задача 5.11. Определить удельные расходы условного топлива на
ТЭЦ с турбиной Т-250-240 с учетом отклонения параметров процесса
от номинальных в следующем режиме работы: расход пара на
турбину £>т = 900 т/ч; £>о1 = 1257 ГДж/ч (300 Гкал/ч), давление в верхнем
отопительном отборе ро1=0,12 МПа, параметры свежего пара
р0 = 23,2 МПа, /О = 550° С; температура пара после промежуточного
перегрева t„.„ — 550" С, температура охлаждающей воды для конден-
сатора турбины /ОХЛ=10°С; 1%.у = 0,89; г)т.„ = 0,98; QЕ= 29 330 кДж/кг;
А/г„ 1 = 700 кДж/кг.
Решение. Пользуясь диаграммой режимов турбины Т-250-240 [2],
находим по Z)T, gOT и /п электрическую мощность, выполняя
построения, аналогичные проведенным в задаче 5.9: N., = 235 МВт.
Эту мощность турбина развивала бы в том случае, если бы
параметры пара были номинальными, т. е. р0 = 23,6 МПа; /() = 54О' С;
<п.пг540' С; рот = 0,12 МПа; /„,„ = 20' С. В заданном в задаче режиме
параметры отличаются от номинальных, за исключением
рот₽0,12 МПа=рЕт- Поэтому фактическая мощность турбины опре-
деляется с учетом поправок на отклонение параметров о г номиналь-
ны(. Поправки приведены в приложении к диаграмме режимов.
Ва---- --------- ---------- ----- -----“ ....—.......... ....
ikiio правильно определить знак каждой поправки, для этого
рассмогрим метод нахождения поправок и их знака. Поправку
к мощности на начальное давление пара необходимо ввести, так
кат в заданном режиме р0 = 23,2 МПа ниже, чем номинальное значение
р0= 23.6 МПа. По кривой поправок находим при £), = 900т/ч
АЯ=0,42 МВт. Давление свежего пара ниже номинального, следо-
вательно, при заданном расходе пара турбина развивает мощность
меньшую, чем при номинальных параметрах. Поэтому поправка
берется со знаком минус, т. е. фактическая мощность
=235-0,42=234,58 МВт.
Определяем поправку к мощности для начальной температуры,
которая выше нормы: /g = 540‘ С; в заданном режиме /О = 550‘ С,
поэтому располагаемое теплопадение в турбине больше. Следователь-
но, при заданном расходе пара Z)T = 900 т/ч будет получена добавочная
мощность. По поправочным кривым находим АЛ при /О = 550 С
и £>, =900 т/ч АЛ=2 МВт.
Таким образом, с учетом поправки на отклонение /0 фактическая
мощность турбины
Лф = 234,58 + 2 = 236,58 МВт.
Аналогично находим поправку к мощности на температуру
промежуточного перегрева, которая в заданном режиме равна /,,.п =
= 550° С, что выше нормы / = 540° С, поэтому найденную поправку
к мощности также следует брать со знаком плюс. Поправка
АЛ=1,8МВт, а фактическая мощность Лф = 236,58+1,8 = 238,38 МВт.
Далее вводим поправку к мощности на температуру охлаждающей
воды £>хл= 10° С, которая в заданном режиме меньше нормативной
/"хл = 20°С. Здесь следует брать поправку к мощности также со
знаком плюс, так как снижение температуры охлаждающей воды
обычно позволяет снизить давление в конденсаторе турбины, что
увеличит располагаемый перепад и повысит мощность турбины.
По кривым поправок на тохл находим АЛ'=2,1 МВт, тогда ЛФ = Л,+
+ АЛ, = 238,38 + 2,1=240,48 МВт.
Та£кл как давление отопительного отбора в заданном режиме
совпадает с номинальным рот6 = 0,12 МПа, то поправка здесь не
вводится (АЛ=0). Таким образом, с учетом всех поправок фактическая
мощность турбины Лф будет равна 240,48 МВт, т. е. эта мощность
увеличилась с учетом поправок на АЛ'=5,48 МВт, что составляет
2,33% по сравнению с первоначальной мощностью без поправок
Лэ = 235 МВт.
Далее находим по вспомогательной кривой на диаграмме режимов
по £>т: /„.„ = 260° С.
По таблицам свойств водяного пара [11] находим при £,.„ = 260' С
и р„.у = 30 МПа /1„.в= 1135 кДж/кг.
Далее решение задачи проводим аналогично задаче 5.9 только
с учетом дополнительных затрат теплоты па промежуточный перегрев
(с учетом ДЛа,„ = 700 кДж/кг):
D, (h0 - h„. „ + АЛ„.„)_ 900 • 103 (3360 — 1135 + 700)
СЕПк.уПт.п " 29 330-0,89-0,98
=103•103 кг/ч = 103 т/ч;
300 - 10е - 4,19
29 330-0,89
= 48,2-103 кг/ч = 48,2 т/ч;
Вэ=ВТэц-Вт = 103-48,2 = 54,8 т/ч;
А
N3t
54,8 • 103
240,48 • 103 • 1
= 0,227 кг/(кВтч);
, В, 48,2-103
£т=—=————=160,67 кг/Гкал = 38,3 кг/ГДж.
V+от DUU
Задача 5.12. Определить удельные расходы условного топлива на
ТЭЦ с турбиной Т-250-240 с учетом поправок в следующем режиме:
Л., = 270 МВт; QOT= 1089,4 ГДж/ч (260 Гкал/ч); дот = 0,09 МПа; р0 =
= 24,5 МПа; /О = 545 С; /„„ = 545' С; /„„=15' С; ЛЛ„ „ = 690 кДж/кг;
ТК.У=О,89; г)тп = 0,98; £>₽ = 29 330 кДж/кг.
Ответ: />, = 0,225 кг/(кВтч); bt = 38,42 кг/ГДж.
Задача 5.13. Определить удельные расходы условного гоп шва на
ТЭЦ с турбиной ПТ-135-130 при следующих условиях: N,= 140 МВт;
£>пр = 300 т/ч; gOI = 419 ГДж/ч (100 Гкал/ч); р0= 12,3 МПа; /О = 560 С;
РпР=1,57 МПа; /гпр = 2890 кДж/кг; р„т=0,1 МПа; /„„=10" С; т]к у=0,90;
Пт.п = 0,98; QS = 29 330 кДж/кг. Возврат конденсата 50% при /„ = 75 С.
Решение. По диаграмме режимов турбины ПТ-135-130 (рис. 5.2) по
Л’э=140 МВт; 2„т = 419 ГДж/ч и Z)np = 300 т/ч находим £>т = 746 т/ч. Такой
расход пара потребовался бы на турбину, если бы все параметры
соответствовали расчетным. Для учета отклонений параметров от
расчетных (номинальных) требуется определить поправки к расходу пара.
По кривым, приложенным к диаграмме режимов, определяют поправку
на отклонение начального давления р0= 12,3 МПа, а номинальное
значение ро°м = 12,7 МПа. A/V=0,62 МВт. Поправка берется со знаком
плюс, при этом получают фиктивную мощность
АфК = Л'э + АА'= 140,62 МВт. По этой фиктивной мощности находят по
диаграмме режимов действительный расход пара, который будет больше
предварительно найденного Dr=764 т/ч, так как давление пара ниже
расчетного. Рекомендуется определить все поправки к мощности, а затем
найти действительный расход пара на турбину. Определяем поправку на
температуру свежего пара: так как в заданном режиме начальная
температура /о=560°С ниже, чем номинальная /™М=565С'С, то
найденная поправка A/V=l МВт должна приниматься со знаком плюс,
чтобы были больше фиктивная мощность, а также действительный
расход пара на турбину из-за необходимости компенсировать снижение
общего теплопадения на турбину вследствие понижения температуры
свежего пара. Далее находим поправку к мощности на отклонение
давления в промышленном отборе от номинального р„°м=1,47 МПа.
В заданном режиме д„р= 1,57 МПа, т. е. больше, чем номинальное
значение, следовательно, до промышленного отбора поток пара
срабатывает меньшее теплопадение, вследствие чего потребуется больший
расход пара на турбину. Прежде чем находить поправку на р„р,
необходимо определить по кривым приложения к диаграмме режимов
(рис. 5.2) минимально возможное давление в промышленном отборе по
найденному предварительно расходу пара £>г = 746 т/ч и £>„р = 300 т/ч.
Минимально возможное давление промышленного отбора для этих
значений D1 и £>пр равно рнр = 1,42 МПа, т. е. меньше, чем номинальное
давление р„р=1,47 МПа, следовательно, поправку определяют по
большему значению рпр= 1,57 МПа. Поправка равна A/V=1,5MBt
и берется, как ранее пояснялось, со знаком плюс. Если же р „рн оказалось
больше, чем рпр, то поправка равна нулю. Если />„““>/> „р= 1,47 МПа,
г рПр>р“пИ, то поправка определяется как разность поправок при
/пр и Находят поправку на температуру охлаждающей воды
/,„ = Ю° С, что ниже номинального значения /"„ = 20" С, следовательно,
поправку берут со знаком минус, так как располагаемый теплоперепад
1» турбине больше номинального и потребуется меньший расход пара при
заданной мощности 7V3 = 140 МВт. Поправка по кривым при DT=746 т/ч;
2„т = 419 ГДж/ч (116,3 МВт) и Z>np = 300 т/ч равна A/V= —0,8 МВт. Затем
вкладывают алгебраически все найденные поправки:
EA/V=0,62+1,0+1,5 —0,8 = 2,32 МВт.
Фиктивная мощность
Аф = Л., ДА = 140 + 2,32= 142,32 МВт.
По этой фиктивной мощности и заданным £)„, = 116,3 МВт и £>11р =
= 300 т/ч находят действительный (с учетом поправок) расход пара
по диатраммс режимов турбины ПТ-135-130:
£>т = 749 т/ч.
По полученному значению 7)т = 749 т/ч и рпр=1,57 МПа определяют
по вспомогательным кривым t„. „ = 235° С. По таблицам свойств
водяного пара [11] находят при zn.B = 235° С и р„.в=18МПа йп.в =
= 1015 кДж/кг. Затем определяем Втэц, Вх, Вэ, Ь3 и Ьх, как в задачах
5.9 и 5.11:
Д-ГЭЦ —
£>Т(ЛО-Лп.в)_749-103 (3492-1015)
еЕПв.уПг.п 29 330-0,90-0,98
= 72 • 103 кг/ч = 72 т/ч.
„ .. бог + Спр (4,19• 100 + 802,5)-106
1 СЕти.уГ|т.п 29 330 0,90 0,98 4’ КГ/Ч ’2 Т/Ч'
Отпуск теплоты из промышленного отбора
Qnp=Dnp(hnp-Л;.с) = 300-103(2890—217) = 802,5 ГДж/ч (223 МВт),
где h'хс—энтальпия смеси конденсата и химически очищенной воды:
Л^ = фвЛ;+(1-<рв)Л;.о.в = 0,5 -315 + (1-0,5)-127,5 = 217 кДж/кг;
В3 = В, эц - Вх = 72 - 47,2 = 24,8 т/ч;
, В, 24,8 -103
'’-^=140 1О’1=(1’'53,!Г/(КВТ',)’
Вх 47,2-103
т-ёог + 2.,₽“419 +802,5“38,7 кг/ГДж-
Задача 5.14. Пользуясь диаграммой режимов (рис. 5.2), определить
удельные расходы топлива на ТЭЦ с турбиной ПТ-135-130 в режиме:
А., = 150 МВт; Qox= 167,6 ГДж/ч (58,15 МВт); £>„р = 260 т/ч; р0 =
= 13,5 МПа; ZO = 545° С; р)1р=1,7МПа; Лпр = 2800 кДж/кг; Лв.х =
= 230 кДж/кг; рот = 0,18 МПа; /Окл = 35° С; г|х.у = О,83; г]т „ = 0,98. Теплота
сгорания натурального топлива gp = 24 000 кДж/кг.
Ответ: Ь3 = 0,238 кг/(кВт-ч); fer = 41,5 кг/ГДж.
Задача 5.15. Определить удельные расходы условного топлива на
ТЭЦ с турбиной ПТ-135-130 в режиме: Лт=750 т/ч; £>пр = 210 т/ч;
£Э0Т = 377 ГДж/ч (104,7 МВт); pQ= 12,5 МПа; ZO = 565°C; />„р=1,3 МПа;
рот = 0,14 МПа; Л„р=2810 кДж/кг; фв=0,70; /в = 80“ С; Zx „ в = 30с С; ZOXJ1 =
= 25° С; г|х.у = 0,90; цт.„ = 0,98; gp = 29 330 кДж/кг.
Ответ: />э = 0,3 кг/(кВт-ч); />т = 39 кг/ГДж.
Задача 5.16. Определить удельные расходы условного топлива на
ТЭЦ с турбиной ПТ-80-130 в режиме: Аэ = 75 МВт; £>„р = 200 т/ч; @от =
= 209,5 ГДж/ч; р0=14МПа; zo = 550° С; ZOX„ = 12°C; рот = 0,12 МПа;
РпР=1,4МПа; т]х.у = 0,87; г)г.п = 0,98; (?нр = 29 330 кДж/кг; Авх =
= 300 кДж/кг; h„p=2850 кДж/кг.
Ответ: Ь3 = 0,225 кг/(кВт ч); 6Т = 39,5 кг/ГДж.
Заказ № 3622
Рис. 5.2. Диаграмма режимов турбины ПТ-135/165-130/15 с поправками:
/—температура обратной сетевой воды от давления в отопительном отборе; //—температура питательной воды от расхода
пара на турбину; III—минимально возможное давление в промышленном отборе от расхода пара в отбор и на турбину;
IV—минимально возможное давление в отопительном отборе; V—поправка на температуру свежего пара; VI—поправка на
давление свежего пара; VII—поправка на температуру обратной сетевой воды; VIII—поправка на давление в промышленном
отборе; IX—поправка на давление в отопительном отборе; X—поправка на температуру охлаждающей воды
Рис. 5.2
Задача 5.17. Определить удельные и полные расходы юилива
и частные КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии и теплоты
с двумя турбинами Т-105/120-130. ТЭЦ отпускает на отопление,
промышленную вентиляцию и горячее водоснабжение (?О1п = 550 МВт.
Коэффициент теплофикации для ТЭЦ а( эц = 0,65. Начальные парамет-
ры у турбин ТЭЦ расчетные: />0 = 12,75 МПа; /О = 565° С. Электрическая
мощность ТЭЦ Л'|эц = 210 МВт. Среднее давление в отопительных
отборах турбин в расчетном режиме рт.= 0,098 МПа.
Решение. Задача может быть решена разными методами. Один из
них, рассмотренный в задачах 5.6—5.8, базируется на использовании
графических материалов по заводской диаграмме режимов турбины
Т-105-130. Отсутствие заводской диаграммы, а также стремление
к использованию аналитических выражений, особенно удобных при
проведении расчетов с помощью ЭВМ, требуют применения других
методов решения. Имеются работы [17], в которых дается полное
аналитическое описание всех областей диаграммы, однако для многих
экономических и проектных задач можно рекомендовать более
простой, но менее точный метод, базирующийся на использовании
аналитических выражений для энергетических характеристик турбин
[17]. В указанной работе приводятся два вида аналитических энергети-
ческих характеристик: применяемая для теплофикационных турбин
УТМЗ [2] и более общие энергетические характеристики, широко
применяемые в технико-экономических расчетах и представленные
в табл. 5.1 для основных типов теплофикационных турбин. Энергети-
ческая характеристика для турбины Т-105/120-130 имеет вид (табл. 5.1)
СЛУр = 119,7pr+2,3262V— 1,3142V, +
где 2VT—теплофикационная мощность турбины, МВт; рт—давле-
ние в теплофикационном отборе турбины, МПа; 2V—общая электри-
ческая мощность турбины, МВт; ^О1п — отпуск теплоты из отбо-
ров турбины, МВт; 2тУР— расход теплоты на турбину в данном
режиме, МВт.
При заданном общем отпуске теплоты QOT„= 550 МВз и аГЛ{=0,65
находим отпуск теплоты из отборов каждой турбины Т-105-130, пред-
полагая, что тепловая нагрузка распределена между ними равномерно:
Теплофикационная мощность турбины
2VT = 0,545(gT-15,1)(10,2рг)~ОЛ4 = 0,545(178,75- 15,1)(10,2 -0,098)“ол4 =
= 0,545 163,65 • 1,03 = 91,86 МВт.
Расход теплоты на турбину при gT и 2V„ в данном режиме работы
2тур = 107,1 рт + 2,332V- 1,3152VT + £т = 107 • 0,098 + 2,33 • 105 - 1,315 х
х 91,86 +178,75 = 10,5 + 244,65 -120,79 +178,75 = 313,1 М Вт.
Таблица 5.1. Энергетические характеристики турбин (ана.ии1ичсские уравнении)
Тип турбины Начальные параметры пара Уравнения энергетических характеристик i урбин
Мощность на базе тепловою потребления, МВт Расход iciuioibi па турбину Q,yp, MBi
До, МПа *0, °C
/0,118\014 C„P=16,3 + 2.33N- -1,3157V,+ £>,,.„
ПТ-60/75-130/13 12,75 565 N,=0,528l-— (/,+ Л / . /1,275 \°-34 + 0,305 — ) \ Л / _ Л) 9- \ 20,9/
ПТ-80/100-130/13 12,75 555 7VT = 0,54(7,(10,2pr)°',4 + „„/1,275 \034 +0,3 — 1 с,.Р— \ Pop / -(П-6’Й1) / 0,118 \014 e„p=16,3+ 1.98Л- -0,97/V, + O„„
ПТ- 135/165-130/15 12,75 565 Л/, = 0,54 — Q.+ \ Рг / /1,47 \0,34 + 0,283 — \ Аф ) { О. \ -21,9- — V 18,1 / (2,XP = 20.95+ 1,995/V — -0,94/V,+e.„
Т-10 >/120-130 12,75 565 7V,=0,545 (С, -15,1) (10,2р.)" °-14 При работе со встроенным пучком N,=0,6 (е; - 34,9) (10,2р,) - °-,4; о;=е.+е. (?ryp= 107,1 />,+2,33/V- — 1,315/V, +<2.
Т-17 5/210-130 12,75 555 N, = 0,6 (2. - 24,4) (10,2р,) ‘ "14 p,yp= 198,9/1, f-2,316/V— -1.3M + C,
Т-21 0/300-240 23,5 560/565 У,=0,708((/,-4С,74)х х(10,2л) °’07 —/V,.., + O,6I8- -0.7О8(10,2л)*оо,е«.«; /V,„, =0,023(7,4,7 ,/l,275\°” (/„p = 296/), + l,98 + + 1.05t>,-0.65((/,- -26,48) (10,2/>,)'°07- -9,3-1 (?.,0.65 X x'(10,2/>,) "O1 + 0,48
Р-5( -130/13 12,75 565 Л, = 0,3 (e„p-48,3)1 - \ Pop / . / 1,47 \ол (/„„=1,164+ l,01/V,+e,.P
Р-1 0-130/15 12,75 565 7V,=O,31 (()Iip—98,9)1 \ Pup / e„P=6,4+i,oiM+e„P
Расход топлива в котле в этом режиме
В= бтур - ,
енрпт. пп«. у
где QS—теплота сгорания топлива, ГДж/кг; для условного топлива
Q£- 29,33 ГДж/кг; т|1П = 0,98— КПД теплового потока, учитывающий
потери теплоты в главных паропроводах от котла до турбины;
П«.у-0,92— КПД котельной установки (при работе на газе);
Стур___
Сн₽Пт. пПж.у
313,1
29,33-0,98-0,92
= 11,84 кг/с = 42,62 т/ч.
Доля расхода топлива на выработку и отпуск теплоты
Сотп
С?нДтфТ]к.у
178,75
29,33 0,98-0,92
= 6,76 кг/с = 24,33 т/ч,
где г)1ф — КПД теплофикационной установки, учитывающий потери
теплоты при выработке и отпуске.
Доля топлива, пошедшая на выработку электроэнергии на ТЭЦ,
В,= В-В, = 42,62-24,33 = 18,29 т/ч.
Определяют удельные расходы топлива на электроэнергию и те-
плоту и частные КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии и теплоты.
Для этого определяют выработку электроэнергии и отпуск теплоты
за тр= 1 ч:
Э8В|р = N„tp= 105 • 103 1 = 105 103 кВт ч;
Л£п=СотпТр = 178,75 3600 = 643,5 ГДж/ч;
Лэ =
Вэ 18,29-103
Э
'-'ЮЫр
В,
105•103
=0,174 кг/(кВт ч);
24,33-103
Л£п 64,35
= 37,8 кг/ГДж;
6.
, _ЭВЫр-3600_ 105-103-3600
11011" С.Г^. “ 29,33 -18,29-103 “ °’704’
Лт,ц QSB,
643,5
29,33-24,33
= 0,902 ат]Гу-
Для сопоставления ниже приводится решение той же задачи
с помощью диаграммы режимов турбины Т-105-130. Находим по
диаграмме режимов для турбины Т-100/120-130-3 (рис. 5.1) расход
пара в заданном режиме 7V„=1O5MBt; (2т= 178,75 МВт;
рг = 0,098 МПа; £>тур = 442 т/ч; Лп.,= 955 кДж/кг; при р0= 12,7 МПа
и = 565° С, Ло = 3515 кДж/кг.
Расход теплоты на турбину
442 • 103
е;ур = Дтур(Ло-Л„.в)=— (3515-955)=314,92 МВт.
Таким образом, использование метода аналитической характеристи-
ки турбины дало отклонение от значения Стур, определенного по
диаграмме режимов,
ДСтур С^ур-Стур 314,92-313,1 _
Clyp С™ 100 314,92-100 ’ °’
Такое расхождение для инженерных расчетов слсдус! признан» очень
хорошим.
Задача 5.18. Определить полный и удельные расходы топлива
и частные КПД ТЭЦ по выработке теплоты и электроэнергии
с двумя турбинами Т-175-13 при следующих условиях работы:
мощность ТЭЦ Дэ = 350 МВт; расчетный отпуск теплоты Qp = 755 МВт;
начальные параметры пара перед турбиной р0= 12,7 МПа, /О = 555 С;
коэффициент теплофикации аТэц = 0,62; среднее давление в теплофи-
кационных отборах в расчетном режиме рг = 0,098 МПа.
Ответ: £=66,46 т/ч; />, = 0,224 кг/(кВт • ч); />, = 37,8 кг/ГДж; т]гл(=
= 0,549; г]т)ц = 0,902.
Задача 5.19. Определить полный и удельные расходы топлива
и частные КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии и теплоты
с двумя турбинами Т-250-240 в следующем режиме: мощность ТЭЦ
N, = 520 МВт, отпуск теплоты из отборов каждой турбины
От= 1000 ГДж/ч = 277,7 МВт. Среднее давление в отопительных от-
борах турбин в расчетном режиме />т = 0,098 МПа. Начальные парамет-
ры, температура промежуточного перегрева и температура охлажда-
ющей воды — расчетные: />О = 23,5 МПа; /о = 56О' С; /„.„ = 565 С. Расход
теплоты на собственные нужды Qc.„ = 25 МВт.
Решение. Мощность турбины на базе теплофикационных отборов
JVT = 0,708(QT-40,74)(10,2/>т)-о-о7-М.п+0,618-0,708(10,2/>1)^о'о72е.н.
Мощность приводной турбины питательного турбонасоса рекомен-
дуется находить по формуле [17] 7VT.„ = 0,0232ryp— 4,7. Однако пред-
варительно необходимо оценить Л'т.„, так как значение 2,ур неизвестно.
Значение JVT.n можно оценить по обычной формуле для мощности,
если задаться К„.нё£>т= 1000 м3/ч = 0,2777 м’/с и />„.„ = 32 МПа,
а Г)„.„ = 0,70:
Л/>„„ 0,2777-32-106
V, „= ^к" = --------------= 12 690 кВт = 12,69 МВт;
Пп.н 0,70
NT = 0,708 (277,7 - 40,74) (10,2 • 0,098)" °-07 - 12,69 + 0.618 -
-0,708 (10,2 • 0,098)' °-07 -25 = 152,75 МВт.
Расход теплоты на турбину при работе по электрическому графику
нагрузки
_Л'тэц_52О_
/V-) — — “ _ 2^0 V
2 2
МВт;
2,УР = 296/>r + 1,98 /V, +1,052, — 0,65 (2, - 26,48) (10,2рт)“ 007 - 9.3 +
+ 2с.„0,65 (1О,2/>т)-0'07 + 0,48 = 296 0,098 + 1,98 • 152,75 + 1,05 • 277,7-
- 0,65 (277,7 - 26,48) (10,2 • 0,098)' °-07 -9,3 + 25 [0.65 (10,2 • 0,098)" °'07 ] +
+0,48 = 601 МВт.
Расход топлива на ТЭЦ
£= = .60»-3,6 =
2кРПг.пП«.у 29,33-0,98 0,92 1
Расход топлива на отпуск теплоты
Д -- Огур
Он Пт.пЛ к.у
277,7-3,6
29,33:0,98 -0,92” 37,8 Г/Ч
Расход топлива на выработку электроэнергии
В, = В - В. = 81,82 - 37,8 = 44,02 т/ч.
Удельные расходы топлива и частные КПД ТЭЦ по выработке
электроэнергии и теплоты:
44,02 103
M l?'"'1®'*81
47 Я•103
^=Побо-=37’8кг/ГДж;
0,123 34,1
Отэц——т—=0,727; г)тэц=——=0,902.
э /,о
Задача 5.20. Определить расход теплоты и топлива на ТЭЦ с двумя
турбинами ПТ-135/165-130/13 при следующих условиях работы: электри-
ческая мощность ТЭЦ Л,тэ(( = 270 МВт. Отпуск теплоты из промышлен-
ных отборов (2пР = ЗОО МВт. Отпуск теплоты из теплофикационных
отборов QT— 120 МВт. Начальные параметры у турбин—расчетные:
/>0=12,75 МПа; z0 = 565‘’С. Давление в промышленном отборе
рпр= 1,2 МПа. Среднее давление в отопительных отборах рт = 0,098 МПа.
Решение. По табл. 5.1 находим уравнение для теплофикационной
мощности турбины ПТ-135-130
/0,118\014 /1,47\0’34 / От \
7VT=O,54 Ст+0,283 — 2„г- 21,9--^- 1=
\ Рг / \ Рпр J \ 18,1 у
/0,118\0'14 /1,47\0 34 / 60 \
= 0>54( 0^098 ) -60+0,283^—1 150-/21,9-— 1=60,14 МВт.
Расход теплоты в заданном режиме по формуле
СтуР = 20,95 +1,955Л'0,94Л',+gOTr,=20,95 +1,955 -135 - 0,94 • 60,13 +
+ 150 + 60 = 551,37 МВт.
Расход топлива на ТЭЦ с учетом работы двух турбин в том
же режиме
2Qryp
Сн^Пт.лПк.у
2-551,37-3,6 , ,
29,33 0,98-0,92 ~ 5°’ Т/Ч’
Задача 5.21. Определить расходы условного топлива на ТЭЦ с двумя
турбинами ПТ-80/100-130/13 при следующих условиях работы: элект-
рическая мощность ТЭЦ 7/™= 175 МВт. Отпуск теплоты из промыш-
ленных отборов СпР=160МВт. Отпуск теплоты из отопительных
отборов QT = 80 МВт. Начальные параметры пара у турбин—расчетные:
Ро—12,75 МПа, ZO = 555°C. Давление в промышленном отборе
Лр=1Л МПа. Среднее давление в отопительных отборах рт=0,098 МПа.
Ответ: В к 97,5 т/ч.
для
уст: 1
Задача 5.22. Определить необходимый запас юплива
работы ее в течение недели в следующем режиме.
на ТЭЦ
на ГЭЦ
за
бпр
новлены две турбины ПТ-135-130. Мощность ТЭЦ и среднем
?утки А'= 250 МВт. Отпуск теплоты из промышленного отбора
250 МВт.
б, = 140 МВт.
То =
Рпр::
Ав<
12,75 МПа,
Отпуск теплоты из теплофикационных отборов
Начальные параметры у турбин- расчетные:
г0 = 565°С. Давление
= 1,1 МПа. Среднее давление в
0,098 МПа.
в промышленном
теплофикационных
отборе
отборах
Ответ: 18 150 т.
' Задача 5.23. Определить полные,
удельные расходы
топлива,
а тикже частные КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии и'теплоты
с двумя турбинами Р-50-130 при следующем режиме работы: началь-
ные
Отй-
параметры у турбин—-расчетные: р0 —12,75 МПа; z0 = 565f’С.
уск теплоты из противодавления турбин от двух турбин Q,
пр со-
ставляет 360 МВт. Давление за турбинами рпр=1,4МПа.
Решение. Определяют теплофикационную мощность турбины в за-
данном режиме по формуле, приведенной в табл. 5.1:
WT = 0,3(e„P-48,3)
1,275 \0’55
Тпр /
= 0,3(180-48,3)
1,275
1,4
0,55
I =37,5 МВт.
Расход теплоты на турбину в заданном режиме
Сгур= 1,164+1,01М+0,5е,1р= 1,164+1,01-3,75+180=219 МВт.
Общий расход топлива на ТЭЦ
2-219-3,6
d 2QTyP3,6
D —-----------=------------------
СнрПт.пПк.у 29,33 • 0,98 0,92
= 59,6 т/ч.
Расход топлива, связанный с отпуском теплоты промышленным
потребителям,
В,=
2пр
СнПтфП Кг у
360 3,6
=---------—-------= 49 () | /ч.
29,33-0,98-0,92 '
Расход топлива, отнесенный на выработку электроэнергии,
ВЭ=В—Вт = 59,6 —49,0=10,6 т/ч.
Удельные расходы топлива и частные КПД ТЭЦ:
63 =
В, 10,9-103
2?/т 2-37,5-1
= 0,145 кг/(кВт -ч);
В, 49 |03
4-=й;=жПл-48'9кг№
0,123
т|тэц = —т— = 0,848;
34,1
Лтэц—~т——0,697.
От
Глава шестая
ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Задача 6.1. Определить состав основного оборудования источников
теплоты для промышленного предприятия, потребляющего
gp = 80 ГДж/ч теплоты в горячей воде на нужды отопления, горячего
водоснабжения и вентиляции. Район расположен в 50 км от Ленин-
града. Имеется связь с энергосистемой. Стоимость замыкающего
топлива в районе Д3.топ = 27 руб/т.
Решение. Определяют возможную мощность ТЭЦ при заданной
потребности в теплоте промышленного предприятия [10]
NyCT = 1,05эаТЭцбр = 1,05 • 55 • 0,6 • 80 = 2770 кВт.
Удельную комбинированную выработку э следует оценить для
предварительного расчета по данным [12] для средних начальных
параметров э=55 кВт ч/ГДж. При цене условного топлива выше
25 руб/т атэц следует принимать 0,6. Полученная мощность ТЭЦ
очень мала (2,77 МВт) [по ГОСТ 3618-82 минимальная мощность
теплофикационных агрегатов ТЭЦ составляет 6 МВт (Т-6-35)], по-
этому для теплоснабжения завода рекомендуется выбрать раздельную
схему теплоснабжения с установкой водогрейных котлов. Может
быть рекомендована, например, установка двух котлов КВГМ-20-150
или трех котлов КВГМ-10-150. Первый тип котлов имеет номиналь-
ную производительность Qu = 23,3 МВт, а второй 11,6 МВт [15].
Расчетная потребность в теплоте промышленного предприятия
бпР = 80 ГДж/ч = 22,2 МВт. Наиболее целесообразно выбрать второй
вариант с установкой трех котлов типа КВГМ-10-150, причем один
из котлов будет резервным на случай ремонта или аварии с одним
из грех котлов. Для определения оптимального типа котлов и состава
котельной в условиях рабочего проектирования для конкретного
промышленного предприятия рекомендуется провести технико-эконо-
мическое сравнение вариантов по приведенной стоимости с учетом
надежности теплоснабжения промышленного потребителя.
Задача 6.2. Определить состав оборудования для теплоснабжения
промышленного предприятия с расходом пара на технологию дав-
лением рпр = 0,8 МПа Лпр=12т/ч, а также на отопление, промыш-
ленную вентиляцию и горячее водоснабжение
еот= 120 ГДж/ч = 33,3 МВт. Топливо на площадке промышленного
предприятия — газ; Цтоп = 35 руб/1000 м3 (при Т=273 К
и рот = 0,Ю2 МПа).
Решение. Определяют мощность ТЭЦ при заданном теплопотреб-
лении промышленного предприятия [10]:
^уст ~ Фк (5от^ТЭцЦот Т ЭпрО^прСпр),
где фк= 1,05—коэффициент минимальной конденсационной выработки
на теплофикационных турбинах; эот и эпр — удельная комбинированная
выработка на базе отпуска теплоты соответственно из отопительного
и промышленного отборов; аг,ц и а,,., коффициеш ы к'нлофыкаци
онной и промышленной нагрузки; QO1 и расчетные рачения
теплофикационной и промышленно-технологической ширужи.
Находят эот и 5,„, для отопительного и промышленною отбора,
принимая, что /?от = 0,15 МПа. Начальные параметры на промышлен-
ной ТЭЦ предварительно принимают равными р0 = 3,4 МПа,
То = 435' С. Давление в конденсаторе принимают /\ = 5 КПа; /к = 32' С.
Возврат конденсата от промышленного потребителя отсутствует,
а восполнение потерь рабочей теплоты производится химически
очищенной водой с температурой /х.о.в = 32" С. Температуру питатель-
ной воды на ТЭЦ принимают для этих начальных параметров
= 150 С. Определяют соС1 и юпр, а также w0:
t,
Л
®„Т=1--А=1-
-* от
Г,
—=1-
Т„р
32 + 273
110 + 273
305
305
= 1~ 383=0’204:
305
170,4+273
305 ,
- 519,8 ~
0,587 = 0,413;
3304,9-634,6
50-5„.в 6,974-1,837
= 519,8 К.
^пр
Находят значения эот и эпр по формулам [14]
э,г = 278т],мЛ 1~а>от -Л = 278-0,97 f--------‘т0?204------Л =
\ (соо - С0ОТ) Т)от J \ (0,413-0,204) 0,82 J
= 74 кВт ч/КДж;
эпр = 278т]эм( - -1~-Ыпр-1 ) = 278-0,97 х
у (СОц ^пр/Лот /
/ 1-0,31 V1
4(0-,413-0,31)0,82-9 =37’6кВтч№
Количество теплоты, отпускаемой из промышленного отбора
с паром,
Спр = Dnp (hnp - h'B. к) = 12 • 103 • (2956 -134) = 33,86 ГДж/ч.
Энтальпию промышленного отбора Лпр находят по процессу
расширения пара на h, ^-диаграмме при заданном т)о1 = 0,82;
йпр = 2956 КДж/кг.
По таблицам свойств воды и водяного пара находят Лв.к =
= Л,.О в= 134 КДж/кг.
Для рассматриваемого района с дорогим топливом (//1<]П = 35 руб/т
условного топлива) можно предварительно принять аТЭ1( = 0,62
и апр = 0,85.
Минимальная мощность для покрытия тепловых нагрузок
W™H= 1,05 (74-0,62-120+ 37,6-0,85-33,86)=6917 кВт.
Для удовлетворения потребности в парс технологического потреби-
теля можно рекомендовать к установке турбину П-1,5-35 с номиналь-
ным регулируемым промышленным отбором D,'!p= 12 т/ч. Для по-
крытия отопительной, вентиляционной и нагрузки горячего водоснаб-
жения при Отэи=0,62 необходимо отпускать из отборов турбины ботв
ботб = КтэцСот = 0,62-120 = 74,4 ГДж/ч.
В этом случае подходит турбина типа Т-6-35 с номинальным
расходом в отопительный отбор Ьот — 35 т/ч, что соответствует отпуску
теплоты из отбора Сотб = 76 ГДж/ч. Расход свежего пара на турбину
Т-6-35 при номинальном отопительном отборе £>т = 47,6 т/ч. Расход
свежего пара на турбину П-1,5-35 Лт=17,5т/ч. Суммарный расход
свежего пара с учетом расхода на собственные нужды 10%
Лс = (47,6+17,5)-1,1 = 71,6 т/ч.
Для выработки свежего пара в количестве £)с = 71,6т/ч наиболее
подходят котлы Белгородского завода энергетического машиностроения
типа Е-35-40 (К-35-40) производительностью £>1у = 35 т/ч при парамет-
рах свежего пара дк.у=4 МПа, /у.у = 440' С и температуре питательной
воды t„„= 145 С. Необходима установка двух таких котлов, работаю-
щих на газе или на каменных и бурых углях в зависимости от моделей
котла. В качестве варианта раздельной схемы теплоснабжения завода
можно предложить установку двух котлов Е-6,5-14 для покрытия
паровой технологической нагрузки и одного водогрейного котла
КВГМ-ЗО-15О на газе и мазуте или одного котла КВТС-30-150 на
твердом топливе. В этом раздельном варианте теплоснабжения вся
необходимая электрическая мощность будет получаться в энергосистеме
и передаваться на предприятие по линиям электропередачи.
В случае необходимости более подробной проработки технико-
экономического обоснования сравнения вариантов теплоэнергоснабже-
ния следует провести подробный расчет приведенных затрат по
каждому из вариантов и сравнить их между собой. Считается, что
варианты равнозначны, если приведенные затраты отличаются нс
более чем на 5%.
Задача 6.3. Выбрать систему теплоэнергоснабжения промышленного
района, потребляющего на технологию £>пр = 1200 т/ч пара с давлением
/>„р=1,2МПа; возврат конденсата составляет 800 т/ч с тем-
пературой /„ , = 85° С; на горячее водоснабжение, отопление и про-
мышленную вентиляцию Q-1500 ГДж/ч. Район расположен вблизи
Караганды. Топливо — каменный уголь; 7Д т<ш = 17 руб/т условного
топлива.
Решение. Район имеет большую технологическую нагрузку, поэтому
следует выбрать комбинированную систему теплоэнергоснабжения от
ТЭЦ на органическом топливе [15]. При раздельной схеме только
для выработки пара для технологических потребителей потребовалась
бы установка не менее 24 котлов типа Е-50-14, что нецелесообразно
ни по капитальным, ни по приведенным затратам, ни по расходам
топлива. Для комбинированной схемы с ТЭЦ следует рассмотреть
два варианта покрытия технологической нагрузки: с установкой 1)
турбин с противодавлением, 2) турбины с промышленным и ото-
пительным отбором типа ПТ-80-130 или ПТ-135-130. При непрерывной
работе технологических установок в течение суток и в ючепис юда
предпочтительнее установка более простых и дешевых нро1иводав-
ленческих турбин. Среднее время использования максимальной тех-
нологической нагрузки должно составлять не менее 4000 — 5000 ч,
чтобы обеспечить достаточную нагрузку турбин с противодавлением
Электрическая мощность турбин типа Р с противодавлением целиком
определяется пропуском пара через турбину, идущим далее к тех-
нологическим потребителям (из-за отсутствия конденсатора у этого
типа турбин). Пар конденсируется в аппаратах и установках тех-
нологических потребителей, обратно на-ТЭЦ возвращается конденсат
от конденсатосборных узлов промышленных предприятий. Для подачи
на технологию £•„„= 1200 т/ч при рпр=1,2МПа можно выбрать
турбину Р-100-130/15 и Р-50-130/13, которые обеспечат подачу пара
на технологию в количестве £>пр= 1000 т/ч. В этом случае обес-
печивается коэффициент промышленной нагрузки
ПР ДПр(„асЧ) 1200 ’
В случае выбора турбин ПТ-135-130 для покрытия технологической
нагрузки (номинальный промышленный отбор такой турбины равен
Д"р = 320 т/ч) их потребовалось бы четыре:
z=Z>np/£>nHp= 1200/320 ^4.
Определим тип и количество турбин для покрытия тепловой
нагрузки в горячей воде. Можно выбрать наиболее мощные тепло-
фикационные турбины Т-100-130 или Т-175-130. Для этих турбин
начальные параметры пара р0 = 12,7 МПа; r0 = 555" С. По Л, s-
диаграмме водяного пара h0 = 3484 КДж/кг; х0 = 6,62 КДж/(кг • К). Для
таких параметров пара температура питательной воды /п.в = 230' С;
h„_ в=948,6 КДж/кг (/>„.„= 18 МПа); sn.„ = 2,49 КДж/(кг-К). Находим
значения ы01; соо; эот отопительного отбора:
/От=125°С (д,т = 0,245 МПа); /\ = 5 КПа; (,=32'С;
Т, 32 + 273 , 305
0)01-1 ~ 125 + 273 “ ~ 398~ ’ ’
h0-hnB 3484-948,6
ГсР = Д^++ =613,9 К;
SO--V...B 6,62-2,49
Тк 305
соо = 1----=1----------=0,503;
7ор 613,9
( 1 —соот \ 1 / 1 —0,234
з„=2781Ъм 7---------v------1 =278 0.97 пэзЩпяэ
\(о)о—шпт)г|о.' ) \(0,503 — 0,234) 0,82
= 108,7 кВт-ч/ГДж.
Находим суммарную мощность теплофикационных турбин при
заданном расчетном отпуске теплоты Qp = 1500 ГДж/ч, задаваясь
значением коэффициента теплофикации атэц = 0,625:
[ УУт=фкэаТЭцСр=1,05-108,7-0,625-1500=107 001 кВт.
S2
Эго значение мощности на базе отпуска теплоты с горячей водой
соответствует установке одной турбины типа Т-100-130. Отпуск
теплоты из отборов турбины в расчетном режиме бОТб=остэц(?р =
= 0,625 • 1500 = 937,5 ГДж/ч.
По данным завода-изготовителя (УТМЗ) турбина Т-100-130 может
отпустить из двух теплофикационных отборов и от встроенного
пучка в конденсаторе £)Отб = 760 ГДж/ч. В этом случае фактическое
значение аТЭ1( по заданной теплофикационной нагрузке составит
$$эц—
боФТ6
Ср
760
1500
0,506.
При стоимости замыкающего топлива 7/зтоп = 17 руб/т условного
топлива значение игэ1( = 0,506 близко к оптимальному значению. При
установке турбины Т-175-130 отпуск из теплофикационных отборов
2о,б составит 1170 ГДж/ч. В этом случае коэффициент теплофикации
_ С?отб
«тэц—
Ср
1170
1500
= 0,782.
Такое значение коэффициента теплофикации выше оптимального
значения атэц = 0,52. Кроме того, значение атэц = 0,782 при температур-
ном графике в сети Г(/Ц = 150/70 и качественном регулировании не
может быть реализовано, так как при максимальном давлении
в отопительном отборе рот = 0,245 МПа нагрев сетевой воды может
составлять /„=120' С. В этом случае фактическое значение аТэц с уче-
том возможного нагрева сетевой воды
'1 —'2
120-70
150-70
= 0,625.
Установка турбин меньшей мощности, чем Т-100-130, например
2 х Т-50-130, явно нецелесообразна из-за увеличения удельных капи-
тальных затрат.
Таким образом, по условиям задачи можно рекомендовать выбор
варианта ТЭЦ с установкой турбин 1 х Р-100-130+ 1 х Р-50-130+ 1 х
хТ-100-130. Можно рассмотреть и альтернативный вариант: 1хР-
100-130+1 хПТ-135-130+1 хТ-100-130. Окончательный выбор варианта
должен базироваться на подробном технико-экономическом расчете
по приведенным затратам. В качестве основных котлов можно
рекомендовать выбор четырех котлов типа Е-500-140 Барнаульского
котельного завода (заводская маркировка БКЗ-500-140-1). Общая
производительность у составляет в этом варианте 2000 т/ч, что
удовлетворяет оба варианта набора турбин. В качестве пиковых
водогрейных котлов можно рекомендовать два котла типа КВТК-
100-150 общей производительностью примерно £?пвк = 840 ГДж/ч.
Суммарная производительность отпускаемой теплоты с учетом уста-
новки турбины Т-100-130 и двух пиковых водогрейных котлов составит
Q1. = 2туТр + 2пвк = 760 + 840 = 1600 ГДж/ч.
Таким образом, больше расчетной потребности в теплоте
Qp~ 1500 ГДж/ч на 100 ГДж/ч.
Задача 6.4. Выбрать тип энергоустановки для покрытия пиковой
электрической нагрузки промышленного района Л'пи1( = 400 МВт. Район
не связан с энергосистемой; в районе имеется дешевый попутный
газ с Ц,о„ = 17 руб/т условного топлива.
Решение. Если в районе нет гидростанций и нет природных условий
для строительства гидроаккумулирующей электростанции (ГАЭС) для
покрытия пиковой электрической нагрузки, то наиболее целесообразным
типом энергоустановки будет газотурбинная энергоустановка (ГТУ).
В соответствии с ГОСТ 2270-78 на газотурбинные энергетические
установки наиболее подходят в качестве пиковой мощности две установки
типа ГТЭ-200 общей мощностью /Vyc, =400 МВт. КПД этих ГТУ равен
т]гту = 0,32 в номинальном режиме работы. В качестве альтернативного
варианта могут быть предложены три ГТУ типа ГТЭ-150 с КПД
Т]гту = 0,31. Первый вариант предпочтительнее как по капитальным
затратам, так и по г]г 1У, следовательно, можно рекомендовать в качестве
пиковой электрической мощности установку двух агрегатов ГТЭ-200.
Задача 6.5. Выбрать основное оборудование для системы теплоснаб-
жения машиностроительного завода. Потребности в горячей воде
на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение составляю!
(2р=36ОО ГДж/ч. Тепловая сеть закрытая, двухтрубная, регулирование
качественное с температурным графиком тепловой сети
150/70° С. Район находится в энергосистеме со стоимостью
замыкающего топлива = 45 руб/т условного топлива.
Решение. Находим фактическое значение коэффициен та теплофикации
, Z01I —120—70_
эц=Н'-^=150-70-
0,625.
Электрическая мощность, которую необходимо имезь, чтобы
с пустить из отборов теплофикационных турбин ошимальное коли-
чество теплоты,
Ат — ф1Дот0с$эцС?р-
Значение э находим по методу, изложенному в задаче 6.3,
о эиенз ируясь при этом на турбины типа Т-110-130 или Т-175-130. Для
таких турбин начальные параметры р„ = 12,7 МПа; /О = 555" С;
Л3 = 3484 КДж/кг; 50 = 6,62 КДж/(ю К); /„.„ = 230 С; „ = 948,6 КДж/ki
(?п.„= 18 МПа); 5'п,п = 2,49 КДж/(кг К). Находим значения (вО1; w0;
э,т для отопительного отбора /ОД= 125 С (/?„, =0,245 МПа); рк = 5 КПа;
г = 32' С:
«ОТ=1-^=1-
* от
32 + 273 305
125 + 273“ “398
Тос₽=
^0 ^п. в
$0~<$п.в
3484-948,6
6,62-2,49
= 613,9 К;
w =1-21=1-
Гср
305
613,9
= 0,503;
эОт 278т),м
1 Орт
((1)0 Т90г) Т]о;
/ 1-0,234
= ?7R-097l _____;__________
' \(0,503-0,234) 0,82
= 108,7 кВт ч/ГДж.
Подставляя значения а^ц. эог, фк, Ср 13 формулу для /V,, наход,
общую мощность турбин:
Ат = 1,05 • 108,7 -0,625-3600 = 256803,7 кВ г.
Установка разнотипных турбин с точки зрения ремонта и экс
луатации менее желательна. Поэтому можно выбрать вариант устаю
ки [15] трех турбин Т-110-130 или альтернативный вариант уставов!
двух турбин Т-175-130. С точки зрения повышения надежное
теплоснабжения следует рекомендовать вариант установки трех турб-
Т-110-130, которые с учетом работы встроенных пучков в конденсате
могут отпустить из отборов теплоты (2отб = 2260 ГДж/ч.
Необходимая производительность пиковых водогрейных коти
должна составить
Спвк = 3600 - 2260 = 1340 ГДж/ч.
Можно рекомендовать к установке два котла КВГМ-180-1
с общей нагрузкой Спвк=1500 ГДж/ч. В случае отсутствия газомаз-
ного топлива следует рекомендовать пиковые водогрейные koi
КВТК-100-150 на твердом топливе в количестве четырех штук. В эо
случае Спвк= 1676 ГДж/ч.
В качестве основных энергетических котлов следует рекомендова
к установке четыре котла Е-420-140Ж (заводская маркировка Ы
420-140-ПТ-2) Барнаульского котельного завода по ГОСТ 3619-1-
Общая производительность по пару энергетических котлов
£>к у = 4 х 420 = 1680 т/ч.
Эта производительность обеспечивает работу турбины и в варил!
Зх Т-110-130 и в варианте 2 х Т-175-130.
Глава седьмая
ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ОТ ВРЕДНЫХ
ВЫДЕЛЕНИЙ ТЭС. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕН 1
ТЭС. ПЫЛЕУЛАВЛИВАНИЕ
Задача 7.1. Рассчитать высоту дымовой трубы для ТЭЦ номина
ной мощностью 7УЯ = ЗОО МВт, работающей на угле Богословов
месторождения (Урал). ТЭЦ расположена в районе г. Троив
Максимальная выработка теплоты на ТЭЦ 2тэцс = 2000 гДж/ч. Ча
ные КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии и теплоты r)®p3 = 0
г)?Рэ = 0>79. Средний коэффициент улавливания электрофилы ।
т}1у = 98%. Местность в районе расположения ТЭЦ равнинная.
Решение. Расход условного топлива на ТЭЦ
^{'ЭЦ = #ТЭЦ + ^ТЭЦ = Этэц^тэц + Стэц’^тэЦ)
здесь Ai’j’n= ’6 =0,324 кг/(кВт ч); ВЬц=—Л = 43,16 ki/ГДж; В{Я( =
П“-5 Л1.>
= 300 000-0,324+2000-43,16=97 200 + 86 320= 183 520 кг/ч= 183,52 т/ч.
По справочным данным для угля Богословского месторождения
теплота сгорания на рабочую массу топлива (/„•'= 11 355 кДж/кг;
зольность Ар = 25%; содержание серы (S[ + SJ,’pi ) = 0,3%; удельный
объем продуктов сгорания без избытка воздуха Щ = 3,72 м3/кг,
теоретический объем воздуха КО = 3,13 м3/кг (при Т=273 К,
р=0,102 МПа).
Расход натурального топлива на ТЭЦ
()у 29 330
В?эц= ВЫ~ 183,52 тг^=474,03 т/ч.
Выход летучей золы
М, = В гэЦАр (1 — гну)=474’03 ' °’25 (1 - °’98) = 2’37 т/4 = 658’37 г/с-
Количество сжигаемой серы
Ms = В?эц (Sр+S рр,) = 474,03 0,003 = 1,42 т/ч.
Выход диоксида серы
Mso =Ms—= 1,42—=2,84 т/ч = 789 г/с,
1 Us 32
где gso, и ps—молекулярные массы диоксида серы.
Безразмерный коэффициент F, учитывающий скорость оседания
вредных веществ в атмосферном воздухе:
для диоксида серы Fso, = 11
для летучей золы (при коэффициенте улавливания т]зу>90%) F, = 2.
ПДК3 = ПДК5О =0,5 мг/м3.
п M3F3 658,37-2 Л/so Bso 789-1
Поскольку -----= ———>------------i = ——— , то расчет высоты
с, 0,5 cs 0,5
дымовой трубы ведется по выбросу летучей золы (здесь с, и <s
допустимые концентрации золы и серы).
Принимаем температуру газов на выходе из трубы /г=150‘ С,
коэффициент избытка воздуха (с учетом присосов) а„= 1,45 и подсчиты-
ваем полный объем продуктов сгорания:
И, = В?эц [ Ц) +1,016 Ко (а,- 1)] £=474,03 103 [3,72 +
1 о
273+ 150
+ 1,016-3,13(1,45-1)]—= 3 783 363 м3/ч = 1051 м3/с.
Зрипимаем диаметр устья трубы D = 6 м. Скорость газов на
4И 4 1051
выходе из трубы и'0=—-5 = =37,2 м/с.
7W 3,14 ' 30
По справочным данным «Строительная климатология и геофизика»
(СНиП I1-A6-72) средняя температура в 13 ч наиболее жаркого месяца
для г. Троицка /„ = 23,9' С. Средняя температурная разность межд\
газами и атмосферным воздухом
АТ= 150 — 23,9» 126' С.
Максимально разовая предельно допустимая концентрация летуче!'
золы (нетоксичной пыли) в атмосферном воздухе согласно «Санитар
ным нормам проектирования» (СН 245-71) ПДК3 = 0,5 мг/м3. Фоновая
концентрация отсутствует: сф=0.
Высота дымовой трубы при неблагоприятных метеорологически'
условиях связана с максимальной приземной концентрацией выбросо!
Г1ЛЛ AMFmn , , ~
вредных веществ уравнением [10] см =------ - , мг/м3. Так ка>
Я23/Г1ДТ
см не должно превышать значения предельно допустимой концеш
рации данного вредного вещества (ПДК), то высота дымовой труб)
/ AMFmn
Н= /......... , м, где А — коэффициент, зависящий от геогра
V ПДК 7ИАГ
фического расположения источника выбросов; М—масса вредны'
веществ, выбрасываемых из трубы, г/с; — объем выбрасываемы
газов, м3/с; АГ—разность температур газов и окружающего воздуха
°C; F, т, п — коэффициенты.
Поскольку коэффициенты тип зависят от высоты трубы, задач,
решается методом последовательных приближений или графо-анали
тическим методом. Ниже приводится последний метод.
Коэффициент Л =160, с2/3мг-К1/3/г (по справочным данным дл
района Урала); F=2 (для пыли и золы с коэффициентом улавливание
Т)зу > 90%).
Задаемся высотами трубы Н! = 50м; //2 = 60 м; Н3 = 70м и опрс
деляем коэффициент т:
0,67 + 0,1 77+0,34 V7’
где /= 103
WqD
Н*ЛТ'
Для каждого Н находим значение /, а затем т
/>26,35; /2 = 18,3; />13,44;
т\ =0,456; т2 =0,502; ш3 = 0,542.
Определяем коэффициент п. Предварительно находим значени
коэффициента гм по формулам
НАГ
~7Г
1051 126
50
1>м2 = 0,65з
= 8,97;
1051 126
= 8,44;
7 Заказ № 3622
vM3 = 0,65з
1051126
----L—=8,02;
70
так
В
как по [10] гм>2, то н1=н2 = н3=1.
>ьюота трубы:
160-658,37-2-0,456-1
---------------=61,5 м;
0,5^1051-126
, /160-658,37-2-0,502-1 _ сл
Н2 = /---------. ----= 64,54 м;
V 0,5^1051-126
Яз =
170-658,37-0,542-1
0,5371051 -126
= 67,1 м.
Найденные значения высот трубы откладывают на графике H=J\H)
с одинаковым масштабом по осям координат (рис. 7.1). Точки
соединяют плавной кривой, затем проводят биссектрису координат-
ного угла. Точка пересечения биссектрисы и кривой дает искомую
минимальную высоту дымовой трубы //=66,8 мда 67 м.
Проверка правильности решения:
AMFmn 160-658,37-2-0,54 Л ,
см =----; - -=-------.--; —=0,5 мг/м ,
66,8^/1051-126
т. е. не превосходит ПДК.
Задача 7.2. Для условий задачи 7.1 определить опасную скорость
ветра иы и расстояние хм от трубы по оси факела выброса, при
которых достигается максимальная концентрация вредных веществ см.
Решение. Расстояние от трубы, на котором досги/ ается ма-
ксимальная концентрация вредных веществ, xM = dH, где d—без-
размерная величина, зависящая от параметра гм; //—высота трубы, м.
При 2 d-* =4,95гм(1+0,28377);
при гм>2 d-> = 77^(1+0,28^7).
= 0,65з
В нашем случае гм = 0,65з
VibT
Н
1051-126 „
----—---=8,15, т. е. гм>2;
о/
4£=|0з^ = 3,94;
//2ДТ 672-126
Рис. 7.1. К определению высоты дымовой
трубы
Гак как безразмерный коэффициент F^2, то
=^—-28,82-67=1448,2 м.
4 4
Опасная скорость ветра на уровне флюгера иы при vM>.
определяется по формуле
wm = l’m(1+0,12x/7)=8,15(1+0,127^94)= 10,09 м/с.
Примечание: при гм < 0,5 ии -> = 0,5;
при 0,5<vM<2 wM->=vM.
Задача 7.3. Применительно к условию задачи 7.1 определи и
высоту дымовой трубы, если фоновая концентрация нетоксично!
пыли в приземном слое атмосферы с$=0,15 мг/м3.
Решение. Определяем предварительно высоту дымовой трубы п<
формуле
/ AMF Г 160-658,37-2 1ПО
Н= /-------------, = /--------------7— = 108,67 м.
V (п ДК - Сф) Уидг V (0,5 - 0,15) V1051 -126
Безразмерный коэффициент /= 103 -° -= 103 ’ 2 . =5,58;
/7 A1 lUo,O/ * I/O
т—-----------7=-------;== 0,75;
0,67+0,177+0,34 V?
Н
1051-126
108,67
= 6,94;
так как vм > 2, то п = 1.
Первое уточнение высоты трубы:
160-658,37-2-0,750
(0,5—0.15)^1051 • 126
= 94 м;
/'=103
WqD
Н2ЬТ
= 103
37,22-6
942-126
7,46;
т'=----------- --------=0,622; и' = 1;
0,67+0,1 х/ТДб -0,34ТТЛб
/^ = 85,6 м:
7 nii-i у/ 0,75
/" = 103
WqD
Н2ЛТ
= 10
37,22-6
85,62 • 126
8,99;
з
т
----------7=---------—= = 0,596; //" = I,
0,67+0,1 V8’99 +0,34^/8^99
Дальнейшее уточнение дает Нх83 м.
Задача 7.4. Определить предельно допустимый расход сжигаемого
на [электростанции подмосковного угля ДПДТ). Высота дымовой
трубы /7= 120 м; £> = 7 м; и0=25 м/с; средняя разность температур
меэ^ду дымовыми газами и атмосферным воздухом ДТ=130°С.
Предельно допустимая концентрация летучей золы и диоксида серы
ПД <3 = ПДК5О =0,5 г/м3. Коэффициент избытка воздуха в котле
ав=1,4; т]зу = 0,98.
Указание к решению задачи:
т/ч,
где di — количество выбрасываемого в атмосферу вредного вещества
на единицу массы топлива, г/кг; d2— количество газовоздушной
смеси, выделяющейся на единицу массы топлива, м3/кг. Обозначения
остальных величин те же, что и в задаче 7.1.
Решение. В соответствии с характеристиками топлива (подмосков-
ного угля) Ко = 3,35 м3/кг; Уо = 2,72 м3/кг (при 7=273 К,
р=(,102 МПа);
/возд = 22' С;
S₽=2,4%—сера, Ар = 27%—зола; /1 = 120,
7=2;
т=-----------.-- ---------. = 0,597;
0,67 + 0,1 ^/2,337 + 0,3472Д37
/=Ю3
252-7
1202130
= 2,337.
Удельный расход выбрасываемой золы
di,=Ар (1 - г)зу) • 103 = 0,27 0,02 • 103 = 5,4 г/кг.
Удельный расход выбрасываемого диоксида серы
<4so3 = 5 р — • 103=0,024 2 • 103 = 48 г/кг.
Удельный расход газов
273+152
d2 = [3,35 +1,016 • 2,72 (1,4 -1)] —= 6,92 м3 кг;
/7 os V
ПДТ = 3,6 1203 / ’ - -6,92 130 = 115,7 т/ч (по SO2).
X/ V 4о ‘ 1ZU ’ Z ’ / /
Задача 7.5. Определить максимальную приземную концентрации
диоксида фосфора при выбросе холодной газовоздушной смеси i
вытяжной грубы завода по производству фосфорных удобрений. Высо i
грубы /7=25 м. Устье трубы имеет прямоугольное сечение размере
3 х 2 м. Количество выбрасываемого в атмосферу диоксида фосфо[
Мф = 5 г/с, скорость выхода газовоздушной смеси из трубы wo = 10 м
Предприятие по производству удобрений расположено в Казахстан
Решение. Искомую концентрацию для холодных выбросов вредно!
вещества из источника с круглым устьем находят по формуле [К
AMFn
где с/м2; п — коэффициент, зависящий от vM = 1,3и'оD/H.
О р 1
2/
Для источников выбросов с прямоугольным устьем D = D3BB = ^
где L—длина устья; b — ширина
„ 2’3-2
устья; D3BB=——г-= 2,4 г.
I/ _ I/ _л£)э
Pl ^l^KD . ^0,
4
НЭкв = -Л—^,4 • 10 = 45,21 м3/с; гм = 1,3 10^|’4= 1,345;
8-45,21
= 6,63 Ю’3.
Так как 0,3<гм<2, то н = 3 —х/(гм—0,3) (4,36-гм) = 1,345.
Для Казахстана А = 200; F= 1 (газообразные выбросы); см =
200 х
25^’
х 5 1 -1•345
•6,63- 10 3 = 0,121 мг/м3, что менее значения ПДК д.
диоксида фосфора. ПДКф = 0,15 мг/м3.
Задача 7.6. Для условий задачи 7.5 определить опасную скороеi
ветра им и расстояние от источника выброса лм, при которь
достигается максимальная приземная концентрация диоксида фосфор
Ответ: иы = vM = 1,345 м/с; хм =dvMH=383,3 м.
Задача 7.7. Определить предельно допустимый выброс (Г1Д)
летучей золы из дымовой трубы высотой Я=180м с диаметро
устья й=7м, если фоновая концентрация нетоксичной пыли в возду
сф = 0,15 мг/м3. Разность температур между газовоздушной смесь
и атмосферным воздухом ДТ=150°С. Объемный расход газовоздут
ной смеси, выбрасываемой из трубы, Kj=900m3/c. Предприяп
расположено в Московской области.
Решение. При условии непревышения максимальной концентрат
вредных веществ в приземном слое атмосферы при неблагоприятнь
метеорологических условиях предельно допустимый выброс вредно,
вещества равен массе выбрасываемого вещества: ПДВ=М, г/с.
С учетом фоновой концентрации (ПДК <ф)
пдв=
Я2 (ПДК-Сф) Уил г
AFmn
-где А = 120 с2/3-мг-К1/3/г; +=2; w0 = ^=_ —92... — 23,4 м/с;
п£>2 3,14-49
/=103
w$D 547,1-7
Я2Д 32 400 • 150
0,67 + 0,177+0,34 \Jf 0,67+0,170,788 + 0,34 ^0,788 1,073
V^T
Н
900-150
180
5,916;
гм > 2, следовательно, n= 1;
пдв=
1802 (0,5 - 0,15) 7900 150
120-2-0,932
= 2600 г/с = 9,36 т/ч.
ле'
Задача 7.8. Определить приземную максимальную концентрацию
г|гучей золы см, мг/м3, выбрасываемой из многоствольной трубы
ТЭЦ. Количество стволов 7V=3. Высота многоствольной трубы
30
= 150 м. Диаметр устья ствола D—4 м. Суммарный выброс летучей
>ш из многоствольной трубы М =8,5 т/ч. Объем выходящей газовоз-
душной смеси И = 2000 м3/с. Разность между температурой выбра-
сываемой газовоздушной смеси и температурой окружающего ат-
мосферного воздуха ДТ=130°С. Расстояние между центрами устьев
стюлов 1=5 м. Место расположения станции -Москва; А =120.
Решение. Приземная максимальная концентрация вредных веществ
см при выбросах
формуле [2]
через многоствольную трубу определяется по
^м + ^1(См СМ),
где с"— приземная
по формуле <?м=-
максимальная концентрация, мг/м
AMFmn
в которой Vi = Vi
, вычисляемая
лО2
31tB=-^-Tv0; здесь
и'(
—средняя скорость выхода
газов из трубы, м/с; М—суммарный
2 + А
3
bi гброс вредных веществ из
всех стволов, г/с; £>зкв =
D,
IX веществ, мг/м
Н1
(Я—число стволов); <?„—приземная максимальная концентрация вред-
ных веществ, мг/м3, вычисляемая по той же формуле при значениях
параметров выброса для одного ствола и количестве вредных веществ
М, г/с, равном суммарному выбросу вредных веществ из всех
стволов; Ji—безразмерный коэффициент, определяемый по формуле
1-D
di=------. Здесь d2—безразмерный коэффициент, определяемый по
d2H—D
формуле d2 — 0,2 0,3
метров f и v^ju,
)V7+o,i7
Нм/
Ум
Нм
3”
в зависимости от пщ
'м, которые находятся по тем же зависимостям, 1
и в задаче 7.2, по параметрам выброса одного ствола.
Определяем параметры v'M, и'ы, т, п при параметрах выбр<
одного ствола:
Г1 nD2 2000 4 , Л
Wo=—: ——= -------—=53,08 м/с;
3 4 З-л-16
f-l03 *°Д_10з
J 10 H2AT ° 1502-130 3’85,
1
1
т' =
= 0,716.
- 0,65 з
V^T
= 0,65з
666,6-130
~150~=5’4: n=U
Н
, 120-2-2361-0,716
см=-------. _ = 0,407 мг/м3;
1502 У666,6 13О
и'ы
2 + N 2 + 3
^=—£>=—•4=6,67 m;
I/
l ЭКВ
w0 =
3,14-6,672-53,08
= 1853,7 м3/с;
4
4
/'< _ i аз w° _ i лз 53,08 • 6,67
1 -10 TfbT-10 150’. 130 6’42'
m" =--------=1
0,67 + 0,176^2
= 0,643; и=1;
„ 120-2-2361-0,643 ,
см=-------. -=0,260 мг/м3;
1502 V1853 • !30
J2=0,2 0,3
= 0,09;
<4 =
1-D
5-4
d2H-D 0,09 -150—4 0,1 °5’
cM = 0,260+0,105 (0,407-0,260)=0,275 мг/м3, что ниже ПДК.
Задача 7.9. Для условий задачи 7.8 определи н> расстояние
хм и опасную скорость ветра им, при которых достигается мак-
симальная концентрация вредных веществ см, мг/м3.
Решение. Расстояние, на котором достигается максимальная кон-
центрация вредных веществ.
-^м М “Р м м ),
где - расстояние, на котором наблюдается максимальная концен-
трация вредных веществ при параметрах выброса для одного ствола,
м; х" — расстояние, при котором достигается максимальная концен-
трация вредных веществ при D = D3iai и Г, = Н экв: xdM = d' Н,
Здесь при v 'м = 5,4 (гм > 2) d' = 7 (1 + 0,28 ) = 7 (1 +
+0,28<уХ85) = 41,76;
x'M = 4l,76 • 150 = 6264 м;
x'i = d"H-, г" =0,65 з
П эквА^
-------=0,65 з
1853,7-130
-150 ~=7-*
d" = 7 y/vl (1 + 0,28 У?) = 7 УЛ6 (1 + 0,28 </М2) = 29,34;
х" =29,34-150=4401 м;
хм=4401 + 0,105 (6264 - 4401) = 4596,6 м;
ц"=г"(1+0,12х/Г) =
= 7,6(1 + 0,12^/6^42)=9,91 м/с;
им = 9,91 + 0,105 (6,67 - 9,91 ) = 9,57 м/с.
Задача 7.10. Определить максимальную приземную концентрацию
нетоксичной пыли, выбрасываемой из закрытого механизированного
угольного склада топлива длиной Л=40 м. Скорость выхода газовоз-
душной смеси из аэрационного фонаря и'0= 1,5 м/с. Объем выбрасыва-
емой газовоздушной смеси из аэрационного фонаря 1/1=180м3/с.
Масса выбрасываемой нетоксичной пыли Л/= 10,8 кг'ч. Расстояние
от земли до верхней кромки аэрационного фонаря А/=15м. Склад
размешается в европейской части СССР (коэффициент А = 120).
Решение. Аэрационный фонарь разбиваем на N одинаковых
участков, каждый из которых заменяем одиночным источником
выброса. Максимальная концентрация вредных веществ для каждого
с'м , AMFn
участка см=—, где сы= -4,3 к—максимальная концентрация вред-
TV Н
ных веществ для одиночного источника холодных выбросов с круглым
2LV
устьем диаметром D3a>=—3-----— и эквивалентным объемом газовоз-
Z/wq+Cj
П-Оэив
дуЩной смеси И1ЭМ=—-—и’о. При этом масса выбрасываемых
вредных веществ одиночным источником принимается равной сум-
марному выбросу из всего фонаря. Определяем значения величин,
щящих в эти выражения:
2-40-180
£).„„ =—,----------=5,58 м;
402 • 1,5+ 180
V1
3,14-5,582 „ ,,
экв =---------- 1,5 = 36,68 м3/с;
F= 1 (мелкодисперсная пыль с низкой скоростью оседания);
мп£)Э1,в 1,5 5,58
vM= 1,3-^=1,3-1-^ = 0,725; 0,3OM<2;
п = 3 - У(гм-0,3) (4,36-гм) = 1,76;
, £)Э11И 5,58
Л=—,-------------= 0,019;
8-г1экв 8-36,68
с'м=--------Z473-------0,019 = 0,325 мг/м3.
Поскольку приземная концентрация вредного вещества в лк>
точке местности при наличии N близко расположенных источи и
определяется как сумма концентраций вредных веществ в э
точке от отдельных источников, то см = с'м = 0,325 мг/м3, что
превышает ПДК.
Расстояние, при котором достигается максимальная концентра
с'м xM = x'M = dH; при гм^2 cf=ll,4rM; х'м= 11,4-0,725 15= 123,975
Опасная скорость ветра (при 0,5 2), при которой доспи ас
максимальная приземная концентрация вредных веществ, uM = v 'м = /
= 0,725 м/с.
Задача 7.11. Для условий задачи 7.10 определить концентра!
вредных выбросов в приземном слое атмосферы и расстояние
источника выброса, на котором достигается искомая концентра
при скорости ветра к=4 м/с вдоль аэрационного фонаря.
Решение. Концентрация вредных выбросов cM = S3c'M, где
1+0,45А/х'м
= -———---------------—-у—безразмерный коэффициент:
1 + 0,45£/х 'м + 0,1 (L/x 'м )2 Р * 44
£,=-------
1+0,45
1+0,45-^
_12Л97____-1)144 =0 991
40 if 40 Y 1’144+°’010 ’
123,97 + 0,1 \123,97 )
см = 0,325 -0,991 =0,322 мг/м3;
L
хм=-+х4хм, где
1
1+0,6(40/123,97)
4 1+0,6А/х'м
1
1+0,193
0,838;
безразмерный
коэффицт
40
л-м = у+0,833 123,97= 123,88 м.
Задача 7.12. Определить зону активного загрязнения (ЗАЗ) вред-
ными выбросами из дымовой трубы ТЭЦ высотой Н = 120 м.
С реднегодовая разность температур между окружающей средой и га-
зовоздушной смесью на уровне устья трубы ДГ=128' С.
I Решение. При высоте источника выброса 10 м ЗАЗ представляет
сдбой кольцо, заключенное между окружностями с радиусами гвн =
=ч2ср/7 и гвнсш = 20<рЯ, где <р = 1+Д7775— безразмерная поправка на
гашьем факела выброса в атмосферу:
128
<Р=1 +— = 2,706;
гвн = 2 2,706 -120 = 649,6 м; гвнсш = 20 • 2,706 120 = 6496 м.
1 Площадь ЗАЗ
5заз = л(г^сш-гв2и)= 1,311767 -108 м2 = 131,17 км2.
Примечание. При высоте источника выбросов Й^Юм ЗАЗ пред-
ставляет собой круг с центром в точке расположения источника
и с радиусом г=507/.
Задача 7.13. Определить приведенную массу годового выброса
загрязнений в атмосферу из дымовых труб ТЭЦ, работающей на
подмосковном угле. Среднечасовой выброс летучей зоны т3 = 7,2 т/ч,
а диоксида серы mso = 15,0 т/ч. Продолжительность работы ТЭЦ
т = 8000 ч/год.
Решение. Приведенная масса годового выброса в атмосферу,
Л
усл т/год, М=^т1^и где — показатель относительной агрессив-
t= 1
ности /-го вида выброса загрязнений в атмосферу из источника,
усл.т/т (величина, определяемая по справочным данным [4]); /л,—
масса годового выброса /-го вида, т/год.
Для золы подмосковного угля Л3 = 70 усл.т/т; диоксида серы
^so2 = 16,5 (см. приложения 7, 8);
Л/= Л3т3 +Лso2wSo2 = 8000(70 -7,2+16.5 • 15.0) = 6,012 106 усл.т/год.
Задача 7.14. Произвести оценку (по укрупненным показателям)
экономического ущерба от загрязнения атмосферы выбросами из
дымовых труб электростанции, расположенной в зоне промышленных
предприятий общей площадью активного загрязнения 5’злз = Ю0 км2.
В общую площадь активного загрязнения попадает пригородная зона
с садоводческими кооперативами на 20 га. Высота дымовых труб
Н= 100 м. Среднегодовая скорость ветра п=4 м/с, а разность тем-
ператур между атмосферой и дымовыми газами на уровне устья
трубы АГ=130‘С. Годовой выброс летучей золы из всех труб т3 =
= 20 000 т/год, диоксида серы wSq2 = 45 бОО т/год. Показатели от-
носительной агрессивности вредных веществ в дымовых газах—для
золы А3 = 70 усл.т/т; для SO2 Л5о2 = 16,5 усл.т/т.
Решение. Ущерб, причиняемый газовыми выбросами загрязнений
в атмосферу, руб/год, определяется по формуле
У=2,4и/М,
где о — безразмерный коэффициент, зависящий от характера за
няемой территории; f—безразмерный коэффициент, определи
в зависимости от характера рассеивания примесей в атмоо
М—приведенная масса годового выброса загрязнений из истом
усл.т/год; 2,4—константа, руб/усл.т.
Поскольку характер рассеивания летучей золы и SO2 рази
общий ущерб следует находить по формуле
У—2,4о з +/so2 ^so2 )•
При неоднородной зоне активного загрязнения (ЗАЗ)
03x3=7;—ЕХ*7., гДе >$г—площадь г-й части ЗАЗ; о,-—табл,
озлч
значение коэффициента о для г-й части ЗАЗ; г—номер части
относящийся к одному из видов территории (см. приложение
В нашем случае о=озлз=у^ [(100—0,2)-4+0,2 • 8] = 4,008.
Для газообразных примесей и мелкодисперсных частиц со
, „ 100 4
ростью оседания менее I см/с /=-^-——~Й'Т+~' ^десь (Р=|
Н—высота трубы, м; и—скорость ветра, м/с:
100
/ 130 \
100+1 1+—1-100
4
—- = 0,214.
1 +4
Для частиц, оседающих со скоростью от 1 до 20 м/с,
1000 \0'5 4
60+tpHj 1+гг’
4
—=1,38.
1+4
Приведенная масса сернистого газа
Mso2 = Aso2mso2 = 16,5 • 45 600 = 752 400 усл.т/год.
Приведенная масса летучей золы
М3=Л3/л3 = 70 -20 000= 1 400 000 усл.т/год;
У =2,4-4,008(1,38-1 400 000+0,214-752 400) = 20,7 млн.руб/и
Задача 7.15. Оценить по укрупненным показателям экономи
ущерб, руб/год, наносимый окружающей среде, от загрязнсни»
Оки в ее устье сточными водами со станции очистки и нейтрал!
ТЭЦ. Годовой сброс воды бГод = 800 000 м3/год. Содержание прь
в сточных водах: взвешенных веществ со скоростью оседания
0,4 мм/с св,в = 10 мг/л; нефтепродуктов сн.п = 0,03 мг/л; сульфатов
= 120 мг/л, хлоридов c’ci = 75 мг/л.
Решение Экономическая оценка годовою ущерба (руб'1 од) oi
годичного сброса загрязняющих примесей в водохозяйственный уча-
сток определяется по формуле
У =1440, М,
где о, -константа, зависящая от вида водохозяйственного участка,
безразмерная (берется по приложению 10): о, = 2,6; М- приведенная
масса годового сброса примесей в водохозяйственный участок.
усл.т/год; где At — показатель относительной опасности
/=1
сброса /-го вещества в водоемы, усл.т/т; Я, может быть взята по
данным приложения 11, либо вычислена но формуле А,— -—-—,
где ПДКр/х — предельно допустимая копией грация /-го вредного
вещества в воде объектов рыбохозяйственного пользования (данные
по ПДКр/к приведены в приложении 11); /и,- общая масса годового
сброса i-й примеси, т/год;
= Arii^n.u+ Лн.гЩА1.п+ Л$о4Щ>о4wci= 800 ООО- К) 6(0,05 • 10 +
+ 20,0 • 0,03 + 0,002 • 120 + 0,003 • 75) = 4,852 усл.т/год;
У= 144-2,6 -4,852= 1816,59 руб/год.
Задача 7.16. Определить годовой ущерб, причиняемый населению
шумами, действующими на людей в условиях жилых помещений от
работающей поблизости ТЭЦ. Число жителей, проживающих на
расчетной территории, А= 50 тыс. чел. Суммарный эквивалентный
уровень звука при осреднении за годовое ночное и дневное время
в жилых помещениях Тэкв.н.о6щ = £э,в.д.о6щ=40,2 дБА (в децибелах по
шпале А стандартного шумомера).
Решение. Экономическая оценка годового ущерба, причиняемого
населению шумами в условиях жилых помещений в
с [4], определяется по формулам
соответствии
У общ У». обш Уд, общ» ('*0
макс
У„.сбЩ=7 £ А (£Н)А„ (£„); (7.2)
ья-25
^д. макс
Уд.о6щ = 7 £ В(£Д)АД(£Д),
Ьд = 25
(7.3)
где Ун.о61ц—экономическая оценка годового ущерба, причиняемого
населению шумами, действующими на людей в ночное время
в условиях жилых помещений, руб/год; Уд.общ—то же в дневное
время, руб/год; Ан(£н)—количество людей, проживающих на рас-
четной территории в комнатах, в которых суммарный (от всех
источников) эквивалентный уровень звука при осреднении за годовое
ночное время имеет значение £^в.н.общ, дБА, равное (после округления
до ближайшего целого) целому числу £н, чел; /V (£„)—то же при
осреднении за годовое дневное время, чел.; A(LJ и £(£„)-
безразмерные величины, значения которых определяются по формулам
/1 (£„ ) = 0,5 20,|,% —6,1 = 10и’045155;-“~°’301 —6,1;
В (£д) = 2°-1 - 5,3 ~ 100-0301 - 5,3;
загабулированные значения величин A (LH) и £(£л) приведены в npi
нии 15; £н,ма.с— безразмерная величина, численно равная максимал
значению £7ы,.н.Общ, ДБА, в жилых помещениях на расчетной терри ।
округленному до ближайшего целого числа; £лмакс—анало)
величина, численно равная максимальному значению о61„.
округленному до ближайшего целого числа; у—множз
руб/(чел • год); рекомендуется принимать численное значение, раш
По исходным данным и приложению 15 находим A(LU)
(при округлении £^u.H.o6ui до 40,0 дБА); 2?(£д)= 10,7 (при окру|
£экв.д.Общ ДО 40,0 дБА);
Уц.общ= 1'25,9 • 50 • 103 = 1,295 млн.руб/год;
Уд.общ—I • 10,7-50 • 103 = 0,535 млн.руб/год;
Уобщ УН. общ Т Уд. общ 1,295+0,535 = 1,830 млн.руб/год.
Задача 7.17. Применительно к условию задачи 7.16 он
экономическую эффективность мероприятий по снижению
шума на ТЭЦ путем установки шумоглушителей на корпусах м
и стенках газовоздушных трактов, обеспечивающих снижение yi
шума в жилых помещениях в дневное и ночное время до £*„ „
= £э»в.л.общ = 32 дБА. Капитальные затраты по шумоглушениг
ТЭЦ А"=70 тыс. руб. Норма годовых амортизационных отчие
а=4,5%.
Решение. Годовой ущерб, причиняемый населению шумами
осуществления шумозтщитных мероприятий на ТЭЦ,
3,общ= Ун.о6щ+ Уд.общ= 1 [А(32) + В(32)]• 50 103=(7,8 + 3,9) • 50 I<•
= 585 тыс. руб/год.
Уменьшение годового ущерба за счет осуществления шумом
ных мероприятий
А З'о6ш = У общ - У общ = 1,830 - 0,585 = 1,245 млн.руб/год.
Годовые затраты по осуществлению шумозащитных меронр»
3=С+ЕЛК,
где С—аК— текущие годовые издержки (текущий и капитальный рем,
амортизация); £н=0,12—нормативный коэффициент эффективности
питальных вложений; К—капитальные (единовременные) затраты:
3=0,045-70+0,12-70= 11,55 тыс. руб/год.
Данный пример показывает, что применение шумовой заи
экономически оправдано.
Задача 7.18. На расстоянии 150 м от фасада жилого дома
положена круглосуточно работающая градирня ТЭЦ. В ж>
комнатах фасадной стороны дома проживает 250 человек. За
работы градирни (источника шума J) в жилых комнатах,
которых выходят на фасадную сторону дома, эквивалентный ур>>
ночных шумов повышается от 30 до 38 дБА, а дневных шумов oi
40 до 41 дБА. Определить тодовой экономический ущерб, причиняемый
населению в жилых комнатах работающей i радирней. В компа сах,
выходящих на другую сторону дома, повышение суммарного уровня
звука за счет работы градирни пренебрежимо мало.
Решение. Экономическая оценка годового ущерба, причиняемого
населению источником шума J, определяется по формуле
Уэил = УиГ+У;Г, (4)
где
= руб/год; (5)
y^y-'U-y^W)-. РУб/год; (6)
здесь У^иОбЩ — годовой ущерб, причиняемый населению всеми шумами
в ночное время, руб/год, определяется по формуле (2) (см. задачу
7.16). При этом LH = L““o6m = 38 дБА; У?исг,щ -то же при действии
всех шумов, в дневное время, руб/год, определяется по формуле
(3) (см. задачу 7.16). При этом £Д=Б £"бЩ=41 дБА; —
годовой ущерб, причиняемый населению шумами в ночное время
в случае, если бы источник шума J (в данном случае градирня)
не работал, руб/год, определяется по формуле (2). При этом
Ли = Б^“обЩ\э)’ = 30 дБА; У?“0Ябщ\э)«—то же, но если бы источник шума
J не работал в дневное время, руб/год, определяется по формуле
(3) При этом £д=£д(1о6щ\7). = 40 дБА. Приняв у=1 руб/(чел • год), по
данным приложения 16 получаем
У жил_ \/жил । i/жил_Г \/жил \/жил 1 । Г\/жил t/жил Д_
J и) Т У [«У н.общ «У и (o6m\J )* J « д.общ 'л (общ\7 )* J
= 1 {[250 • А (38) - 250 А (30)] + [250 • В (41) - 250 • В (40) ]} =
=250 {[(19,8 - 5,2) + (11,9 - 10,7) ]} = 250 (14,6 + 1,2) = 3950 руб/год.
I Задача 7.19. С целью уменьшения шумового воздействия рабо-
тающей градирней на жителей дома (см. условия задачи 7.18) были
выполнены шумозащитные мероприятия, оцениваемые единовремен-
ными затратами /С=2500 руб. Норма амортизации капитальных затрат
т—6%. В результате шумозащитных мероприятий собственный шум
градирни (источника шума J) снизится настолько, что при отсутствии
других источников в жилых комнатах, зашумляемых градирней,
таблюдались бы уровни звука LnJ*=LaJ-= 31 дБА.
Оценить экономическую эффективность шумозащитных мероп-
(ИЯТИЙ. _ _
Решение. Определяем уровни звука Б“ИО6Ш и БдИ<лш с учетом
глушения шума градирни. По правилу сложения уровней звука
^.^rlolg(lo0’14’+l°114’)
Vх 1 vj 2 /
г аходим L «иол6щ = 101g (1О0-1 30 + 10ол'31) = 101g (1000 + 1259) = 101g 2259 =
= гЗЗ,5дБА. Здесь L , и L —уровни звука изолированных ис-
точников. Jl J2
Аналогично
ГГол6щ=10^(10ОЛ 40 + 10°’131)=101ё(10 000+1259) =
' = 10 1g 11 259=40,5 дБА.
Экономическую оценку годового ущерба, причиняемого пасс
работающей градирней в случае глушения ее шума, определж
формулам (4) — (6) (см. задачу 7.18):
У“ жил w жил \7 жил о Г ижил Vжил 1 I Г Vжил Vжил
J nJ Т nJ Р и. общ и (общ\У )♦ J “Г д.общ & д (общ\7 ) *
= 1 {[250 • А (33,5)-250 • А (30) ] + [250 5(40,5)-250 • В(40) JJ =
= 250 {(10,25 - 5,2) + (11,3-10,7)}=250 {5,05 + 0,6} = 1412,5 руб/i.
где 0 = 1 руб/(чел • год).
Предотвращенный экономический ущерб за счет глушения
77= 3950-1412,5 = 2537,5 руб/год.
Приведенные годовые затраты на шумозащитные меропрш
3=аК+ ЕК=0,06 • 2500+0,12 • 2500=450 руб/год.
Годовой экономический эффект
5 = 77—3=2537,5—450 = 2087,5 руб/год.
Срок окупаемости Г= 5/77= 2500/2537,5 як 1 год.
Задача 7.20. Оценить годовой экономический ущерб, причина
населению шумовым загрязнением внешней акустической сред»
бочего поселка с населением N= 10 тыс. чел. Эквивалентный ур
звука, измеренного с корректировкой по шкале А стан дар
шумомера вне жилого здания на расстоянии 2 м от оконных пр»
при осреднении за годовое ночное расчетное время 5™^=45,8
а за годовое дневное расчетное время L = 52,1 дБА. В расчт
жилье использованы оконные рамы нешумозащитных констру<
Решение. Годовой ущерб, руб/год, причиняемый населении
мовым загрязнением внешней акустической среды населенных
определяется по формуле [4]
V — V жил -г VX" — V жия I 1 1 V жия
** ** внеш I И. внеш I 1,-7 *7 д. внеш»
^н. маке
У?.^еш=У Е Л(ГИ)Л'И(£И);
Ьн = 25
^д. макс
Z В(£Д)АД(£Д).
Ьд = 25
Согласно [4] и исходным данным
Си = С™-«7.1Хи)-10 дБ А = 45,8 —1 Oss 36 дБА;
Ад=СГвисш-~А^«в)-10 дБА = 52,1 -10 а 42 дБА;
У?"нсш = 1 ———104-Л (36) = 104 • 15,0= 150 000 руб/год;
чел • год
У£"«сш = 1 РУб • Ю4 • 5(42)= 104 • 13,1 = 131 000 руб/год;
чел•год
У= 150-103+ 1,3 • 131 • 103 = 320,3 тыс. руб/год.
Задача 7.21. Определить потребный часовой расход охлаждающей
воды конденсаторов турбин ТЭЦ номинальной мощностью N —
— 1200 МВт, если 40% вырабатываемой электроэнергии на ТЭЦ
производится на отборном паре. Начальные параметры пара на
ТЭЦ: р0= 13,0 МПа; /О = 560° С; температура питательной воды
/„.„=235° С. Время использования установленной мощности ТЭЦ
туст = 6000 ч/год. Среднегодовая температура охлаждающей воды на
входе в конденсаторы /вх = 15° С. Давление в конденсаторах рк = 4 кПа.
Сухость пара х = 0,9. Недогрев воды в конденсаторах 0 = 2° С,
конденсат пара не переохлаждается. КПД конденсационного цикла
по выработке электроэнергии т]конд=0,35.
Решение. Часовая выработка электроэнергии на ТЭЦ
Э Йт = 1200 • 103 = 821 918 кВт ч/ч.
’ 8760 8760
, Конденсационная выработка электроэнергии
Э = Э • 0,6=493 150 кВт - ч/ч.
Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии конден-
сационным способом
_ 3600 _ 3600
= 10285,7 кДж/(кВт-ч).
Удельный расход пара
онным способом
на выработку электроэнергии конденсаци-
, $конд 10285,7
^онд=7---пои^4’102 кг/(кВтч).
н0—пп„ 3492—984,6
Часовой расход пара в конденсаторы турбин
£>х = <40НД Э “°”д=4,102 • 493 150 = 2022,9 т/ч.
Энтальпия пара в конденсаторе
/гх = 2310,0 кДж/кг (по h, ^-диаграмме водяного пара при рх = 4кПа
и х = 0,9).
Энтальпия и температура конденсата в конденсаторе
h'K= 120 кДж/кг; tx=28,6° С (на линии насыщения при рк=4 кПа).
Температура охлаждающей воды на выходе из конденсаторов /вых =
= 1Х —0 = 26,6° С.
Кратность охлаждения конденсатора
1ТО.В ht-h'K 2310-120
"г-^Г_(4ык-^)ср~(26,6-15)4,19“4 ’
Часовой расход охлаждающей воды
W0M=DKm = 2022,9 • 45=91030 т/ч.
Задача 7.22. Определить часовой расход циркуляционной воды
и выбрать насосы для ее подачи в конденсаторы паровых турбин
тепловой электростанции конденсационной мощностью Л'., = 600 МВт.
Кратность охлаждения конденсаторов т = 50. Насосы располагав
на береговой насосной станции, удаленной от ТЭС на 15<
Геодезическая высота оси конденсаторов турбин над уровнем в
в водоприемнике Нг — 23 м. Потеря давления на преодоление
равлического сопротивления конденсатора А= 15 кПа. Абсолю i
эквивалентная шероховатость трубопровода /С, = 0,5 мм. Доля месч
потерь на гидравлическое сопротивление а=0,2. Температура <м
ждающей воды гв=15°С. Начальные параметры пара: />о=13,0М
ro = 560° С. Давление в конденсаторе турбин рв=4кПа. КПД тур
т]о( = 0,85; т]эм = 0,97. Влиянием сифонного действия сливных ।
пренебречь.
Решение. Расход пара в конденсаторы
Д'=^^Д(3492-2^)'<Ь,85-0,ЭТ-487'74 “-'с- |75«
Расход циркуляционной охлаждающей воды
^<,„=^ = 50 1755,8 = 87 790 т/ч;
СО.В=87 790 м3/ч.
Диаметр напорного водовода
d=
Принимаем скорость воды и’в=3м/с;
J=
' 4-87 790
3,14 -3,0- 3600 “ ’ М‘
Труб такого диаметра нет. По сортаменту труб выбираем чси
трубы внутренним диаметром JBH= 1392 мм (наружный диаметр тр\
аи = 1420 мм).
Расход воды в каждой трубе G= И/0.в/4 = 87 790/4=21947,5 ।
. ^б°.В Л Л /
Фактическая скорость воды w„=——^ттт=4,0 м/с.
вн • 3600
Линейная удельная потеря давления воды в напорном водоводе
tf°-25 G2
Кл = 0,0894
О,ООО50,25 6096,52
—0,0894 ^5— 13925.25-
Р ^вА25
37 17 • 106
= 13,36-КГ6- ’ о -=87,48 Па/м.
5,6768
Полная потеря давления в водоводе
Дртр = / (1 + a) Rn = 150 (1 + 0,2) 87,48 = 15836,4 Па.
Потребный напор насоса
ДРтр *, w« 15836,4 42
я_^+д4,+яг+_±»_+1,5+23+_,
= 1,614+1,5 + 23+0,816 = 26,93 м.
8 Заказ № 3622
Выбираем по справочным данным [8] чсыаре центробежных насоса
типа В (вертикальный) 1600В-10/40 с подачей но 31 300 м ’/ч и напором
/7 = 27,8 м. Мощность насоса 3000 кВт; КПД 88%. Частота вращения
л = 250 1/мин. Из четырех насосов один резервный.
Задача 7.23. Рассчитать необходимую площадь оросителя капель-
ной башенной градирни ТЭС конденсационной мощностью Л,э =
= 25 000 кВт. Удельный расход пара =4,0 ki/(кВт-ч). Теплота кон-
денсации пара h*—Л'=2300 кДж/кг; температура воды в градирне
(на входе в конденсатор) ZBX = 24' С; температура воды на выходе
из конденсатора /вых = 34” С, температура - окружающего воздуха (по
сухому термометру) 0=18,5° С; температура смоченного термометра
т=13° С.
Решение. Расход циркуляционной охлаждающей воды в градирне
W/o.B = wT,fc =
Л к
„ , 2300
N а =—-----------
3 ’ (34-24) 4,19
25 000-4,0 = 5489,2 т/ч.
Площадь оросителя /\>Р = (2о.вД/, где q -плотность дождя,
м3/(м2-ч); <2о.в = 5489,2 м3/ч— объемный расход циркуляционной
воды, м3/ч.
Значение q находим с помощью номограммы (рис. 7.2). Штриховой
линией со стрелкой показан порядок нахождения q:
t2->T:IQ-+i;->&i->q=2,25 м3/(м2ч);
/2 = 24"С; т/0= 13/18,5^0,7; Л/ = 34 —24 = 10 С;
Fop = 5489,2/2,25 = 2439 м2.
Задача 7.24. Определить предельную конденсационную мощность
ТЭС с прямоточным водоснабжением конденсаторов турбин. Началь-
ны; параметры пара на ТЭС: /?0=17МПа, /0 = 550 С. Давление
в ^онденсаторс рх = 5кПа. Внутренний относительный КПД турбины
0,85; г),м = 0,96. Температура воды в реке /исх = 18' С, а на
%,, = 28” С. Расход воды в реке (/р = 50,0 м3/с.
Вы
вы коде из конденсатора /,
Источник водоснабжения является объектом питьевого и культурно-
бытового
назначения.
Решение. Согласно правилам охраны водных объектов сброс
нагретой воды в источник рыбохозяйственного пользования ограни-
чивается пределами, при которых увеличение температуры воды
в источнике не должно превышать 3‘ С.
Тепловой баланс водного источника
(£2Р Шд.в ) /исх С р 4" IFo b /ИЫХ Ср- ( /иск + 3) <
и/ -
о.и
3Qp __ 3-50,0
/»ых“/И<;х 28—18
= 15,0 м3/с.
Располагаемый теплоперепад в турбине
/70 = Ло - А,( = 3428 -1960 = 1468 кДж/кг.
Энтальпия пара в конденсаторе
Лх=h0 - /70r)oi = 3428 - 1468 - 0,85 = 2180 кДж/кг.
Рис. 7.2. Номограмма ВТИ для расчета башенных капельных градирен
Кратность охлаждения конденсатора
h к
218°-134-=48.8
(28—18) 4,19
Расход пара в конденсатор
DK = WOM!m= 15,0/48,8 = 0,307 м3/с = 307,0 кг/с.
Конденсационная мощность электростанции
N^ = D^H^OI;Т)ЭМ = ЗО7,0-1468 0,85 0,96 = 367751,6 кВг = Зб7,75 МВт.
Задача 7.25. Определить расход добавочной воды для подпитки
оборотной системы технического водоснабжения ТЭЦ, с i радирнями.
Установленная мощность ТЭЦ /V,= 150MBi. Начальные параметры
пара на ТЭЦ: р0= 13,0 МПа; /О = 56(У С; давление в конденсаторе /\ =
= 5 кПа. Давление в отборах турбин рт=0,2 МПа. Суммарный отпуск
теплоты из отборов турбин QT = 15 МВт. Расход пара на регенеративный
подогрев питательной воды /)рс, составляет 15% расхода пара на тур-
бину. Средний относительный внутренний КПД турбин т]„( = 0,8; ц,м = 0,96.
Кратность охлаждения конденсатора т = 60; продувка градирни аП|Х)Д =
=0,2% капельный унос воды в градирне ау=0,1% Охлаждение
циркуляционной воды на 80% осуществляется за счет ее испарения.
Решение. По исходным данным с помощью Л, л-диаграммы
водяного пара определяются Ло = 3496 кДж/ki ; /\, = 2024 кДж/кг;
Но= 1472 кДж/кг; hK = 2320 кДж/кг; Лт = 2760 кДж/кг; уот6 = 0,37.
Отпуск пара из отборов турбин
7^ отб
С,
75 000
Аотб-Л^тб 2760-120-4,19
= 33,33 кг/с % 120 т/ч.
Расход пара на турбину
£>т=1,15
N,
Т/оПо.Пэм
150-103
1472 -0,8 0,96
+ 0,37 120- 103
1,15 =
= (133+44,4)-1,15 = 204 кг/с=734,4 т/ч.
Конденсационный поток пара
DK = DT - LU - Орсг = 734,4 - 120 - 0,15 - 734,4 = 504,2 т/ч.
В условиях установившегося режима и при примерно равном
парциальном давлении водяных паров в конденсаторе и в градирне
D* гкока а гии1+ИС11; 1+11С1, 0,8 D, = 403 г/ч.
Расход циркуляционной (охлаждающей) воды
Жо. „=/?!£>„ = 60 • 504,2 = 30252 т/ч.
Расход добавочной воды па подпитку циркуляционной системы
И/доб = + И^.род + И/у =
= 403 + 0,002 • 30 252 + 0,001 • 30 252 = 493,7 = 494 т/ч.
Задача 7.26. Для условий задачи 7.25 определить разовую дозу
хлора, вносимую в циркуляционную воду и его часовой расход для
борьбы с развитием микроорганизмов в весенне-летний период.
Хлоропоглощательная способность добавочной воды /7=1,4мг/л.
Решение. Доза вводимого хлора определяется по формуле
/)хл = ПКу + 2, мг/л
| Р2 | Рз
где ty=-—----------коэффициент упаривания; Р2, Рз — потери
Рг + Р з
воды (процент расхода циркулирующей воды) на испарение, капельный
унос и продувку:
И7,
Р2=--
403
30252
100= 1,33%;
30,2
30252
100 = 0,1%;
^прол^ 60,5
И7,., 30252
100=0,2%;
цз^+од
у 0,1+0,2
DXJ, — 1,4 • 5,43 + 2 = 9,6 мг/л.
Обработка воды ведется продолжительностью 1 ч с периодич-
ностью 3 4 раза в месяц.
Часовой расход хлора
Gx„ = Dx„ Wдо6 = 9,6 •10 ь- 494 • 103 = 4,74 кг/ч.
Задача 7.27. Рассчитать золоуловительную установку с циклонами
НИИОГАЗа типа ЦН-15. Расход дымовых газов (2,, = 20 м3/с; плот-
ность газов при рабочей температуре рг = 0,785 кг/м3. Концентрация
летучей золы с11Х = 20 мг/м3; дисперсный состав золы: средний (меди-
анный) размер частиц dM = 15 мкм; степень полидисперсности
1g ач= 0,334 (для каменных углей при барабанной сушке). Плотность
частиц золы рч = 2000 кг/м3, динамическая вязкость газов при рабочей
температуре ц = 20.0 • 10 " 6 Па с.
Решение. Определяем оптимальную скорость газа иопт по данным,
приведенным ниже [9]:
Тип циклона .... ЦН-11 ЦН-15 ЦН-15У ЦН-24 СК-ЦН-34 СК-ЦН-34М
и;,,,, м/с .. 3,5 3,5 3,5 4,5 1,7 2,0
Для циклона ЦН-15 и,,,,, =3,5 м/с.
Внутренний диаметр циклона
D = /46^0^) = У2(Ь4/з; 14• 3,5 = 2,69 м.
В СССР для циклонов принят следующий ряд внутренних
диаметров D, мм: 200, 300, 400, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1200,
1400, 1600, 1800, 2000, 2400 и 3000.
Устанавливаем параллельно два циклона (л = 2) диаметром D=2000mm.
Действительная скорость газа в циклоне
w = 40, /(тш£>2) = 4 • 20 /(3,14 2 22) = 3,18 м/с.
Действительная скорость в циклоне не должна отклоняться от
оптимальной более чем на 15%:
Ди = . 100 = 3’5~3’!8.100 = 9%.
и’ 3 5
ОПТ
Геометрические размеры циклона определяются по данным при-
ложения 1.
Высота цилиндрической части циклона
Нц = D • 2,26 = 2 • 2,26 = 4,52 м.
В лсота конической части
/7к = £>-2 = 2-2 = 4 м.
Высота выхлопной трубы
H., = D-1,74 = 2- 1,74 = 3,48 м.
Внутренний диаметр выхлопной трубы
d=D- 0,3 = 2 -0,3 = 0,6 м.
Диаметр бункера
D6 = D-1,5 = 2-1,5 = 3 м.
Высота цилиндрической части бункера
//ч.6 = £>-0,8 = 2-0,8= 1,6 м.
Коэффициент гидравлического сопротивления одиночного циклона
^ — ^1^2^500,
где ki и к2— поправочные коэффициенты, принимаемые по приложе-
ниям 2 и 3; £5оо — коэффициент гидравлического сопротивления для
циклона диаметром 500 мм (берется из приложения 4).
При выхлопе в гидравлическую сеть
1 0.92 155= 142,6.
Гидравлическое сопротивление циклона
△Р =Р« ~Р.ь.х = ^Рч и-2 /2 = 142,6 • 0,785 (3,18 2 / 2) = 566 Па.
Эффективность очистки газа (КПД циклона) т] 1у = 0,5 [ 1 + Ф (х)],
где Ф(х)— табличная функция от параметра х (см. приложение
6): х = 1g («/„/б/so J/^/lg 2оп + 1g 2стч; здесь (Г50 —средний (медианный)
размер частиц для типового циклона, мкм, и параметр Igo,)
см. в приложении 5.
Значения d\0 определены для условий работы типового циклона:
£>т = 0,6 м; рч т= 1930 кг/м3; цг = 22,2 • 10'6 Па с; и , = 3,5м/с.
Для учета влияния отклонений и условий работы от типовых
на величину d50 используется зависимость
dSo = <До jDIDr (рч.т/р,) (ц/цт) (и>т/и);
d50 = 4,5 7(2000/600) (1930/2000) (20,9 10 “ 6/22,2 • 10 "6) (3,5/3,18) = 8,215.
КПД циклона т]3у = 0,5 (1+0,703) = 0,851.
Если требуется обеспечить наперед заданную степень очистки, то
расчет циклона осуществляется методом последовательных приближе-
ний с учетом выражений
1 —П1
1-П2.
2 ™2 Dj
£1 Wj D2
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Геометрическис размеры циклонов |91
Геометрические размеры в долях Тип циклона
ЦН-11 ЦН-15 ЦН-15У ЦН-24
Высота цилиндрической части Ни 2,06 2,26 1,51 2,11
Высота конической части Н, 2,0 2,0 1,50 1,75
Высота выхлопной трубы //, 1,56 1,74 1,5 2,11
Высота внешней части выхлопной трубы 0,3 0,3 0,3 0,4
//„ Внутренний диаметр выхлопной трубы 0,59 0,59 0,59 0,59
^ВЫХЛ Диаметр бункера 1,5 1,5 1,5 1,5
Высота цилиндрической части бункера Ни.е 0,8 0,8 0,8 08
Угол наклона дниша бункера а, град 60 60 60 60
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Значения к, для циклонов |9|
Тин циклона Значение Л, для I), мм
200 300 400 500
ЦН-11 ЦН-15, ЦН-15У, ЦН-24 Значения к2 для циклонов |9| 0,95 0,90 0,96 0,93 П1 0,99 1,0 >илож 1,0 1,0 ЕНИЕ 3
Тип циклона Значение к2 при с„, г/м3
0 10 20 40 80 120 150
ЦН-11 ЦН-15 ЦН-15У ЦН-24 1 1 1 1 0,96 0,93 0,93 0,95 0,94 0,92 0,92 0,93 0,92 0,91 0,91 0,92 0,9 0,9 0,89 0,9 0,87 0,87 0,88 0,87 0,5 0,86 0,87 0,86
Тип циклона Значение 4ми>
при выхлопе в атмосферу при выхлопе в (идравличсскую сеть
цн-и ЦН-15 ЦН-15 ЦН-24 Значен У я d'w и lgan для ни1 250 163 170 80 слонов |91 245 155 165 75 ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Тип циклона ЦН-И ЦН-15 ЦН-15У ЦН-24 СК-ЦН-34
^50э М 1g км 3,65 0,352 4,5 0,352 6,0 0,283 8,5 0.308 1,95 0,308
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Значение параметра Ф(х) |9|
X -1 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 2,0
ф 0,158 0,50 0,579 0,655 0,726 0,788 0,841 0,885 0.919 0,945 0,977
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
Значение величины А,, для некоторых веществ, выбрасываемых в атмосферу* |4|
Вещест во Л„ усл. т/г ВСЩССТ во Л,, усл. т/г
Оксид углерода СО 1 Сажа без примесей 41,5
Диоксид серы SO2 16,5 (пыль углерода без учета
Сероводород H2S 41,1 примесей)
Серная кислота H2SO4 49,0 Оксида натрия, магния, ка- 13,9
Оксид азота в пересчете на 41,1 лия, кальция, железа, строн-
NO2 (по массе) Аммиак NH3 4,64 ция, молибдена, вольфрама, висмута
Летучие низкомолекулярные углеводороды (для жидких 1,26 Древесная пыль 19,6
топлив бензинов и др. по Пентаоксид диванадия 1225
углероду) Ацетон СН3СОСН3 2,22 (пыль) V2O5 Неорганические соединения 10
Фенол С6Н5ОН 170 шестивалентного хрома
Вещество усл. т/т Вещество усл. т/т
Цианистый водород HCN Хлор молекулярный Оксиды алюминия А12О3 Диоксид кремния SiO2 262 89,4 16,9 83,2 (по СгО3) Никель и его окислы Кобальт металлический, ок- сид кобальта Оксид цинка ZnO Оксиды мышьяка Неорг анические соединения ртути по Hg Неорганические соединения свинца по РЬ 5475 1730 245 1581 22400 22400
* Указанные в таблице значения Л, соответствуют случаю выброса примесей в зонах
с количеством осадков свыше 400 мм в год. В более засушливых зонах эти значения
следует увеличить в 1,2 раза для всех твердых аэрозолей.
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Значение величины Л, для неорганической пыли |4|
Вид пыли Л;, усл. т/т Вид пыли А, усл. т/г
Золы углей: Твердые частицы, вы- 300
донецких (АШ, Д, TCUI), подмосков- ных 70 брасываемыс транспорт- ными средствами с дви- гателями внутреннего
кузнецких, экибастуз- ских, карагандинских, 80 сгорания, работающими на неэтилированном
березовских, Назаров- 60 бензине 500
ских, ангрснских То же на этилированном
Золы торфов (в среднем) 60 бензине
Коксовая и агломераци- онная пыль, выбрасывае- мая предприятиями чер- ной металлургии (в сред- 100 То же для дизелей, топ- ливных и иных устано- вок, сжигающих мазуты и газ 200
нем) Пыли цементных произ- 45
Каменноугольная пыль 40 водств (в среднем)
Пыль никелевого агло- 600 Пыль слюды 70
мера га Пыль талька Пыль гипса, известняка 35 25
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
Значение величины а |4|
Тип загрязняемой территории
а
Территории курортов, санаториев, заповедников
Территории пригородных зон отдыха и садовых кооперативов
Территории промышленных предприятий
Леса (1-й — 3-й групп)
10
8
4
0,2-0,025
Тип згирязнясмой территории СУ
Пашни * Сады, виноградники * 0,1-0,25 0,5
Территории населенных мест с плотностью населения п. чел/га . * а 0.1 —— п чел
Для орошаемых земель указанные в табл. 9 числа следуя умножить на 2.
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
Значения <тк для различных водохозяйственных участков |4|
Наименование бассейнов рек и створов Адмипистра i ивный соеIав учас1ка СУК
Печора (устье) Коми АССР (без юго-западной части), Ненецкий национальный округ (южный район) 0,16
Сев. Двина (устье) Коми АССР (юго-западная часть). Во- логодская обл. 0,22
Нева (устье) Карельская АССР, Ленинградская, Псковская обл. (восточная часть) 0,47
Даутат Й ЛатвССР (центральная часть). Витеб- ская, Калининская и Смоленская обл. 0,50
Днестр (устье) Львовская обл. (южная часть), Хмель- ницкая обл., МССР (без юго-западной части), Тернопольская обл. 1,84
Днепр . (Киев) Смоленская, Брянская, Курская обл. 1.75
Каховт кий гидроузел Киевская обл. (юго-восточная часть), Черкасская, Полтавская, Сумская и Днепропетровская обл. 2,33
Днепр (устье) Херсонская обл., Днепропетровская обл. (западная часть), Кировоградская обл. (восточная часть) 0.99
Дон () стье р. Воронеж) Тамбовская обл. (западная часть). До- нецкая обл. (восточная часть). Воронеж- ская обл. 1.63
Сев. Д ,онец (устье) 3.78
Дон (: 'стье) Ростовская обл. (центральная и восточ- ная части). Калмыцкая АССР (западная часть) 3.50
Цимля некий гидроузел Тульская обл. (юго-восточная часть). Орловская обл. (восточная часть). Кур- ская обл. (восточная часть) 1.13
Волга (устье р. Оки) 2.60
Волга ниже г. Горького) Горьковская обл. (центральная часть), Марийская АССР (юго-западная часть), Чувашская АССР (северная часть) 0,91
Волга (Куйбышев) 0,70
Волга Татарская АССР 0,50
Волга (устье) 0,80
Кубань (Невинномысск) Краснодарский край (южная часть) 2,73
Терек (устье) 2,01
Кура (Мингечаур) 2,37
Кура (устье) АзССР (без северо-западной части), АрмССР (северная часть) 2,13
Урал (Уральск) 2,70
Наименование бассейнов рек и створов А дми нистративн ый состав участка (У,
Урал (устье) 0,75
Сырдарья (Чардара) 0,82
Сырдарья (устье) 0,37
Амударья 0,41
Обь (устье р. Томи), Новосибирская обл. (восточная чаегь), 0.70
Томь Кемеровская обл. (западная часть), Томская обл. (южная часть)
Обь (бассейн р. Чулым) Красноярский край (юго-западная часть), Кемеровская обл., Томская обл. (восточная часть), Новосибирская обл. (северо-восточная часть) 0,70
Обь (Новосибирск) Алтайский край, Новосибирская обл. (юго-восточная часть) 0,34
Обь (устье) 0,12
Иртыш (Павлодар) 2,10
Иртыш (устье) Тюменская обл. (северо-восточная часть), Ханты-Мансийский автономный округ (южная часть) 1,00
Иин)м (устье) Тюменская обл. (восточная часть) 0,81
Тобол (устье) Тюменская обл. (юго-западная часть) 0,97
Енисей (Красноярск) Красноярский край (южная и юго-вос- точная часть) 0,19
Енисей (устье) 0,11
Селенга (устье) 0,26
Другие реки Забайкалья Бурятская АССР (северо-западная часть) 0,21
Лена (Якутск) 0,15
Лена (устье) 0,14
Амур (устье) Хабаровский край (южная и юго-вос- точная часть) 0,19
Онежское озеро 0,20
ПРИЛОЖЕНИЕ II
Значения ПДК и константы Л, для некоторых распространенных веществ,
загрязняющих водоемы |41
Вещссг во пдк„,.. г/м3 ПДКе,., г/м3 А,
БПК,„и111 3,о — 0,33
Взвешенные вещества 20,0 —- 0,05
Сульфаты — 500 0,002
Хлориды — 350 0,003
Азот общий — 10 0,1
СПАВ 0,5 — 2,0
Нефть и нефтспро-
дукты 0,05 — 20
Медь 0,01 — 100
' Цинк 0,01 — 100
J Аммиак 0,05 — 20
Мышьяк 0,05 — 20
Цианиды 0,05 — 20
Формальдегид 0,1 — 10
123
Теплофикационные турбины (технические данные) |15 ]
Тип турбины Завод— изгото- витель Мощ- ность ном макс.. МВт Параметры пара Расход пара на турби- ну, т/ч Число отбо- ров Темпера- тура пита- тельной воды, С Промышленный отбор Теплофикационный отбор
t. с р, МПа Давле- ние, МПа Расход, I ч Давле- ние, МПа Рас- ход, т/ч
0,059-0,196 600
Т-250/300-240 тмз 250/300 540,540 23,54 980 9 263 __ — 0,049-0,147
0,059-0,294 480
Т-175/210-130 » 175 210 555 12,75 760 7 232 — 0,045-0,196 0,059-0,245
320
Т-100 120-130 » 100 120 555 12,75 485 7 232 — 0,045-0.196 0,059-0.245
160
Т-50/60-130 » 50 60 555 12,75 255 7 225 —- — 0,049-0,196
390 0,089-0,245
ПТ-135/165-130/15 » 135 165 555 12,75 760 7 230 1,18-2,16 0,039-0,118 255
ПТ-80 100-130/13 ПТ-60/75-130,13 лмз » 80 100 60 75 565 565 12,75 12.75 470 387 7 7 249 242 1,28 1,28 300 250 0,098-0.034 0.118 0,059-0,245 200 160
ПТ-50/60-130/7 тмз 50 60 555 12,75 300 7 230 0,49-0,98 160 0,049 - 0,196 110
ПТ-60/75-90'13 лмз 60 75 535 8,82 402 7 232 1,28 250 0,118 160
Р-50-130/13 » 50 60 565 12,75 480 3 235 — —
Р-100-130/15 тмз 100 107 555 12,75 760 1 — — —
П-6-35/5 ктз 66 435 3,43 55,8 2 150 0.49 40
ПРИЛОЖЕНИЕ 13
К
Ill I
Термодинамические свойства воды и водяного пара на линии насыщения (по температуре)
t, с р, кПа г, кДж'кг пар, м3 кг Г вода. 103м’ кг пар. кДж/кг h вода, кДж/кг пар, кДж/(к1 К) 5 вода. кДж/li К)
0 10 20 0,61 1,227 2,337 2501 2477 -2454 206,3 106,4 57.81_ 1,0002 1,0003 1,0017 2501 2519 2538 -0,04 42,0 83,9 9,156 8,901 8,667 0.0002 0,1510 0.2963
30 4.242 7,375 12,335 19,919 31,161 47,359 70,108 101,325 120,80 143,26 ТЖ05 1983Т 232,09 270,12 313,06 361,36 415,50 2430 2406 2383 2358 2334 2309 2283 2257 2244 2230 2217 2203 2189 2174 2160 2145 2130 32,93 _ J9J5 12,05 7,68 5,048 3,410 2,362 1,674 1,420 1,211 1,037 0,892 0,771 0,668 0,582 0,509 0,446 1,0043 1,0078 1,0121 1,0171 1,0228 1,0292 1,0361 1,0437 1,0477 1,0519 1,0562 1,0606 1,0652 1,0700 1,0750 1,0801 1,0853
40 50 60 70 80 90 100 105 ПО 115- 120 125 130 135 140 145 2556 2574 2592 2609 2627 2644 2660 2676 2684 2692 2699 2707 2714 2721 2727 2734 2740 " Г25,7 167,45 209,26' % 251,09 292,97 334,92 376,94 419,06 440,17 461,32 482,50 503,70 525,0 546,3 567,7 589,1 610,6 8,454 ♦ -1 8,258 ЭТ- 8,077 7,911 7,757 7,614 7,481 7,356 7,297 7,240 7,185 7,131 7,079 7,028 6,979 6,931 6,834 0,4365 0.5721 0,7035 0,8310 0,9548 1,0752 1,1925 1.3069 1.3630 1,4185 1,4733 1,5276 1,5813 '' 1,6344 1,6869 1,7390 1,790
t. °C p, кПа г, кДж кг Г h
пар. м3'кг вода. 103 м3/кг пар. кДж/кг вода, кДж./кг пар. кДж/(кг 'К) ода. кДж,(кг К)
150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 320 340 360 374,12 475,9' 543,31 618,№ 700, T. 792,01 892,4< 1002,7 1123,4 1255,2 1398.9 1555,1 1907,9 2320.1 2797.9 3348,0 3977.6 4694.0 5505.1 6419,1 7444.8 8591.7 11290 14608 18 674 22115 ^и(д)>жм» ДЬА 2114 2098 2082 2066 2049 2032 2014 1996 1977 1958 1939 1899 1856 1811 1764 1714 1660 1603 1542 1475 1403 1236 1025 722.0 0 = я — 0.393 0.347 0,307 0.272 0.243 0.217 0,194 0.174 0.156 0.141 0.127 0.104 0.086 0.071 0,059 0.050 0.042 0.0356 0.0301 0.0255 0.0216 0.0152 0.0108 0.0070 0.00315 *j 8 — cc -fe t j © 3 © ,0908 .0964 ,1022 ,1082 ,1145 .1209 ,1275 ,1344 ,1415 1,1489 ,1565 .1726 1.1900 1,2087 1,2291 1,2513 1.2756 1,3025 1,3324 1,3659 1,4041 1,5051 1.6390 1.8930 3,147 NJ NJ NJ NJ t OC 08 4^. NJ C о о о о 2746 2753 2758 2763 2768 2773 2777 2781 2785 2788 2791. 2796 2800 2802 2802 2799 2795 2788 2779 2765 2748 2699 2622 2486 2095.2 эсоооооо 632,2 653.8 675,5 697,3 719.1 741.1 763,1 785,3 807,5 829.0 852.4 897.8 943,7 990.3 1037,6 1085,8 1135.0 1185.4 1237.0 1290,3 1345.4 1463.4 1596,8 1763,1 2095,2 NJ — 08000^0^. OGOOOOOC 6,838 6.793 6,750 6,707 6,665 6,624 6,584 6,544 6,505 6,467 6,429 6.355 6.282 6,210 6.140 6.069 5.999 5.928 5.856 5,781 5.704 5,536 5.336 5.060 4,4237 л A w bJ — 5 © © © © © 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 ПРИЛОЖЕНИЕ 14 <л, r i чс а г- г- ^ г । — чо о -с © 22‘ 5? S^, К/ Изобарная генлоемкоегь, теплопроводность, динамическая вязкость, число 5©5©5SS5o^So£ci — £ о ? » г < л 4-, -с - г, 11рандз ля воды и водяно! о пара в состоянии насыщения 1111 оо5о©©оо—. — гчсч<^^ <А\ог-гггоо©©~сч-е ьо<©4 * •
NJ — О 80 ОС <1 08 <_П X LJ О NJ — к ОС LJ NJ -bj Ln — Lu 4* oc O'LZi L/i 4» 4» 4» N-. о О LZi \C \C NJ Ln Vj LO 8£) 08 J = C -J 80 -j О ОС -J z- 5 0 0 4' i Nfe Ц Н L То 'to lo Io io io i rci S St? "22* C’C ®8 4^ NJ —- О 80 80 ОС ОС -^1 -J ОО 80 —« J800C — 800LnLJLn80 08Ln-bJOLn*-8C80NJt5'»J жидкое гь >KpN ‘J.j
CN СП 4> UJ J\J Ji- О ОС LA NJ I— \j 4* — NJ Ln — P\“ 5е J-J LJ NJ NJ NJ NJ NJ NJ NJ NJ NJ NJ NJ — •— —- — — —. — _ § gg^ wri пар /(кг К)
7 ESs8SgM^sgSS£aS§®gg.gS3s§8aSgSgss fe © — w,A© — oo'jj tsjootj ~j'so A О w oe — be ©A© b bb o© cb 1 — I 8 £ $ 8 Sg;p s$ 82 ££ £ & £ £ g M g © -чзс©© ©~j IXJ — bj a _ o>_ ooViki — ©© — k> аЬ«5 k>b — жидкость пар ЛЮ"3, Вт/(м К)
LJ UJ NJ NJ — __ o o 'O LJ NJ -j'nj QC C'7)ff
^LnLnLnLnLnLn^A 08 Ln 4» LJ NJ “ C 8£ дБ A У > Oo£o-£^<^;£0~MLJ44J105CC>C- S <= ОС 08 ©V - - - “РГ? “5> oo 40 — 08 NJ —P^jN^NJNJXAJiJiOOO^ oc "o8 Xo ’ R - NJNJNJLJLJ^4^LnC8-bJGLJ'-J “Jyi?c‘“t-00054CA|^00^ SJ1*:‘ NJ^fA^b 4a O\ "bj LJ -J LJ OC NJ — 80 \o 80 4* ОС о — ''--j жидкость
HPUU p, К E E S 5 “ L> ю © ©© © чо .o .e s пар , Па-с
75,5 84,4 94,3 105,3 117,5 131,1 146,1 162,8 ("7) V
b — bJ — g *-s £^Igss s s s8 s sb ЪЪ t йЫ s fete «asfess s m жидкость
08 4* NJ О 80Ln okj O' to
4a NJ — — S £“ Ln Ln — NJ LJ NJ NJ — — — — — — _ OOOOOOOOO — 'CLn^'^JC’JwC'bJ пар *1
^-иоо >ив, дБА 4(Г.„) B(L.) ^11 (л) »ИН» Д1>А /л С.)
33 9,4 4,6 57 181,3 46,7
34 11,1 5,3 58 201,8 50,4
35 12,9 6,0 59 224,6 54,4
36 15,0 6,8 60 — 58,7
37 17,3 7,7 61 63,3
38 19,8 8,6 62 68,3
39 22,7 9,6 , 63 73.5
40 25,9 10,7 64 79,1
41 29,4 11,5 65 85,2
42 33,3 13,1 66 91,7
43 37,6 14,1 67 98,7
44 42,4 15,8 68 106,1
45 47,7 17,3 69 114,1
46 53,6 19,0
47 60,2 20,7
48 67,4 22,6
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Баженов M. И., Богородский А. С. Составление и расчет принципиальной
тепловой схемы паротурбинной электростанции. М.: Изд-во МЭИ, 1984.
2. Бснснсон Е. И., Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины.
М.: Энергоатомиздат, 1986.
3. Брединский В. М. Эксергетический метод термодинамического анализа.
М.: Энергия, 1974.
4. Временная типовая методика определения экономической эффективности
осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущер-
ба, причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды. М.:
Наука, 1983.
5. Голубков Б. Н, Двухцелевая теплоутилизационная установка для
использования горячей воды на предприятиях. Тр. МЭИ. 1980. Вып. 480.
С. 52- 53.
6. Идсльчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. 2-е
изд., перераб. и доп. М.: Машиностроение, 1975.
7. Лукницкий В. В. Тепловые электрические станции промышленных
предприятий. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1953.
8. Малюшенко В. В., Михайлов А. К. Энергетические насосы. Справочное
пособие. М.: Энергоиздат, 1981.
9. Охрана окружающей среды: Учеб, пособие для 1ехнич. спец, вузов,
С. В. Белов, Ф. А. Барбинов, А. Ф. Козьяков и др./Под ред. С. В. Белова.
М.: Высшая школа, 1983.
10. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов/М. И.
Баженов, А. С. Богородский, Б. В. Сазанов, В. Н. Юренев/Под ред. Е. Я.
Соколова. 2-е изд., перераб. М.: Энергия, 1979.
II. Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды
и водяного пара. Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1984.
12. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. 5-е изд. М..
Энергоиздат, 1982.
13. Соколов Е. Я., Зингер Н. М. Струйные аппараты. 2-е изд. М.:
Энергия, 1970.
14. Соколов Е. Я., Мартынов А. В. Эксергетический метод расчета
; процессов преобразования теплоты в паротурбинном цикле//Изв. вузов. Сер.
11 Энергетика. 1983. № 1. С. 67—70.