Експлуатація турбогенераторів

 

1. Для надійної і економічної експлуатації турбогенераторів мають бути забезпечені:

· надійність роботи основного і допоміжного устаткування;

· нормативні показники економічності основного і допоміжного устаткування;

· готовність ухвалення номінального електричного і теплового навантажень.

2. Пуск турбіни забороняється в наступних випадках:

· відхилення показників теплового і механічного стану турбіни від допустимих значень;

· несправності хоч би однієї з защит, що діють на останов турбіни;

· дефектів системи регулювання і паророзподілення, які можуть привести до розгону турбіни;

· несправності одного з масляних насосів мастила, регулювання, ущільнень генератора і пристроїв їх автоматичного включення;

· відхилення якості масла від норм на експлуатаційні масла або зниження температури масла нижче встановленої заводом-виготівником межі;

· відхилення якості свіжої пари по хімічному складу від норм.

3. По умові експлуатаційної безпеки розвантаження і зупинка турбіни здійснюється в наступних випадках:

· заїдання стопорних клапанів свіжої пари або пари після промперегрева;

· заїдання регулюючих клапанів або зворотних клапанів відбору;

· несправностей в системі регулювання;

· порушення нормальної роботи допоміжного устаткування, схеми і комунікацій установки, якщо усунення причин порушення неможливе без зупинки турбіни;

· збільшення вібрації опор зверху 7,1 мм · с^-1;

· виявлення несправностей технологічних защит, що діють на останов устаткування;

· виявлення течі масла з підшипників, трубопроводів і арматури, що створюють небезпеку виникнення пожежі;

· відхилення якості свіжої пари по хімічному складу від норм;

· виявлення неприпустимої концентрації водню в картерах підшипників, токопроводах, маслобаку, а також витоку водню, що перевищує норму, з корпусу генератора.

4. Автомат безпеки спрацьовує при підвищенні частоти обертання ротора турбіни на 10-12 % понад номінальну або до значення, вказаного заводом-виготівником. При спрацьовуванні автомата безпеки повинні закриватися:

· стопорні, регулюючі (стопорно-регулюючі) клапани свіжої пари і пари промперегріву;

· стопорні (відсічні), регулюючі і зворотні клапани, а також регулюючі діафрагми і заслонки відборів пари;

· відсічні клапани на паропроводах зв'язку із сторонніми джерелами пари.

5. Турбіна має бути негайно відключена персоналом шляхом дії на вимикач (кнопку аварійного відключення) за відсутності або відмові в роботі відповідних защит у випадках:

· підвищення частоти обертання ротора понад установку спрацьовування автомата безпеки;

· неприпустимої зміни положення роторів щодо циліндрів;

· неприпустимого зниження тиску масла (вогнестійкої рідині) в системі мастила;

· неприпустимого зниження рівня масла в масляному баку;

· неприпустимого підвищення температури масла на зливі з будь-якого підшипника, підшипників ущільнень валу генератора, будь-якої колодки упорного підшипника турбоагрегату;

· займання масла на турбоагрегаті;

· неприпустимого пониження перепаду тиску «масло - водень» в системі ущільнень валу генератора;

· неприпустимого пониження рівня масла в демпферному баку системи маслопостачання ущільнень валу генератора;

· відключення всіх масляних насосів системи водневого охолоджування генератора (для бензиноежекторних схем маслопостачання ущільнень);

· відключення генератора через внутрішнє пошкодження;

· неприпустимого підвищення тиску в конденсаторі;

· неприпустимого перепаду тиску на останньому ступені у турбін з протитиском;

· раптового підвищення вібрації турбогенератора;

· появи металевих звуків і незвичайних шумів усередині турбіни або генератора;

· появи іскр або диму з підшипників і кінцевих ущільнень турбіни або генератора;

· неприпустимого зниження температури свіжої пари після промперегріву;

· поява гідравлічних ударів в паропроводах свіжої пари, промперегріву або в турбіні;

· виявлення розриву або крізної тріщини на ділянках маслопроводів і трубопроводів пароводяного тракту, що не відключаються, вузлах паророзподілення;

· неприпустимого зниження витрати води, що охолоджує, на газоохолоджувачі;

· припинення протоки охолоджувальної води через статор генератора;

· зникнення напруги на пристроях дистанційного і автоматичного керування або на всіх контрольно-вимірювальних приладах.

Послідовність дій обслуговуючого персоналу здійснюється відповідно до протиаварійної інструкції, яка визначає порядок ліквідації аварії залежно від аварійного режиму турбоустановки.

 

Експлуатації регенеративних і мережевих підігрівачів

 

1. Операції при включенні регенеративних і мережевих підігрівачів:

· заповнюється водою трубна система і проводиться її опресовування;

· перевіряється щільність системи (по відсутності течі і водомірному склу);

· відкриваються засувки на вході і виході води;

· закривається засувка на обвідній лінії;

· відкривається відсмоктування повітря з корпусу підігрівача;

· проводиться прогрівання і дренаж паропроводу гріючої пари;

· прогрівається корпус підігрівача;

· відкривається парова засувка і після появи рівня конденсату у водовказівному склі відкривається дренажна лінія і включається регулювальник рівня.

2. Операції при відключенні підігрівачів:

· закривається парова засувка;

· відкривається засувка обводу води в обхід підігрівача;

· закриваються засувки входу і виходу води;

· відключаються дренажні лінії і лінії відсмоктування повітря.

3. Регульовані відбори теплофікацій включають в роботу при навантаженні, що забезпечує вентиляційний пропуск пари в конденсатор турбіни, дотримуючи наступну послідовність:

· вводять в роботу регулювальників тиску і встановлюють тиск у відборах відповідно до тиску магістралей добірної пари, що підключаються;

· перевіряють роботу запобіжних і зворотних клапанів на паропроводах добірної пари;

· відкривають засувки, що сполучають турбіну з магістралями добірної пари;

· включають систему автоматичного регулювання електричного навантаження і тиску пари у відборах.

4. Особливості експлуатації підігрівачів:

4.1 При нормальній роботі підігрівачів їх експлуатація полягає:

· у спостереженні за станом підігрівачів і параметрами, що характеризують їх роботу;

· в усуненні відхилень від нормального режиму роботи;

· у виробництві профілактичних заходів і в систематичному випробуванні защит і блокувань.

4.2 Найважливішим показником роботи підігрівачів є температура нагріву води, а для регенеративних підігрівачів і величина недогрівання води до температури насичення гріючої пари. Причому остання величина характерна для підігрівачів без пароохолоджувачів, оскільки за наявності пароохолоджувача температура підігрівання води може перевищувати температуру насичення гріючої пари.

Відхилення температур підігрівання води і температури недогрівання від розрахункових указує на ненормальну роботу підігрівача, вимагає виявлення і усунення причин.

4.3 При експлуатації підігрівачів необхідно стежити за рівнем конденсату і за справною роботою конденсатовідвідників і регулювальників рівня. Не допускається робота за відсутності рівня, а також при дуже високому рівні конденсату в корпусі підігрівача. У першому випадку можливе проскакування пари в нижній підігрівач, в другому - зменшується поверхня основної (конденсаційної) частини підігрівача, що може послужити причиною недогрівання живильної води.

4.4 В разі несправності підігрівачів їх виводи з роботи в ремонт не пов'язані із зупинкою турбіни, тобто можуть проводиться при працюючому агрегаті.

 

ПРИКЛАДИ РОЗРАХУНКУ ТЕПЛОВИХ СХЕМ ТЕС

Приклад 1

 

На ТЕС необхідно реконструювати застарілу систему регенеративного підігрівання живильної води. З метою обгрунтування енергетичної доцільності реконструкції слід визначити основні показники роботи електростанції до і після реконструкції, користуючись даними таблиці за умови, що тиск в конденсаторі турбін р_к = 5 кПа; внутрішній відносний к.к.д. турбіни η_оі = 0,82; електромеханічний к.к.д. турбогенераторів η_ем = 0,98; к.к.д. котельні ТЭС η_к = 0,88; к.к.д. теплового потоку η_тп = 0,98; долі витрат електричної і теплової енергії на власні потреби е_вп = 0,07 і q_вп = 0,02.

Вихідні дані

Найменування показників	Варіанти
Електрична потужність електростанції, Nе, МВт
Початкові параметри пари: - тиск, Р0, МПа - температура, t0, °С	3,5	3,6	3,7
Тиск в регенеративних відборах пари; Рвідб, МПа	0,10	0,11	0,12

Вирішення прикладу 1

 

Визначається витрата пари в турбіни, к.к.д. електростанції і питома витрата палива на вироблення електроенергії до і після реконструкції системи регенеративного підігрівання живильної води. Береться до уваги, що застаріла система регенеративного підігрівання практично не давала позитивного ефекту.

Витрата пари в турбіни до реконструкції визначається електричною потужністю станції без врахування роботи відборів системи регенеративного підігрівання живильної води:

; (1)

 

де i₀; i_ks – ентальпії пари, відповідно, перед турбінами і в кінці ізоентропного розширення до тиску в конденсаторах турбін, кДж/кг.

Значення i₀ і i_ks визначаються по is-діаграмам водяної пари:

 

 

 

К.к.д. електростанції (нетто) визначається множенням:

, (2)

де: η_к = 0,88; η_oi = 0.82; η_ем = 0,98; η_тп = 0,98; е_вп = 0,07; q_вп = 0,02; (дані в завданні)

Термічний к.к.д. циклу електростанції η_t без врахування роботи живильних насосів визначається вираженням:

, (3)

де i_ḱ – ентальпії конденсату на виході з конденсатора парової турбіни.

Значення i_ḱ за умови, що конденсат в конденсаторі не переохолоджувався, визначається тиском в конденсаторі P_к = 5 кПа по таблиці властивостей води і водяної пари, i_ḱ = 137,8 кДж/кг:

 

Результати розрахунку:

Показники	Формули для розрахунку	Варіанти
i0, кДж/кг	Завдання
iks, кДж/кг	По is-діаграмі
Dт, кг/с		13,46	20,02	24,78
ηt, част од		0,373	0,375	0,378
ηс^н, част од		0,236	0,237	0,238

Витрата пари на турбіни після реконструкції з урахуванням роботи регенеративних відборів пари при збереженні незмінної електричної потужності станції Nе = idem визначається формулою:

D_т́ = D_т + у · D_відб, (4)

де у – коефіцієнт недовиробітку потужності парою регенеративних відборів:

(5)

тут i_відб – ентальпія пари що поступає у відбори;

D_відб – витрата пари з відборів турбін на регенеративне підігрівання живильної води;

Значення D_відб зазвичай виражається в долях витрати пари на турбіну:

D_відб = αD_т́, (6)

Частка відбору пари α по тепловому балансу змішуючого підігрівача (D_т́ – D_відб)·i_ḱ + D_відб·i_відб = D_т́·i_пв, (без врахування втрат теплоти в навколишнє середовище) складе:

, (7)

Після підстановки у формулу (4) вираження (6) формула для визначення витрати пари на турбіни з урахуванням регенеративних відборів набирає вигляду:

, (8)

По формулі (8) витрата пари на турбіни з урахуванням відборів D_т́ визначається через раніше відоме значення витрати пари D_т (без відборів) і значення α і у.

Для визначення у за формулою (5) обчислюється кінцева ентальпія пари, що поступає в конденсатор:

i_k = i₀ – (i₀ – i_ks)·η_0i, (9)

і методом побудови процесу розширення пари в is - діаграмі визначається ентальпія пари у відборах.

Ентальпія живильної води після регенеративного підігрівання i_жв визначається по таблицях води і водяної пари. При цьому температура живильної води приймається рівній температурі насичення при тиск пари у відборах t_жв = t_{н відб}.

 

 

Результати розрахунку:

Показники	Формула для розрахунку	Варіанти
ik, кДж/кг
iотб, кДж/кг	По is-діаграмі
y, част од		0,365	0,374	0,386
tпв, ºС	По таблицях води і водяної пари
iпв, кДж/кг
α, част од		0,109	0,113	0,117
Dт́, кг/с		14,02	20,89	25,95
Dотб, кг/с		1,53	2,36	3,04

 

К.к.д. електростанції з введенням регенеративного підігрівання визначається вираженням (2), в якому термічний к.к.д. регенеративного циклу визначається співвідношенням:

, (10)

Відносне збільшення к.к.д. електростанції визначається співвідношенням:

, % (11)

Результати розрахунку:

Показники	Формула для розрахунку	Варіанти
ηt(р), част од		0,392	0,395	0,398
ηс(р)^н, част од		0,248	0,250	0,252
Δηс^н, %		5,1	5,5	5,9

 

Питома витрата умовного палива на 1 кВт·год відпущеної зі станції електроенергії визначається виразами:

, г/кВт·год (12)

, г/кВт·год (13)

Відносні зниження питомої витрати палива визначаються співвідношеннями:

, % (14)

або

, (15)

Результати розрахунку:

Показники	Формула для розрахунку	Варіанти
в^евідп, г/кВт·год
в^евідп(р), г/кВт·год
Δв^евідп, %	14, 15	4,8	5,2	5,6

Приклад 2

 

У промисловій зоні виникла додаткова потреба в парі. Для покриття цього навантаження вирішено використовувати раніше не повністю завантажений виробничий відбір пари турбіни типа «ПТ», встановленої на промисловій ТЕЦ, що діє. Для оцінки енергетичної доцільності слід визначити основні показники роботи турбіни, що відпускає зовнішнім споживачам пар з промислового відбору (опалювальні відбори теплофікацій вимкнені), і економію палива в порівнянні з відпуском пари з котельної ТЕЦ, користуючись даними таблиці за умови, що початкові параметри пари (тиск, температура) P₀ = 12,7 МПа, t₀ = 540 °С; тиск в конденсаторі p_к = 4 кПа; коефіцієнт регенерації β_р = 1,15; внутрішній відносний к.к.д. турбіни η_0i = 0,85; електромеханічний к.к.д. турбогенератора η_ем = 0,98; к.к.д. котельної установки η_к = 0,89; ентальпія живильної води i_жв = 950 кДж/кг; ентальпія повертаного на станцію конденсату i_пк = 500 кДж/кг; частка повертаного конденсату φ_пк = 1.

 

Початкові дані

Найменування показників	Варіанти
Електрична потужність турбіни, Nе, МВт
Тиск пари у виробничому відбор, Рпр, МПа	1,0	1,2	1,4
Кількість пари, що відпускається з виробничого відбору, Dпр, т/год

Вирішення прикладу 2

 

Витрата пари на турбіну визначається по формулі:

, (1)

де H_i – використаний в турбіні перепад конденсаційного потоку пари;

у_пр – коефіцієнт недовиробітку потужності парою виробничого відбору.

Використаний в турбіні теплоперепад H_i визначається методом побудови процесу розширення пари на is-діаграмі по формулі:

 

 

 

H_i = (i₀ – i_ks)η_0i (2)

 

 

де i₀ – ентальпія пари перед турбіною (на початку розширення), по i-s діаграмі i₀ = 3460 кДж/кг;

i_ks – ентальпія пари в кінці ізоентропного розширення до тиску в конденсаторі турбіни, по i-s діаграмі i_ks = 1900 кДж/кг.

Використаний в турбіні теплоперепад склав H_i = 1250 кДж/кг.

Коефіцієнт недовиробітку потужності парою промислового відбору у_пр визначається вираженням:

, (3)

де i_пр, i_к – ентальпії пари відповідно в промисловому відборі і пари, що поступає в конденсатор.

Ентальпія пари в промисловому відборі i_пр визначається перетином лінії розширення пари в турбіні ОК на i-s діаграмі з ізобарою промислового відбору пари P_пр.

Результати розрахунку:

Показники	Формули для розрахунку	Варіанти
iпр, кДж/кг	По is-діаграмі
yпр, част од		0,580	0,596	0,606
Dт, т/год		282,82	377,73	644,41

Питоме вироблення електроенергії на зовнішньому тепловому споживачі визначається відношенням:

, (5)

де - кількість електроенергії, що виробляється парою з промислового відбору турбіни: = D_пр(i₀-i_пр)η_ем;

Q_пр – кількість теплоти, відданої зовнішнім споживачам через промисловий відбір пари: = D_пр(i_пр – φ_пкi_пк).

Питоме вироблення електроенергії на тепловому споживанні, представлене як відношення різниці ентальпій, виходить в безрозмірному вигляді:

,

Для отримання розмірності слід використовувати коефіцієнт 10⁶/3600 = 278 кВт·год/ГДж:

, (6)

Результати розрахунку:

Показник	Формула для розрахунку	Варіанти
, кВт·год/ГДж		58,7	56,5	54,3

 

Збільшення частки вироблення електроенергії на тепловому споживанні від загального її вироблення скорочує конденсаційне вироблення електроенергії і, відповідно, підвищує економічність електростанції за рахунок зменшення втрат теплоти в конденсаторі. Чисельні значення зазвичай знаходяться в межах 50÷180 кВт·год/ГДж, зростаючи з підвищенням початкових параметрів пари і пониженням параметрів пари у відборах (6).

При роздільному відпуску теплової і електричної енергії пар зовнішнім споживачам відпускається безпосередньо з котельної ТЕЦ. Це потребує збільшення витрати пари з котельні () у кількості еквівалентній по теплоті витраті пари через виробничий відбір:

, (7)

Відношення різниці ентальпій у вираженні (7) показує, в скільки разів збільшення витрати пари з котельні менше витрати пари з відбору турбіни для отримання однієї і тієї ж кількості що відпускається зовнішнім споживачам теплоти (пара з котельної має вищий потенціал, ніж добірна пара з турбіни).

Разом з цим при роздільному відпуску теплової і електричної енергій і збереження турбогенератором колишнього вироблення електроенергії зменшується витрата пари з котельної ΔD_к″ на турбіну, оскільки в турбіні відключається промисловий відбір і раніше відбирана пара повною мірою спрацьовує свій потенціал в конденсаційному потоці:

, (8)

В цілому збільшення вироблення пари в котельній ТЕЦ унаслідок роздільного відпуску теплової і електричної енергій визначається різницею:

,

,

. (9)

Результати розрахунку:

Показник	Формула для розрахунку	Варіанти
ΔDk, т/год		29,12	37,34	61,50

Комбінований відпуск теплової і електричної енергій зовнішнім споживачам в порівнянні з роздільним виключає перевитрату пари з котельної ТЕЦ (ΔD_к), що приводить до відповідної економії умовного палива:

, (10)

Результати розрахунку:

Показник	Формула для розрахунку	Варіанти
ΔВy, т/год		3,12	4,00	6,58

Приклад 3

 

Аварійна ситуація на ТЕЦ металургійного підприємства, пов'язана з порушенням герметизації групи підігрівачів високого тиску, що привело до зниження температури живильної води перед котлом. Визначити перевитрату палива унаслідок аварійного відключення ПВД і розробити заходи щодо компенсації втрат палива за рахунок використання вторинних енергоресурсів. Розрахунки виконати, використовуючи дані таблиці з урахуванням того, що початкові параметри пари (тиск, температура) Р₀ = 12,7 МПа, t₀ = 540ºС; температура живильної води до і після відключення ПВД _жв= 230 ºС і _жв= 165 ºС; тиск пари в опалювальному відборі Р_оп = 0,2 МПа; тиск і ентальпія пари в конденсаторі турбіни Р_к = 5 кПа, i_к = 2230 кДж/кг; тиск і витрати сухої насиченої пари КУ і СВО відповідають параметрам пари у відборах; к.к.д. котельної установки η = 0,90; к.к.д. теплового потоку η_тп = 0,98; ентальпія додаткової води i_дод = 100 кДж/кг, час роботи технологічних печей протягом року τ_п = 4500 год.

 

Вихідні дані

Найменування показників	Позначення	Одиниці виміру	Варіанти
Електрична потужність турбіни	Nе	МВт
Витрата живильної води через ПВД	Dжв	кг/с
Тиск пари в промисловому відборі	Рпр	МПа	1,2	1,4	1,6
Витрата пари в промисловому відборі	Dпр	кг/с
Витрата пари в опалювальному відборі	Dоп	кг/с

 

Вирішення прикладу 3

 

Перевитрата палива через відключення ПВД визначається за умови, що потужність турбоустановки залишається незмінною.

Компенсація перевитрати здійснюється за рахунок використання пари котлів-утилізаторів (КУ) і систем випарного охолоджування (СВО) технологічних печей. Пару КУ і СВО подають зовнішнім споживачам замість добірної пари теплофікації. Це дозволяє зменшити потік пари через регульовані відбори теплофікацій турбіни, збільшити в ній конденсаційний потік пари і зберегти потужність турбіни на колишньому рівні без перевитрати палива, що спалюється в котлі.

Обчислення перевитрати палива.

Кількість теплоти, передавана живильній воді в ПВД, визначається вираженням:

, (1)

де С_Р – середня ізобарна теплоємність в інтервалі температур , С_Р = 4,51 кДж/кг · К.

Параметри пари у відборах на ПВД і деаераторі приймаються для турбіни типа «ПТ» за даними, приведеними в [7]: Р_ПВД = 3,30 МПа, i_ПВД = 3190 кДж/кг, Р_ДА = 1,47 МПа, i_ДА = 3010 кДж/кг. Розрахунки виконуються для параметрів пари верхнього ПВД, що визначає температуру живильної води на вході в котел.

Коефіцієнт недовиробітку потужності Y і цінності теплоти ζ для відборів пари на ПВД і деаераторі визначаються виразами:

; (2)

; (3)

; (4)

, (5)

де i₀ – ентальпія свіжої пари, визначувана по iS – діаграмі або по таблицях властивостей водяної пари;

k_с – коефіцієнт теплової схеми, визначуваний вираженням:

; (6)

тут - ентальпія киплячої води при початковому тиску Р₀ і ентальпія конденсату при тиску в конденсаторі Р_К, визначувані по таблицях властивостей водяної пари.

Витрата пари на ПВД визначається вираженням:

, (7)

де - ентальпія конденсату пари регенеративного відбору на ПВД при тиску Р_ПВД, визначувана по таблицях властивостей водяної пари (втратою тиску пари при його транспортуванні від відбору до ПВД нехтуємо).

Кількість теплоти, яка вносить зливаний з ПВД конденсат в деаератор, визначається рівнянням:

, (8)

де - ентальпія живильної води в деаераторі відповідно до тиску в деаераторі Р_ДА, визначувана по таблицях властивостей водяної пари для деаератора підвищеного тиску Р_ДА = 0,7 МПа.

При відключенні ПВД відповідне підігрівання живильної води буде проводиться в економайзері котла за рахунок теплоти спалюваного в котлі палива. Коефіцієнт цінності теплоти котельного палива ξ_к = 1, що більше, ніж коефіцієнт цінності теплоти пари з відбору на ПВД: ξ_ПВД < 1. Використання для підігрівання живильної води ціннішої теплоти викличе перевитрата палива.

Разом з тим потік конденсату з ПВД не поступатиме в деаератор, що зажадає збільшення відбору менш цінної пари на деаератор замість відбору пари на ПВД (ξ_да < ξ_пвд) і дасть невелику економію теплоти.

В цілому перевитрата теплоти при виключенні ПВД складе:

(9)

Перевитрата палива в результаті виключення ПВД складе:

, (10)

де Q_уп – теплота згорання умовного палива, Q_уп = 29,3 МДж/кг.

 

Результати розрахунку:

Показники	Формули для розрахунку	Варіанти
DПВ, кг/с	Із завдання
QПВД, МВт		27,85	36,64	60,10
РПВД, МПа	Л.[7]	3,30	3,30	3,30
iПВД, кДж/кг	Л.[7]
iк, кДж/кг	Із завдання
i0, кДж/кг	По is-діаграмі

Продовження результатів розрахунку:

уПВД		0,761	0,761	0,761
РДА, МПа	Л.[7]	1,47	1,47	1,47
IДА, кДж/кг	Л.[7]
уДА		0,602	0,602	0,602
i′0, кДж/кг	По таблицях водяної пари
i′к, кДж/кг	По таблицях водяної пари
kс		0,356	0,356	0,356
ξПВД		0,825	0,825	0,825
ξДА		0,687	0,687	0,687
i′ПВД, кДж/кг	По таблицях водяної пари
DПВД, кг/с		12,92	16,99	27,88
i′ДА, кДж/кг	По таблицях водяної пари
QКОНД, кВт
ΔQк, МВт		4,202	5,528	9,067
ΔВк, кг.у.п./с		0,1627	0,2141	0,3511

 

Компенсація перевитрати палива на ТЕЦ унаслідок відключення ПВД можлива за рахунок використання пари вторинних енергоресурсів, яка раніше використовувалася недостатньо ефективно. Заходи, компенсуючі перевитрату палива, полягають в споруді паропроводів пари КУ і СВО від виробничих цехів, де технологічні печі обладнані КУ і СВО, до ТЕЦ. Причому 60% перевитрати палива передбачається компенсувати подачею пари КУ в систему промислового відбору турбіни, а 40% подачею пари СВО в систему опалювальних відборів, що відповідає співвідношенню витрат пари в регульованих відборах теплофікацій для турбін типа «ПТ» [8], а також відповідає співвідношенню витрат пари відборів за завданням.

Компенсація перевитрати пари складе:

- від використання пари в КУ

; (11)

- від використання пари СВО:

; (12)

Економія теплоти від подачі пари утилізації в системи відборів теплофікацій турбіни відповідно до розподілу компенсації перевитрати палива складе:

; (13)

. (14)

Витрата теплоти і маси пари утилізації складе:

; ; (15, 16)

; (17)

; (18)

Відповідно до завдання параметри пари КУ і СВО збігаються з параметрами пари, відповідно, промислового і опалювального відборів. Причому пара утилізації і пара відборів в розрахунках приймається як суха насичена.

Коефіцієнти недовиробітку потужності і цінності пари відборів визначаються виразами:

; (19)

; (20)

; (21)

, (22)

де i_пр, i_оп – ентальпії пари промислового і опалювальних відборів, визначаються тиском пари у відборах по таблицях властивостей водяної пари для сухої насиченої пари.

В результаті подачі пари утилізації в систему промислових і опалювальних відборів відповідно в кількості D_КУ і D_СВО витрати пари через відбори зменшуються і складуть:

; (23)

. (24)

 

 

Результати розрахунку:

Показники	Формули для розрахунку	Варіанти
ΔBКУ, кг.у.п./с	(11)	0,0976	0,1285	0,2107
ΔBСИО, кг.у.п./с	(12)	0,0651	0,0856	0,1404
QКУ, МВт	(13)	2,521	3,317	5,440
QСВО, МВт	(14)	1,681	2,211	3,627
iпр, кДж/кг	По таблицях водяної пари
упр	(19)	0,403	0,407	0,410
ξпр	(21)	0,489	0,493	0,496
iоп, кДж/кг	По таблицях водяної пари
уоп	(20)	0,334	0,334	0,334
ξоп	(22)	0,413	0,413	0,413
QКУ, МВт	(15)	5,155	6,728	10,986
QСВО, МВт	(16)	4,070	5,354	8,782
DКУ, кг/с	(17)	1,920	2,501	4,073
DСВО, кг/с	(18)	1,561	2,054	3,369
D′пр, кг/с	(23)	33,080	47,499	85,927
D′оп, кг/с	(24)	23,439	27,946	56,631

 

ЛІТЕРАТУРА

 

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.

2. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 224 с.

3. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции. – М.: Издательский дом МЭИ, 2009. – 446 с.

4. Купцов И.П., Иоффе Ю.Р. Проектирование и строительство ТЭС. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 408 с.

5. Гичёв Ю.А. Тепловые электростанции. Часть 1: Конспект лекций. - Днепропетровск: НметАУ, 2011. – 45 с.

6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. -М.: Энергоатомиздат, 1989. - 288 с.: ил.

7. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / М.И. Бажанов, А.С. Богородский, Б.В. Сазанов, В.Н. Юренев; под. ред. Е.Я. Соколов – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия, 1979. – 296 с.: ил.

8. Соколов Е.Л. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов - 5-е изд., перераб. -М: Энергоиздат, 1982. - 360 с.: ил.

9. Сборник задач по курсу «Промышленные тепловые электростанции». Учебное пособие для вузов / Баженов М.И., Богородский А.С. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 128 с.: ил.