Тепловые электростанции промышленных предприятий

 

ВОПРОС 1. Структура электрического и теплового потребления Красноярского края  (г. Красноярска).

 

Для Красноярского края энергетическая отрасль является стержнем социально-экономического развития региона. В Сибири добывается 62% общероссийских запасов угля, производится 27% электроэнергии страны. Красноярский край — важная часть богатейшего топливно-энергетического региона России. На долю края приходится 13,4% сибирского угля, на электростанциях края вырабатывается 1/4 объема электроэнергии. По объему производства электроэнергии — 46,3 млрд кВт/час — Красноярский край занимает второе место в России, а по запасам гидроэнергетических ресурсов — около 300 млрд кВт/час — первое. Суммарная мощность красноярской энергосистемы — 11,5 тыс. МВт. Неудивительно, что энергетика — базовая составляющая экономики края. А потому в выработке и реализации энергетической политики Красноярского края заинтересованы и региональные власти, и промышленные предприятия, и население.

Структура электрического и теплового потребления – это долевое распределение суммарного электрического и теплового потребления по типам потребителей.

Основной поставщик  электрической и тепловой энергии  в Красноярском крае ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)».

Производство и потребление  электрической энергии

Производственные показатели за 4 квартал 2010 г.

За 4 квартал 2010 г. производственные филиалы ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»  выработали 3 775,062 млн. кВтч электрической  энергии.

Объем отпуска в сеть электроэнергии составил 3 283,613 млн. кВтч, объем реализации – 3 737, 389 млн. кВтч на сумму 2 675, 51 млн. руб.

Производственные показатели за 3 квартал 2010 г.

За 3 квартал 2010 г. производственные филиалы ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»  выработали 1 915,985 млн. кВтч электрической  энергии.

Объем отпуска в сеть электроэнергии составил 1 745,478 млн. кВтч, объем реализации – 1 942,393 млн. кВтч на сумму 1 759,82 млн. руб.

Производственные показатели за 2 квартал 2010 г.

За 2 квартал 2010 г. производственные филиалы ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»  выработали 2 555,728 млн. кВтч электрической энергии.

Объем отпуска в сеть электроэнергии составил 2 206,839 млн. кВтч, объем реализации – 2 418,459 млн. кВтч на сумму 1 860,63 млн. руб.

Производственные показатели за 1 квартал 2010 г.

За 1 квартал 2010 г. производственные филиалы ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» выработали 4 271,785 млн. кВтч электрической энергии.

Объем отпуска в сеть электроэнергии составил 3 721,090 млн. кВтч, объем реализации – 3 887,985 млн. кВтч на сумму 2 553,79 млн. руб.

Производство и потребление  тепловой энергии

Показатели производства теплоэнергии

Выработка тепловой энергии  по ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» 2010 год составила 14 987 тыс. Гкал. Полезный отпуск тепловой энергии за 2010 год - 13 682 тыс. Гкал. Объём реализации за отпущенную тепловую энергию составил 10 906 млн. руб.

Объемы выработки тепловой энергии (2007 – 2010 гг.), тыс. Гкал.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.

ВОПРОС 2 .Определение табличной мощности электродвигателя и расходуемой мощности электродвигателя питательного насоса.

Существует два варианта приводов питательных насосов: 1)электрический;

2)турбинный.

Электрический привод питательных насосов

Достоинства:

1)простота конструкции  (синхронный или асинхронный);

2)надёжность

Недостатки:

1)ограничена единичная  мощность двигателя до 9 МВт;

2)ограниченные возможности по регулировке расхода питательной воды.

Для определения мощности электродвигателя необходимо знать  паропроизводительность котельного агрегата и напор создаваемый питательным  насосом.

Определение напора, создаваемого питательными насосами

1) Для барабанных котельных  агрегатов

Рб - рабочее давление в паровом  котле;

Рд- давление в деаэраторе;

- высота подъёма воды из  деаэратора в барабан парового  котла;

- средняя плотность питательной воды;

- суммарное гидравлическое сопротивление  оборудования (ПВД и экономайзера  парового котла)

2) Для прямоточных котельных  агрегатов

 

Определение мощности электродвигателя питательного насоса.

Расчетная подача питательного насоса

, м³/с

где – паропроизводительность котельного агрегата

 – коэффициент запаса по  производительности котельного  агрегата

ρ – плотность воды, кг/м³; – удельный объём среды , /кг

Мощность электродвигателя питательного насоса, КВт:

= =861,25 КВт

где –КПД питательного насоса;

– напор питательного насоса ,МПа. 

 

 

 

ВОПРОС 3. Технологическая схема топливоподачи мощной ТЭЦ, работающей на твердом топливе

Технологическая схема  паротурбинной ТЭС

Схема ТЭС на угле: 1 — градирня; 2 — циркуляционный насос; 3 — линия электропередачи; 4 — повышающий трансформатор; 5 — турбогенератор; 6 — цилиндр низкого давления паровой турбины; 7 — конденсатный насос; 8 — поверхностный конденсатор; 9 — цилиндр среднего давления паровой турбины; 10 — стопорный клапан; 11 — цилиндр высокого давления паровой турбины; 12 — деаэратор; 13 — регенеративный подогреватель; 14 — транспортёр топливоподачи; 15 — бункер угля; 16 — мельница угля; 17 — барабан котла; 18 — система шлакоудаления; 19 — пароперегреватель; 20 — дутьевой вентилятор; 21 — промежуточный пароперегреватель; 22 — воздухозаборник; 23 — экономайзер; 24 — регенеративный воздухоподогреватель; 25 — фильтр; 26 — дымосос; 27 — дымовая труба.

Схема топливного хозяйства ТЭС предопределяется последовательностью технологических операций с топливом, предшествующих его поступлению в пылеприготовительную установку. Компоновка объектов топливного хозяйства зависит от характеристик топлива, вида используемых механизмов и машин, мощности станции. Для повышения надежности эксплуатации, простоты управления и сокращения объемов пусковых комплексов топливное хозяйство ТЭС мощностью 4000 МВт и более разделяют на две самостоятельные части, предусматривается автономная подача топлива на несколько блоков по идентичным схемам.

Типовая технологическая  схема топливоподачи ТЭС показана на рис. 1. Разгрузочное устройство оборудовано  вагоноопрокидывателями, разгружающими вагоны с углем в приемные бункера. Смерзшееся топливо перед разгрузкой размораживают в тепляках. Если производительность топливоподачи менее 400 т/ч, устанавливают один вагоноопрокидыватель, от 400 до 1000 т/ч—два вагоноопрокидывателя. Для электростанций с производительностью топливоподачи свыше 1000 т/ч количество вагоноопрокидывателей выбирается исходя из 12 опрокидываний в час вагонов средневзвешенной грузоподъемности плюс один резервный вагоноопрокидыватель. Топливо доставляется на ТЭС в полувагонах грузоподъемностью

60—125 т.

Для электростанции на фрезерном торфе тип разгрузочного устройства (безъемкостное, траншейное, с многоковшовыми перегружателями и пр.) определяется в каждом конкретном случае с учетом расхода торфа и типа вагонов.

 

 

Рис. 1. Схема топливоподачи пылеугольной ТЭС:

1 —  размораживающее устройство; 2 —  электротележка-толкатель; 3 — разгрузочное  устройство;

4 —  конвейеры от разгрузочного устройства; 5 — узел пересыпки; 6— конвейеры  в дробильный корпус;

7 —  дробильный корпус; 8 — конвейеры  в главный корпус; 9 — главный  корпус; 10 — конвейер на склад; 

11 —  конвейер со склада; 12 — загрузочный  бункер; 13 — узел пересыпки; 14 —  конвейер в узел пересыпки; 15—  роторная погрузочная машина-штабелер; 16 — склад топлива

 

 

Приемные бункера  вагоноопрокидывателей перекрывают решетками с размерами ячеек не более 350Х Х350 мм, расширяющимися книзу. Крупные куски топлива измельчаются и проталкиваются перемещающимися над решетками дробильно-фрезерными машинами. В соответствии с нормами технологического проектирования тепловых электрических станций при соответствующем обосновании допускаются размеры решеток под вагоноопрокидывателем с ячейками более 350X350 м. В этом случае топливо после приемных бункеров должно пройти через дробилки грубого дробления. Установка этих дробилок приводит к увеличению заглубления здания вагоноопрокидывателей, что связано с дополнительными капитальными затратами. Из-под бункеров разгрузочного устройства топливо выдается ленточными питателями, оснащенными шкивными магнитными сепараторами для извлечения из топлива поддающихся намагничиванию металлических предметов.

От каждого  вагоноопрокидывателя отходит один ленточный конвейер с производительностью, равной производительности вагоноопрокидывателя. Нумерация конвейеров топливного хозяйства ведется по ходу топлива от разгрузочного устройства в главный корпус, на склад и со склада. Параллельным конвейерам одинакового порядкового номера присваивают буквенные индексы «а», «б».

Топливо в котельную подается двухниточной системой ленточных конвейеров, рассчитанных на трехсменную работу. Обычно одна из ниток работает, а вторая находится в резерве. Однако могут одновременно работать обе нитки системы. Такая необходимость может быть вызвана ухудшением качества и увеличением нестабильности качественных характеристик топлива, а также недостаточной надежностью некоторых узлов топливоподачи.

В узле пересыпки  № 1 топливо с конвейеров № 1 с  помощью распределителей, в качестве которых обычно используются перекидные шиберы, направляется на одну из ниток конвейера № 2, которым транспортируется в дробильный корпус. Здесь топливо либо поступает в молотковые дробилки, либо сбрасывается плужковыми сбрасывателями на конвейер подачи топлива на склад. Молотковые дробилки измельчают топливо до размера 25 мм. При работе на торфе и другом мелком топливе (0—25 мм) топливо может подаваться, минуя дробилки. Перед молотковыми дробилками для отсева мелких фракций устанавливается грохот или стационарная колосниковая решетка. Производительность всех установленных дробилок тонкого дробления должна быть не меньше производительности всех ниток топливоподачи в котельное отделение. Каждая нитка конвейера № 2 работает со своей парой дробилок, причем в работе могут находиться одна из дробилок данной пары либо обе дробилки одновременно.

Перед молотковыми  дробилками устанавливают подвесной  саморазгружающийся электромагнитный металлоискатель и металлоотделитель, а после дробилок— шкивный  и подвесной электромагнитные металлоотделители. При среднеходных мельницах после молотковых дробилок устанавливают уловители немагнитного металла. При шаровых барабанных мельницах металлоуловители устанавливают только до дробилок. Древесина улавливается из угля уловителями длинномерных предметов, установленными в узле пересыпки до молотковых дробилок, и уловителями щепы, установленными на конвейерах после молотковых дробилок. «Улов» удаляется механизированным способом.

Конвейерами № 3 топливо подается в башню пересыпки бункерной галереи главного корпуса. На этих конвейерах установлены ленточные весы для текущего учета топлива, израсходованного за сутки.

На топливоподающем  тракте после дробилок в узле пересыпки располагаются механические пробоотборные устройства, с помощью которых отбирают топливо при сбросе его с конвейеров и приготовляют усредненные пробы топлива для физико-химических анализов.

На конвейерах № 4 в бункерной галерее на каждый бункер сырого угля установлены два  двусторонних плужковых сбрасывателя. На резервный склад уголь подается конвейером и роторной погрузочной машиной - штабелером (РПМ). Послойная укатка угля на складе производится бульдозерами. Топливо со склада выдается в узел пересыпки конвейером непосредственно от РПМ.

Вместимость складов  угля и сланцев принимается, как правило, равной 30-суточному расходу топлива. При небольших расстояниях между ТЭС и местом добычи топлива (41—100 км) вместимость склада может быть уменьшена до 15-суточного расхода, а при расстояниях до 40 км — до 7-суточного расхода.

Система и уровень механизации угольных складов определяются на базе технико-экономического обоснования и должны обеспечивать выполнение складских работ и ремонт механизмов с минимальной численностью персонала. На угольных складах должны применяться механизмы непрерывного действия (роторные погрузчики, штабелеукладчики), мощные бульдозеры.

 

 

Задача №1. Для конденсационного энергетического блока по данным, приведенным в табл.1 определить:

1. Термический КПД энергоблока η_t;
2. КПД транспорта теплоты по трубопроводам η_тр;
3. Внутренний относительный КПД турбины η_oi;
4. Внутренний абсолютный КПД турбины η_i;
5. Относительный электрический КПД турбоустановки η_оэ;
6. Абсолютный электрический КПД энергоблока η_э;
7. КПД энергоблока η_с;
8. Удельный расход теплоты на турбоустановку q_ту;
9. Удельный расход теплоты энергоблоком q_c;
10. Удельный расход условного топлива b_у.

 

Решение

                                                                                                        Табл, 1

Электрическая мощность блока,Nэ, МВт		210
Параметры пара за котлом: -давление Pпе, МПа -температура  t пе,°С		14 545
Параметры пара перед  турбиной: -давление P0, МПа -температура  t0,°С		13 535
Расход свежего пара, D0, т/ч		565
Промежуточный перегрев пара (расход в % от свежего) α пп =Dпп/D0, %		88
Параметры до промперегрева:   -давление P´пп, МПа   -температура  t´пп, °С		2,4 346
Параметры после промперегрева:   -давление P´´пп, МПа   -температура  t´´пп,°С		2,1 545
Параметры отработавшего  пара: -давление Pк ,кПа -энтальпия hk, кДж/кг		4.0 2450
Температура питательной  воды: -за последним подогревателем  высокого давления t´пв,°С -перед котлом tпв,°С		232 230
Потери рабочей среды  в цикле (в % от расхода пара на турбину), βп*100%		2.5
КПД котлоагрегата, нетто, η нка     ,%		87
Электромеханический КПД  турбогенераторной установки, ηэм,%		96
Доля собственных нужд энергоблока	4

 

Термический КПД η_t для цикла с промежуточным перегревом пара определяется по формуле:

 

                                               ,                                     

 

где Н_а^ЦВД     = h₀ – h'_пп,t - адиабатический теплоперепад в ЦВД, кДж/кг;

 

Н_а^ЦВД =3432-2970=461

 

 Н_а^ЦНД ₌ h"_пп - h_k,_t - адиабатический теплоперепад в ЦНД, кДж/кг;

 

Н_а^ЦНД  =3566-2260=1306

 

  α_пп = D_пп /D₀ - доля расхода пара поступающего на промежуточный перегрев;

 

α_пп =88%

 

q_пв = h_о – h_пв  - удельное количество теплоты, подведенное в котле, кДж/кг;

 

q_пв =3447-990=2457

 

q_{пп, t} = α_пп (h"_пп – h_пп,t)- удельное теоретическое количество теплоты, подведенной к пару в промежуточном пароперегревателе, кДж/кг.

 

 q_{пп, t} =0.88(3566-3120)=392,48

 

, 

Принимаем внутренний относительный КПД для  ЧВД  и ЧНД ;

  % ; %

 

Внутренний  относительный КПД турбины, о.е.:

 

   ,

 

где     = h₀ -h'_пп,д - действительный теплоперепад в ЦВД, кДж/кг;

 

=3432-(3432-2970) 0.84=3043,92

 

=3432-3120=312

  = h^´´_пп - h_k,д - действительный  теплоперепад  в ЦНД, кДж/кг.

 

3566-(3566-2450) 0,87=2595,08

 

=3566-2595,08=970,92

 

   ,  

                                  

  КПД транспорта теплоты по трубопроводам, о.е.:

 

,

 

где Q_ту =D₀•10³• [(h_o- h'_пп)+α_пп• (h^´´_пп - h_k)+(h_k-h'_пв)] - расход    тепла    на турбоустановку, кДж/ч;

 

Q_ту =565 •10³•[(3447-3120)+0.88 • (3566-2450)+(2450-990)]

 

      Q_ту =1,466•10⁹

 

Q_ка =D_o •10³ [(1 + β_п) • ( h_пе -h_пв)+α_пп• (h^´´_пп – h'_пп)] - тепловая нагрузка котлоагрегата, кДж/ч.

 

Q_ка =565

10³ [(1 + 0.025) • (3447-990)+0.88 • (3566-3120)]

 

       Q_ка =1,645•10⁹

 

 ,                                                

Энтальпия h_пе определяется по параметрам пара за котлом (в выходном коллекторе пароперегревателя), h_пв- по параметрам воды перед котлом, a h'_nв - по параметрам воды за последним регенеративным подогревателем.

Расчет КПД η_i, η_{оэ ,} η_э и _, η_с выполняется по формулам:

 

η_i = η_oi · η_t

 

η_i =0.72 0.57= 0.41%

η_оэ  = η_oi · η_эм

η_оэ  =0.72 ·0.96=0.69 %

 

η_э = η_oэ · η_t

η_э =0.69 ·0.57 =0.39%

η_c = η_ка · η_тр· η_t · η_oi · η_эм

 

η_c =0.87·0.89·0.57·0.72·0.96=0.305%

 

Удельный расход теплоты на турбоустановку, кДж/(кВт  ч):

 

,

а удельный расход теплоты на станции, кДж/(кВт·ч):

 

   .

   .                                                  

Удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии, кг.у.т./ (кВт·ч):

 

  .= .                                                    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задача  №2. По данным, приведенным в табл. 2.3., определить экономию топлива при комбинированной выработке на ТЭЦ электроэнергии и тепла по сравнению с раздельной выработкой тех же количеств электрической энергии (на КЭС) и тепловой энергии (в котельной).

Установленную мощность ТЭЦ принять состоящей  из четырех однотипных турбогенераторов, указанных в табл. 2. Мощность котельной принять равной суммарному отпуску тепла внешним тепловым потребителям на ТЭЦ, а выработку электроэнергии на КЭС - равной суммарной выработке электроэнергии на ТЭЦ. Экономичность выработки электроэнергии на КЭС принять по результатам расчетов показателей конденсационного энергоблока. Значения, η_oi, η_тр, η_эм, необходимые   в   расчетах,   принять равными величинам, заданным и полученным при расчете конденсационного энергоблока.

Необходимые для расчета дополнительные величины принять по данным учебных пособий или справочной литературе.

 

 

Номинальная мощность турбины, Nэ, МВт	25
Параметры пара перед  турбиной: -давление P0, МПа -температура  t0, °С	9 535
Конечное давление пара, рк, кПа	3,5
Теплофикационный отбор: -давление Pотб, МПа -температура  tотб, °С -расход Dотб,т/ч	0.12 104 90
Удельный расход пара при номинальной нагрузке и конденсационном режиме, dк,	3.7
Число часов использования  электрической мощности, Тэ, ч/год	6000
Число часов максимального  потребления теплоты, Тт, ч/год	1200
КПД котельного агрегата, ηка, %	90

 

Расход топлива при комбинированной выработке электроэнергии и тепла на ТЭЦ удобно определить по методу разделения расхода топлива для выработки электроэнергии и расхода для выработки отпускаемого тепла. 

Количество  электроэнергии, вырабатываемой на тепловом потреблении на ТЭЦ, кВт·ч/год:

 

Э_т = э ·Q_т ,

 

где Q_т - годовой отпуск тепла внешним потребителям, кДж/год;

    -    удельная    выработка    электроэнергии    на тепловом потреблении, кВт ч/кДж; Нi = h₀ - h_отб - действительный теплоперепад от начального состояния до давления в отборе, кДж/кг; h_отб - энтальпия пара в регулируемом отборе турбины, кДж/кг; h ^‘_отб - энтальпия конденсата греющего пара сетевых подогревателей (конденсата пара отбора), кДж/кг.

 

Нi =3474-2683=791

 

 

Годовой отпуск тепла внешним потребителям, кДж/год:

 

Q_т=D_отб·10 ³·T_T· n·(h_отб- h ^‘_отб),

 

Q_т=90·10 ³·1200·4(2677-423)=9,73·10¹¹

 

где n=4 - количество турбогенераторов на ТЭЦ.

 

Э_т =9.4

10^-5 9,73·10¹¹=9,15 10⁷

 

Расход   условного   топлива   на   выработку   электроэнергии   на   тепловом потреблении, т.у.т./год:

 

 

    .                                    

Расход     условного     топлива    на     выработку     тепловой     энергии     при комбинированной выработке электроэнергии и тепла на ТЭЦ, т.у.т./год:

 

,

 

,       

где Q^р_н.y. =29310 - теплотворная способность условного топлива, кДж/кг.

Выработка электроэнергии по конденсационному циклу на ТЭЦ, кВт-ч/год:

 

Э ^к_тэц=Э_год - Э_т,

где Э_год = N_э·10³·n·Т_э - суммарная годовая выработка электроэнергии.

 

Э_год = 25000

4 6000=6 10⁸

Э ^к_тэц=6

10⁸-9,15 10⁷=5,09 10⁸

Расход условного топлива на выработку электроэнергии по конденсационному циклу на ТЭЦ, т.у.т./год:

 

  ,

 

  ,                               

где d_к - удельный расход пара при конденсационном режиме турбины, кг/кВтч;

 h_пв - 1200 кДж/кг - энтальпия питательной воды (принимаем).

Полный  расход условного топлива на ТЭЦ, т.у.т./год:

 

В_тэц =В^э.т.п._тэц+В^т_тэц +В^к_тэц.

 

В_тэц =1,46·10⁴ +4,14·10⁴ +1,82·10⁵ =2,38·10⁵

 

  Расход условного топлива при  раздельной выработке электроэнергии на КЭС и тепла в котельной.

Расход условного  топлива на выработку электроэнергии на КЭС, т.у.т./год:

 

    .

 

    .

 

Расход  условного топлива на выработку  тепла в котельной, т.у.т./год:

 

 

   

 

Полный расход условного топлива при раздельной выработке электроэнергии и тепла, т.у.т./год:

 

В_разд = В_КЭС ⁺ В_кот.

В_разд = 2,41·10⁵ +4,14·10⁴ =2,82·10⁵

 

Экономия     условного    топлива    при     комбинированной     выработке электроэнергии и тепла  на ТЭЦ по сравнению с раздельной выработкой, т.у.т./год:

 

ΔВ=В_разд-В_тэц.

 

ΔВ=2,82·10⁵- 2,38·10⁵=4,44·10⁴  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задача  №3. В топке котельного агрегата паропроизводительностью D (кг/с) сжигается уголь с низшей теплотой сгорания Q^р_н = 15700 кДж/кг. Определить экономию топлива в процентах, получаемую за счет предварительного подогрева конденсата в регенеративных подогревателях, если известны температура топлива на входе в топку t_т=20°C, удельная теплоемкость топлива c_т=2,1 (кДж/кг), КПД котлоагрегата ^бр_ка (%), давление перегретого пара р_пп (МПа), температура перегретого пара t_пп (^оС), температура конденсата t_к=32^оC, температура питательной воды после регенеративных подогревателей t_пв (^оС) и величина непрерывной продувки р=3%. Давление в барабане котла принять на 40 % больше, чем давление перегретого пара.

 

Паропроизводительность  котельного агрегата D, кг/с	5,6
КПД котельного агрегата (брутто) брка, %	91,5
Давление перегретого  пара рпп, МПа	4
Температура перегретого пара tпп, оС	430
Температура питательной воды tпв, оС	130

 

Физическую  теплоту топлива определяем по формуле, кДж/кг:

 

_.

 

_.      

 

Располагаемую теплоту находим по формуле, кДж/кг:

 

 

  

 

Расход топлива  без регенеративного подогрева  питательной воды, кг/с:

 

 

 

Расход топлива  с регенеративным подогревом, кг/с:

 

     

 

Экономия топлива, %:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задача  №4. . Построить процесс расширения пара в турбине на hs диаграмме и рассчитать удельный расход теплоты и условного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии теплофикационной турбиной соответственно в конденсационном и теплофикационном режимах работы. Определить для теплофикационной установки удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении и экономию условного топлива на выработку 1 кВт·ч по сравнению с конденсационном режимом, при использовании теплофикационных отборов в течение 3000, 4000, 5000 и 6000 часов при общей продолжительности работы турбоустановки 7000 часов в год. Численные значения исходных данных выбираются из табл. 1.

 

Давление пара на входе в турбину Ро, МПа	3
Температура пара на входе в турбину to, оС	435
Давление пара в отборе Ротб, МПа	1,1
Температура питательной воды tпв, оС	145
Давление в  конденсаторе турбины Рк, кПа	5,0

принять: _эм = 0,97 %.  _oi = 0,85 %.  ^бр_ка = 0,88 %.  _тр = 0,96 %.

 

По заданным параметрам, пользуясь  hs диаграммой [прил.3]или таблицами воды и  водяного пара, найти энтальпии h_о, h_{отб. ад}, h_отб, h_пв, h_к.ад, h_к, h^/_вк.

 

  Определяем количество теплоты, отпускаемого потребителям из отбора с одним килограммом пара , кДж/кг:

 

.