WorldodTech

tОК3 = ТВЫХ(Р5’, tОК2, K(D), 1766, (1 - aПП - a6 - a5 - a4 - aД - aС1 - aС2).D) =

= 118,7 оС;

tОК4 = ТВЫХ(Р4’, tОК3, K(D), 2091, (1 - aПП - a6 - a5 - a4 - aД - aС1 - aС2).D) =

= 146,0 оС.

Далее рассчитываем технологическую схему непосредственно. Для этого берём начальные данные в соответствии с полученным процессом расширения пара в hs-диаграмме, записываем систему уравнений для относительных расходов в контуре и находим её решение методом последовательных итераций:

aа = 0,8;

aа = 1 - aПП - a6 - a5 - aД - a4 - aС1;

;

;

;

;

;

;

aОК = 1 - aПП - a6 - a5 - a4 - aД - aС1 - aС2;

.

После пяти шагов итераций получены следующие результаты:

aа = 0,659 – относительный расход через основной паропровод перед точкой включения обводной турбины.

aПП = 0,098;

aС1 = 0,065;

a6 = 0,052;

a5 = 0,027;

aД = 0,07;

a4 = 0,029;

aОК = 0,623;

aС2 = 0,037;

ts(PД) = 195;

Для нахождения a3 и a2 воспользуемся методом последовательных итераций для уравнений теплового баланса регенеративных подогревателей ПНД-2, ПНД-3:

;

;

;

.

В результате вычислений получены следующие значения:

a3 = 0,026;

a2 = 0,017;

.

Подставляя полученные значения в исходные данные, и проводя расчеты повторно до тех пор, пока окончательные результаты будут мало отличаться от исходных данных, мы получим истинные значения для термодинамических величин в точках технологической схемы на новом режиме работы. В этом состоит суть метода последовательных итераций. Приведенные расчетом результаты являются окончательными.

Зная относительные расходы через элементы технологической схемы, и термодинамические величины в точках схемы, мы можем найти мощность ПТУ с учетом внесенных изменений, а также экономический показатель работы энергоблока – КПД брутто.

NЦВД = D.[(1 - aПП - aДОП).(h0 – h1) + (1 - aПП - a6 - aС1 - aДОП).(hC1 – h2) +

+ (1 - aПП - a6 - aС1 - a5 - aДОП).(h2 – h3) + (1 - aПП - a6 - aС1 - a5 - aД –

- aДОП).(h3 – h4)] = 289,7 МВт.

NЦНД = D.[ (1 - aПП - a6 - aС1 - a5 - aД – aС2 - a4).(hПП – h5) + (1 - aПП - a6 – aС1 – a5 - aД – aС2 - a4 - a3).(h5 – h6) + (1 - aПП - a6 – aС1 - a5 - aД – aС2 –

- a4 – a3 - a2).(h6 – h7) + (1 - aПП - a6 – aС1 - a5 - aД – aС2 – a4 - a3 - a2 - a1).

.(h6 – h7) = 326,7 МВт;

NДОП = D.[aДОП . (h0 – h1K)] = 1005 . [0,025 . (2766 – 2535)] = 5,8 МВт.

Энтальпия питательной воды на входе в ПГ:

hПВ = h(tПВ6, 1,5.Р0).(1 - aПП) + aПП . h’(P00) = 997,2 . (1 – 0,098) + 0,098 .

. 1261 = 1023 кДж/кг;

Таким образом, теплота, срабатываемая в ПТУ, равна:

QТУ = D .(h’’(P0) – hПВ) = 1005 . (2774 – 1023) = 1760 МВт.

Для оценки изменений в режимах работы введём относительные изменения мощностей ЦВД, ЦНД и ПТУ в целом.

;

;

.

hБР = 35,4 %

DhБР = 0,4 %

Из полученных результатов вычислений видно, что при включении обводной турбины на обводе ЦВД прирост мощности ПТУ составит 3,7 %, а КПД брутто – 0,4 %. Низкая мощность обводной турбины – следствие её низкого КПД. При расчете турбины [1] были использованы стандартные профили лопаток, что и послужило причиной для низкого КПД вспомогательной турбины, поскольку в данных условиях ступени турбины работают на нерасчетных режимах. Следовательно, для улучшения экономичности предлагаемой турбины необходима разработка специальных профилей. Опыт разработки подобных турбин показывает, что КПД турбины может быть повышен до 0,75 за счет создания улучшенных профилей с учетом режима работы турбины. Пересчитав схему с учетом улучшенного КПД обводной турбины, получим следующие результаты: