Добавил:

TheWildBunch Благодарность, кошелек qiwi - 79648586382 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный исследовательский университет «МЭИ»

Предмет:

Режимы работы и эксплуатация ТЭС и АЭС

Файл:

Магистратура 2 сем ТЭС / girshfeld_v_ya_rezhimy_raboty_i_ekspluataciya_tes

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

06.06.2019

Размер:

4.76 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 184 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 > Следующая >>>

x1 = QПН − 620 ;

320

n	0	− 3680
n	ПН	− 3680
	ПН
		920

Подсчитаем

	ПН

по (1-29) для расчетного режима:

1		900 − 620
x0	=	320	= 0,875		;
		320
0	=	4470 − 3680		= 0,85
x2	=	920		= 0,85		;
		920

	ПН

для

= 72,4 + 21,6*0,875-7,63*0,85-7,25*0,875 2 = 77,35%;

режима g = 0,4:

x1	=	360 − 620	= −0,812 ;

0	320

x0	=	3820 − 3680	= 0,153;

2	920

ПН =72,4-21,60,812-7,630,153-7,25*0,812	2	= 54,1%.

Возвращаемся к расчету расходу пара на турбонасос: для расчетного режима:

h0 = 0,00112 33,54 103 = 47,5кДж / кг;

ПН	0,79

ПНi = нн = 0,77350,98 = 0,79;

		0	=	47,5		= 0,0607;
		0
		ТН
		ТН	0,98	730 0,975
			0,98	730 0,975
для режима g = 0,4
		0,001085 24,7 10			3
h	=	0,001085 24,7 10			= 49,6кДж / кг;
h	=				= 49,6кДж / кг;
ПНi			0,541
			0,541
			=	49,6		= 0,0735;
		ТН	=			= 0,0735;
		ТН	0,95	730 0,975
			0,95	730 0,975

Подсчитываем значение

	t	ТН
	t	к
		к

t	ТН	= 12	+ (34,6	−12)	0,0735	0,4	о
t	к	= 12	+ (34,6	−12)	0,0607	0,4	= 23,3 С;
	к

р	ТН	= 0,013МПа.

к

После этого, имея все необходимые данные, строим процесс расширения пара в турбине в /, 5-диаграмме (рис. 1-11). Параметры пара и воды сведены в табл. 1-1.

Из тепловых балансов регенеративных подогревателей находим расходы отборов -пара (табл. 1-2).

Там же даны расчетные значения внутренней мощности по отсекам турбины, откуда суммарная удельная

внутренняя мощность

H	iпр

= 1186,9кДж / кг

, и, следовательно, внутренняя мощность турбины равна:

N			= DH			= 178,4 1186,9 10			3	= 211,68МВт;
N	i		= DH		iпр	= 178,4 1186,9 10				= 211,68МВт;
	i				iпр
электрическая мощность
N		э	= N	− N			м.г	= 211,68 −7,4 = 204,28МВт,
		э	i				м.г

где

N	м.г

- механические потери в генераторе (по заводским данным).

Таблица 1-1.

Параметры пар и воды в режиме g=0,4.

Точка	р, МПа	t, °C	i,	p',	tн , °С	i'н ,	q,	tп , °С	рв ,	i'п ,	, °С
процесса			кДж/кг	МПа		кДж/кг	кДж/кг		МПа	кДж/кг
				МПа		кДж/кг			МПа	кДж/кг
П8	2,24	298	3010	2,02	212,9	910,9	2099,1	214	33,9	928,4	-1,1
П7	1,59	259	2940	1,43	196,0	834,5	2105,5	197	34,1	854,2	-1,0
ПП	1,44	540	3560	-	-	-	-	-	-	-	-
П6	0,695	430	3332	0,625	160,4	677,4	2564,6	161	34,3	700,3	0,6
Д	0,449	372	3214	0,400	143,6	604,7	-	-	0,4	604,7	-
П5	0,214	285	3039	0,192	118,9	499,2	2539,8	117	2,0	492,3	1,1
П4	0,165	227	2927	0,112	102,8	431,0	2496	102	2,1	429,9	0,8
П3	0,0672	171	2819	0,0604	86,1	360,6	2458,4	84	2,2	357,6	1,1
П2	0,0351	115	2713	0,0315	70,2	294,0	2419	69	2,3	290,6	1,2
П1	0,0070	39	2504	0,0063	37,5	157,0	2347	36	2,4	152,9	1,5
К	0,00213	18,5	2381	0,00213	18,5	77,6	2303,4	26,5	2,6	113,6	-

Мощность турбопривода питательного насоса

N		=		DH	ТН	ТН	= 0,0735	178,4 730 0,795
	ТН		ТН		i	м

9,35МВт

Подсчитываем расход тепла
Q	= D(i
э	0

турбоустановкой:
−i'	п.в	)+ D	i
	п.в	п.п	п.п

=178,4 (3322 −928,4) 103 + 0,853 178,4 (3560 − 2940) 103 =

=520МВт

Коэффициент полезного действия турбоустановки нетто (условный – c учетом расхода энергии только на привод питательного насоса).

эн = 204,28520 = 0,393 .

Коэффициент полезного действия турбоустановки брутто (условный)

бр

204,28 + 9,35

= 0,4110 .

520

Таблица 1-2.

Расчет мощности турбины по отсекам.

Отсек

Отбор пара перед

Доля расхода пара

Разность

Приведенная

отсеком

через отсек

энтальпий,

разность

кДж/кг

энтальпий, кДж/кг

II (РС)

шт

= 0,0075

0,9925

57,6

III

пр1

= 0,018

0,9745

254

248,5

П 8

= 0,034

0,94

65,5

П 7

= 0,0735

0,853

228

195,0

пр 2

= 0,008

пр3

= 0,006

0,0875

П 6

= 0,0057

0,847

118

99,5

VII

ТН

= 0,155

0,692

175

122,0

VIII

П 5

= 0,031

0,661

112

74,0

П 4

= 0,023

0,638

108

68,8

П 3

= 0,020

0,618

106

65,5

П 2

= 0,036

0,582

209

121,5

XII

П1

= 0,020

0,5622

123

69,0

Всего

1186,9

1-5. РЕГУЛИРОВАНИЕ МОЩНОСТИ БЛОКА СКОЛЬЗЯЩИМ НАЧАЛЬНЫМ ДАВЛЕНИЕМ ПАРА

При дроссельном парораспределении, в сущности, осуществляется регулирование мощности турбины скользящим давлением пара, которое имеет место после дроссельных клапанов.

На рис. 1-12 показано дросселирование пара в дроссельных клапанах до

начального давления

p'0

, определяемого соотношением (1-9):

		D	T '
p'	= p		0
0	0	D	T
		D	T
		0	0

При отсутствии поперечных связей, т. е. при блочной схеме, можно осуществлять регулирование скользящим Давлением пара после котла и соответственно перед турбиной; при этом дроссельные клапаны остаются полностью открытыми, а изменение давления и расхода пара определяется режимом подачи топлива в топку котла. Температура свежего пара при регулировании мощности скользящим начальным давлением пара поддерживается постоянной и равной номинальной.

Если сравнить по тепловой экономичности режимы при постоянном и при скользящем давлениях в условиях дроссельного парораспределения при одинаковом пропуске пара в турбину, то, если принять при этом

равенство начальных давлений p'0 , оказывается, что режимы отличаются

лишь значением начальной температуры	t'	0	. Так как при скользящем

давлении начальная температура равна номинальной, а при


дросселировании		пара температура всегда ниже номинальной, режим
частичной	нагрузки		со скользящим давлением всегда			экономичнее
режима с	постоянным		давлением. В действительности при дроссельном
парораспределении		давление		p0	несколько ниже, чем при	скользящем

давлении из-за температурной поправки, однако эта разница в давлении незначительна и может не учитываться.

Рис. 1-12. Процесс расширения пара в турбине при дроссельном парораспределении.

Дополнительный выигрыш в тепловой экономичности при скользящем давлении получается за счет сокращения расхода энергии на питательный насос из-за снижения давления питательной воды на нагнетании.

Таким образом, при дроссельном парораспределении всегда целесообразно регулировать мощность скользящим начальным давлением по соображениям тепловой экономичности. Кроме того, при скользящем давлении обеспечивается устойчивый температурный режим турбины, что практически снимает ограничение по скорости ее нагружения. Независимо от внедрения режимов работы со скользящим давлением в последние 10-20 лет наблюдается тенденция к переходу для мощных паровых турбин к дроссельному парораспределению.

Дроссельное парораспределение упрощает конструкцию турбины в зоне высоких температур сравнительно с сопловым парораспределением. Сопловое парораспределение мощных турбин выполняется так, что область дросселирования пара при нескольких одновременно открываемых клапанах

возрастает с ростом мощности, достигая 57%	D	для турбины К-300-240,
	н ом

76% для К-500-240 и 85% для К-800-240. Очевидно, что для работы в области дроссельного регулирования турбин с сопловым парораспределением режимы со скользящим начальным давлением пара оказываются предпочтительнее по тепловой экономичности, чем режимы с постоянным начальным давлением. Так, при разгрузке турбины К-300-240

МВт до нагрузки, обеспечиваемой при полном открытии только первых двух пар клапанов, давление пара перед турбиной поддерживается на уровне номинального; при дальнейшем снижении нагрузки давление пара уменьшают при полностью открытых четырех клапанах.

Снижение начального давления пара, естественно, ухудшает термический к. п. д., однако внутренний к. п. д. установки все же может при этом


повышаться за счет более высоких значений			р.с	ЦВД при скользящем
повышаться за счет более высоких значений			оi	ЦВД при скользящем
			оi

давлении, чем при постоянном, когда	р.с	весьма низок. К тому же, как уже
давлении, чем при постоянном, когда	оi	весьма низок. К тому же, как уже
	оi

отмечалось, температура пара при регулировании мощности скользящим давлением остается равной номинальной, тогда как при постоянном давлении она снижается из-за дросселирования пара регулирующими клапанами. И, наконец, при скользящем давлении имеется снижение затрат энергии на привод питательного насоса, так как необходимый напор снижается, что способствует росту к. п. д. нетто.

Для иллюстрации всего сказанного проведем расчет режима частичной нагрузки турбины К-500-240 при скользящем давлении.

Пример расчета режима частичной нагрузки турбины К-500-240 при скользящем начальном давлении пара.

Рассмотрим режим при g=0,4, который был просчитан выше при номинальном начальном давлении пара.

Определим давление пара перед первой ступенью ЦВД при скользящем давлении:

р	ск	= p'		=	g		= 22,36	0,4	=13,0МПа
	ск
			0
0			0		g			0,687
					g	4		0,687
						4

где

g	4

- относительный пропуск пара при полностью открытых клапанах (см. рис. 1-8).

При снижении начального давления пара протечка пара через штоки клапанов снижается

пропорционально давлению пара,

а доля протечки

	=	D
	=	шт
		шт
шт		D
		D

остается на уровне номинального

режима:

	шт	= 0,003;
	шт

		р.с.ск	= 0,505
		оi

(см. рис. 1-8), т.е. равен

р.с оi

при полностью открытых клапанах.

Находим давление пара за регулирующей ступенью:

	р	ск
	р	р.с
		р.с

Для введения температурной поправки приближения.

			Т	ск
= р	0	II	Т	р.с	.
= р					.

	р.с	0	Т	0
		II	Т	р.с
		II		р.с

приходится прибегнуть к методу последовательного

Аналогично рассчитываем давления р	П8	, р	П 7	. Следует отметить, что значения этих давлений

практически те же, что и при режиме с постоянным давлением (см. рис. 1-11).
Строим процесс расширения пара в ЦВД в i,s-диаграмме (см. рис. 1-11); oi					ступеней ЦВД тот же, что

и в расчетном режиме.

При равном расходе пара на турбину в режимах с постоянным и со скользящим давлением пара давления пара перед ЦС/3 практически равны. Поэтому - процесс расширений пара в ЦСД и ЦНД при этих режимах совпадает.

Для того чтобы учесть разницу в отборах пара на регенеративные подогреватели и на турбину питательного насоса, а также затрату энергии на питательный насос, рассмотрим режим работы последнего.

Для режима g=0,4 при скользящем давлении пара давление питательного насоса

Н ПН = p'0 + рРПК + ртр − рн.в ;

ртр = ртр0 g 2 = 8,86 0,42 =1,42МПа;

Н	ПН

. Равно:

H 'ПН =13 + 2 +1,42 − 0,9 =15,5МПа.

Наносим эту точку С	в Q, H-координатах на рис. 1-10. Проводим через эту точку характеристику сети
ск
при скользящем давлении и характеристику насоса, эквидистантную характеристике при		n0 . Получаем
точку C'ск на пересечении характеристики насоса и квадратичной характеристики сети,		выходящей из
начала координат.

Давление питательного насоса в точке

C'ск

равно 14,5 МПа; частота вращения, учитывая, что

	H	0
	H	ПН
		ПН

33,5МПа

n	= 4600	14,5	= 3030мин	−1	.


ск		33,5

По формуле (1-29) подсчитываем ПН :

x	= −0,812;
1

x		=	3030 − 3680	= −0,705;
x	2	=	920	= −0,705;
	2

	2	= 55,4%;
ПН	= 72,4 − 21,6 0,812 + 7,63 0,705 − 7,25 0,812

			=
		ПНi	=
		ПНi

н н м

=0,554 = 0,585.

0,95

Повышение энтальпии воды в насосе по (1-28а) составит:

		0,001085 15,5 10	3
h	=	0,001085 15,5 10	28,7кДж / кг.
h	=		28,7кДж / кг.
ПНi		0,585
		0,585

Доля отбора пара на турбонасос по (1-28)

ТН	=	28,7	= 0,0435.

		730 0,965
	0,95

Энтальпия воды после питательного насоса, т. е. на входе в подогреватель П6, равна

i	ПН	= i'	Д	+h	= 604,7 + 28,7 = 635,4кДж / кг.
	ПН		Д	ПНi

Поскольку энтальпия воды после питательного насоса существенно ниже, чем при режиме с постоянным начальным давлением пара, соответственно возрастает отбор пара на П6. Отборы пара на П7 и П8 несколько снижаются из-за более высокой энтальпии греющего пара. Расчеты тепловых балансов подогревателей П6, П7, П8 дают:

П 6 = 0,0145; П 7 = 0,072; П8 = 0,033.

Втабл. 1-3 приведен расчет мощности турбины по отсекам,, суммарная приведенная разность энтальпий

равна Нiпр =1273,5кДж / кг. Внутренняя и электрическая мощности турбины составляют:

N		= DH		=178,4 1273,5 10	−3	= 227,0МВт;
	i		iпр

= 227,0 − 7,4 = 219,6МВт.

Мощность турбопривода питательного насоса

ТН

= 0,0425

178,4 730 0,975

−3

= 5,35МВт.

Тн

ТН

Подсчитываем	мощность
Q = D(i		− i'	п.в
э	0
=178,4(3433 −

теплового потока турбоустановки:
)+ D	i		=
п.п	п.п
928,4)	10	−3	+ 0,860 178,4(3560 − 2988) 10	−3	= 541МВт.
928,4)	10		+ 0,860 178,4(3560 − 2988) 10		= 541МВт.

где

Коэффициент полезного действия турбоустановки нетто (условный)

н	=	219,6	= 0,405.
	=		= 0,405.

э		541
		541

Относительный выигрыш в к.п.д. турбоустановки нетто

			н		0,405 − 0,393
			э	=	0,405 − 0,393	100 = 3,06%,
			э
		н			0,393
		н
		э.п
		э.п
н
э.п	- к. п. д. при постоянном начальном давлении пара.

Результаты расчета примера показывают, что переход на скользящее начальное давление пара для турбины со сверхкритическим начальным давлением пара и с паровым приводом питательного насоса при глубокой разгрузке дает существенный выигрыш в тепловой экономичности по отношению к режиму с постоянным номинальным давлением пара.

Как уже было сказано, при скользящем начальном давлении пара имеет место устойчивый температурный режим ступеней турбины, что практически снимает ограничения по изменению скорости нагружения.

										Таблица 1-3.
							Расчет мощности турбины по отсекам.
Отсек	Отбор пара перед							Доля расхода пара	Разность	Приведенная
				отсеком				через отсек	энтальпий,	разность
									кДж/кг	энтальпий, кДж/кг
II (РС)				шт = 0,003				0,997	107	106,7
				шт = 0,003

III				пр1	=		0,018	0,979	265	262,7
				пр1

IV				П 8	= 0,033			0,946	63	59,5
				П 8

V				П 7	= 0,072			0,860	228	196,5
				П 7

			пр 2		=		0,008	-	-	-
			пр 2

			пр3		=		0,006	-	-	-
			пр3

				0,086

VI		П 6 = 0,0145						0,8455	118	99,5
		П 6 = 0,0145
VII		ТН		+		Д	= 0,125	0,7205	175	126,0
		ТН				Д

VIII				П 5	= 0,031			0,6995	112	78,0
				П 5

IX				П 4	= 0,023			0,676	108	73,0
				П 4
X				П 3	= 0,020			0,656	106
				П 3

XI				П 2	= 0,036			0,620	209	128,5
				П 2
XII				П1 = 0,020				0,60	123	73,5
				П1 = 0,020
Всего						-		-	-	1273,5

Для котла набор нагрузки при скользящем давлении, напротив, создает дополнительные трудности, так как одновременно с ростом нагрузки идет

повышение давления, сопровождаемое аккумуляцией тепла.

До начала внедрения регулирования мощности блоков 300 МВт скользящим давлением считалось, что прямоточные котлы не допускают работы со скользящим давлением во всем пароводяном тракте по условиям надежности их гидродинамики. Поэтому потребовалась опытная проверка каждого типа котла для определения надежного диапазона нагрузок при режимах со скользящим давлением.

Для блоков 300 МВт снижение нагрузки при скользящем давлении имеет еще и то преимущество, что позволяет за счет снижения необходимого напора питательного насоса сохранять в работе питательный турбонасос и не переходить на менее мощный пускорезервный питательный электронасос.

На блоках докритического давления 160 и 210 МВт режимы со скользящим давлением пока не получили распространения. Были высказаны соображения против таких режимов из-за циклических напряжений в барабанах котлов.

Расчеты тепловой экономичности для турбин К-200-130 показывают, что режим со скользящим давлением при трех полностью регулирующих клапанах практически равноценен режиму с постоянным начальным давлением. Однако скользящее давление более эффективно при двух открытых клапанах, что соответствует области дроссельного регулирования.

Известно, что в трубах при пониженном внутреннем давлении можно повышать температуру пара, сохраняя то же напряжение в металле, что и при номинальном давлении. Приводим результаты сравнительных расчетов

при								исходном				режиме
N			= 122,25МВт, р = 12,8МПа,t					= 545oC,t''		= 535oC, D = 375т / ч	и	при работе на
		э			0		0		п.п		и	при работе на
		э			0		0		п.п
двух и трех клапанах:
						545/535 °С				565/535 °С		565/565 °С

q0			= кДж /(кВт ч)				8950			-		-
q0			= кДж /(кВт ч)				100			-		-
				%			100			-		-
				%
q	ск			= кДж	/(кВт ч)	9000				8940		8875
	ск

	3кл					100,23				99,53		99,16
				%		100,23				99,53		99,16
				%
q	ск			= кДж	/(кВт ч)	8920				8750		8740
	ск
	2кл					99,39				97,94		97,57
	2кл
				%
				%

Прямоточные котлы на докритическое давление пара, выполнявшиеся по типу Рамзина, по своей конструкции более пригодны к работе со скользящим давлением, чем котлы на закритическое давление. Так, например, экспе- риментально-расчетная проверка прямоточных котлов типа П-52 показала возможность их надежной работы при скользящем давлении в диапазоне от

210 до 120 МВт [1-34].

1-6. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭНЕРГОБЛОКОВ

Энергетическая характеристика блока выражает зависимость расхода топлива от электрической нагрузки при фиксированных внешних факторах (характеристики топлива, температура охлаждающей воды, температура

наружного воздуха), фиксированных параметрах установок, выбранной тепловой схеме и структуре оборудования собственных нужд. К такой характеристике надо иметь набор поправочных кривых на отклонения от перечисленных фиксированных условий.

Таким образом, энергетическая характеристика является многофакторной зависимостью, и любой из электрических нагрузок блока соответствует множество режимов, отличающихся значениями тех или иных параметров.

Достаточно точно методом прямого баланса зависимость расхода топлива от отпущенной электроэнергии может быть получена только при работе на газообразном топливе. Для твердого и жидкого топлива энергетическая характеристика может быть получена расчетным путем:

здесь

Вот

Вот = 34,2			Qн			(1-30)
			э		;
		н			;
э		н		т.п
		кот		т.п
- часовой расход	условного					топлива на отпущенную

электроэнергию, кг/ч;

Q	н

э

- часовой расход тепла по турбоустановке с учетом

расхода тепла и электроэнергии на все ее собственные нужды, МВт:

Qн =	Q + Qс.н				(1-31)
	э	э	N	,

э	Nэ		э
		− Nс.н

где

Qэ

- мощность теплового потока на выработанную электроэнергию,

МВт;

N	с.н

- мощность собственных нужд турбоустановки (циркуляционные

насосы, конденсатные насосы, сливные насосы), МВт; Qэ	—мощность
с.н
теплового потока на собственные нужды турбоустановки, МВт; кот		- к.п.д.
	н

котла нетто (с учетом работы питательных насосов);

	т.п

- коэффициент

теплового потока.

Зависимость

Qэ

= f (N	)
э

называется энергетической характеристикой

турбоустановки, она дается как в графической, так и в аналитической форме. Так, для К-200-130 ЛМЗ, МВт:

Q = 23,25 + 2,16N	э	+ 0,217(N	э	−190);
э	э		э

при расходе охлаждающей воды W	= 2500 м3 / ч и tв1	=10оС , N	, МВт .
охл		э
Для К-300-240 ХТГЗ, МВт:

(1-32)

Q	= 76,0 + 2,00N	э	+ 0,217(N	э	− 251,83)
э		э		э

(1-33)

(при постоянном давлении в конденсаторе

р	= 0,0035МПа
к

и при двух

работающих корпусах котла).

Характеристики типа (1-32) и (1-33) [1-35, 1-36] представляют из себя однофакторные зависимости, которые действительны для условий постоянства целого ряда параметров турбоустановки. Поскольку в условиях эксплуатации имеют место отклонения от расчетных параметров турбоустановки, для расчета показателей по энергетической характеристике приходится вносить целый ряд поправок либо к расходу тепла, либо к расходу пара на турбину для учета указанных отклонений. Как правило, даются поправки на параметры свежего пара и пара после промежуточного перегрева, на температуру охлаждающей воды, на изменение потери

давления в тракте промежуточного перегрева, на отклонение недогрева питательной воды в подогревателях высокого давления и еще ряд других. Расчет таких поправок достаточно громоздок и обычно проводится турбинными заводами и отделениями Союзтехэнерго [1-37—1-39].

Рассмотрим термодинамический метод определения поправок к расходу тепла на отклонения параметров пара [1-40].

На основании известных из термодинамики соотношений можно записать для идеального цикла:

где

Q0 = Тв s

- подведенное тепло, кДж/кг;

Tв

(1-34) - верхняя температура

эквивалентного цикла Карно, К;	s	- изменение энтропии рабочего тела,
кДж/(кгК).

С другой стороны, удельная работа в цикле
Ai = (Тв −Тн ) s,	(1-35)

где Т н - температура насыщения отработавшего пара. Для реального цикла удельный расход тепла равен:

где эм =м

Считая

г oi

q =	Q	=			Т				,
	0						в

A		эм	(Т	в	−Т	н		)	эм
i	oi							oi

-электромеханический к. п. д. турбоустановки.

иэм постоянными, получаем:

dq	=			−Т			н	,
	=							,

dT		(Т		−Т			2
dT		(Т	в	−Т	н	)		эм
в			в		н		oi	эм

(1-36)

или

q =		−Т T			,
q =			н	в	,
(Т		−Т	н	в
(Т		−Т		)
				2
	в		н	oi	эм

и далее получаем относительное изменение удельного расхода тепла в процентах:

q		−Тн Тв	2
	=		10 .
q	=	(Тв −Тн )Тв	10 .
q		(Тв −Тн )Тв

Таким образом, расчет изменения удельного расхода начальной температуры пара сводится к расчету Т в и Т

тепла при изменении

в .

Выше уже приводились характеристики котлов, представляемые в виде графической зависимости к. п. д. брутто и нетто от тепловой нагрузки (см.

рис. 1-2).		Характеристика дается для определенных показателей топлива
( Q р , Ар	,W р	) и определенной температуры холодного воздуха ( tх.в = 30оС ).
н

Поэтому даются поправки к удельному расходу

характеристик топлива (для донецкого АШ):	А	р	на
		р

топлива

1% − b	от	=
	от
э

на изменение

0,23%	; W	р	на
		р

1 − bэот = 0,06% ; tх.в на 10оС − bэот = 0,51% . Приходится также вводить поправку

на долю сжигания природного газа или мазута.

Таким образом, при расчете нормативной характеристики блока по формуле (1-30) необходимо вводить к однофакторным зависимостям ряд поправок, зависящих как от внешних, так и от внутренних условий экс-

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 184 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке Магистратура 2 сем ТЭС

#
06.06.201928.87 Mб55girshfeld_v_ya_rezhimy_raboty_i_ekspluataciya_tes.doc
#
06.06.20194.76 Mб44girshfeld_v_ya_rezhimy_raboty_i_ekspluataciya_tes.pdf