- •1. Обзор научно-технической литературы на тему: паротурбинные, газотурбинные и парогазовые технологии производства электрической и тепловой энергии
- •2. Построение графика тепловых нагрузок, расходного и температурного графиков сетевой воды и свежего пара на турбину с использованием диаграммы режимов турбины (для тэц).
- •4.1 Определение давления пара в отборах турбины
- •4.2 Сетевая подогревательная установка
- •4.2 Регенеративные подогреватели высокого давления
- •4.4 Питательный насос (пн)
- •4.5 Деаэратор питательной воды (дпв)
- •4.6 Установка для подогрева и деаэрации добавочной воды
- •4.7 Регенеративные подогреватели низкого давления
- •4.8 Конденсатор, подогреватели уплотнений, сальниковые охладители и подогреватели эжекторов
- •4.9 Солевой баланс барабанного котла
- •4.10 Паровой баланс турбины
- •4.11 Энергетический баланс турбоагрегата
- •5 Энергетические показатели турбоустановки и электростанции
- •5.1 Турбинная установка
- •5.2. Энергетические показатели тэц
- •5.3 Тепловой баланс тэц
- •5.4 Пароводяной баланс тэц
- •6 Выбор вспомогательного оборудования
- •6.1 Спецификация вспомогательного оборудования, входящего в схему тэс. Основные характеристики
- •6.2 Техническое описание псг-1300-3-8. Основные характеристики
- •6.3 Выбор категории, сортамента и материала трубопроводов пара и питательной воды (котла или турбины)
- •6.4 Гидравлический расчет трубопроводов
- •Заключение
- •Список литературы
4.1 Определение давления пара в отборах турбины
1. Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях:
нижний сетевой подогреватель: ;
верхний сетевой подогреватель: ,
2. Определяем из температурного графика сетевой воды температуру воды за сетевыми подогревателями.
нижний сетевой подогреватель: ;
верхний сетевой подогреватель: .
3. Рассчитываем температуру насыщения конденсата греющего пара в сетевых подогревателях НСП и НСВ:
нижний сетевой подогреватель:
.
верхний сетевой подогреватель:
4. По таблицам насыщения для воды и водяного пара [4] по температуре насыщения находим давление насыщенного пара в НСП и ВСП и его энтальпию:
нижний сетевой подогреватель:
;
верхний сетевой подогреватель:
.
5. Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №5, №6 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам :
,
где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины принимаем :
,.
Давление пар после диафрагмы между отборами №6 и №7.
,
где - потери на диафрагме.
6. По значению давления пара (Р5) в теплофикационном отборе №5 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между нерегулируемым отбором №1 (ЧВД) и регулируемым теплофикационным отбором №5 (по уравнению Флюгеля - Стодолы), принимая для упрощения .
, (4,1)
где : D0 , D, Р50, Р5 – расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.
,
7. Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными :
, (4,2)
.
,
,
,
8. Определяем энтальпии пара hi в отборах турбины по давлениям пара в этих отборах Pi и значениям энтальпии пара при его адиабатическом расширении в турбине hi a. Значения hi a определяют по схеме процесса работы пара в турбине в h,S –диаграмме .
по и
,
где - из таблицы 3.2.
;
по и
,
где - из таблицы 3.2.
,
по и ,
,
где - из таблицы 3.2.
;
по и ,
,
где = 0,84 - из таблицы 3.2.
;
по и
,
где = 0,84 - из таблицы 3.2.
,
по и ,
,
где = 0,85 - из таблицы 3.2.
;
по и ,
,
где = 0,85 - из таблицы 3.2.
;
по и ,
где =0,0035 - из таблицы 3.2.
,
где принимаем ;
.
Рисунок 4.1 - Схема работы пара в турбине ПТ-80\100-130\13 при температуре наружного воздуха -5 С в h-s диаграмме
9. По построенной h-S диаграмме (рис.4.1) определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии:
; ; ; ; .
Давление в конденсаторе определяется из температуры наружного воздуха.
Таблица 4.1 - Параметры пара и воды в турбоустановке ПТ-80\100-130\13 при
Точка процесса |
p, Мпа |
t, 0С |
h, кДж/кг |
p', Мпа |
t'H, 0С |
hBH, кДж/кг |
ΘП, 0C |
pB, МПа |
tП, 0С |
hBП, кДж/кг |
ƮП , кДж/кг |
qП, кДж/кг |
0 |
12,75 |
555 |
3487 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0' |
12,01 |
552 |
3486,7 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
5,099 |
429,33 |
3266,22 |
4,69108 |
259,99 |
1134,804 |
2 |
16,5 |
257,99 |
1124,151 |
104,54 |
2131,416 |
2 |
3,49 |
380,43 |
3177,564 |
3,21264 |
237,69 |
1026,5 |
2 |
17 |
235,69 |
1019,611 |
75,68 |
2151,064 |
3 |
2,594 |
344,31 |
3111,833 |
2,38648 |
221,02 |
948,36 |
2 |
17,5 |
219,02 |
943,931 |
253,6935 |
2163,473 |
ДПВ |
2,594 |
344,31 |
3111,833 |
0,588 |
158,04 |
667,06 |
0 |
0,588 |
158,04 |
667 |
92,871 |
2444,773 |
4 |
0,4070 |
156,67 |
2767,74 |
0,3744 |
141,24 |
594,53 |
5 |
1,92 |
136,24 |
574,129 |
230,436 |
2173,21 |
5 |
0,0754 |
91,9 |
2527,298 |
0,0618 |
86,7 |
363,0259 |
5 |
2,08 |
81,7 |
343,693 |
34,239 |
2164,272 |
6 |
0,0513 |
82 |
2477,235 |
0,0446 |
78,5 |
328,65 |
5 |
2,22 |
73,5 |
309,454 |
129,396 |
2148,585 |
ДКВ |
0,0513 |
82 |
2477,235 |
0,0446 |
78,5 |
328,65 |
0 |
- |
78,5 |
328,65 |
- |
2148,585 |
7 |
0,0118 |
49,2 |
2342,46 |
0,0109 |
47,5 |
198,89 |
5 |
2,36 |
42,5 |
180,058 |
40,058 |
2143,57 |
К |
0,0035 |
26,7 |
2322,6 |
- |
26,7 |
111,95 |
0 |
- |
26,7 |
111,95 |
- |
2210,65 |
В таблице 4.1 приведены параметры пара и воды в турбоустановке при температуре наружного воздуха tНАР= -5оС.
В таблице 4.1 величина используемого теплоперепада пара определяется как разность энтальпий греющего пара из соответствующего отбора турбины и конденсата этого пара. Подогрев питательной воды в ступени регенеративного подогрева определяется как разность энтальпий питательной воды на выходе из соответствующего подогревателя и на входе в него.
Расчет выполняется в следующем порядке.
1. Расход пара на турбину задан D0 ном = 122,2 кг/с (440т/ч).
2.Утечки пара через уплотнения
Dут=(0,015…0,02)D0. (4,3)
Принимаем Dут=0,015D0 , тогда
,
протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПВД7 в количестве Dу1. Принимаем Dу1= 0,1 кг/с;
протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПНД4 в количестве Dу4. Принимаем Dу4= 0,3 кг/с;
протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПУ в количестве Dпу. Принимаем D пу= 0,75кг/с;
протечки через уплотнения штоков клапанов Dш. В данной тепловой схеме они направляются в деаэратор. Принимаем
Dш=0,003 , (4,4)
Dш=0,003122,2 = 0,3666 кг/с.
3. Паровая нагрузка парогенератора с учётом 1,5 % утечек из трубопроводов
, (4,5)
.
4. Расход питательной воды на котел (с учетом продувки)
; (4,6)
- количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку
. (4,7)
Принимаем Рпр=0,3 %, тогда
;
5. Выход продувочной воды из расширителя (Р) непрерывной продувки 1ступени [3.стр.212]
, (4,8)
где - доля пара, выделяющегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки
,
где , - энтальпия воды при давлении насыщения в котле = 14,8 МПа,
, -энтальпия пара и воды при давлении насыщения в деаэраторе 0,6МПа,
ηР=0,98 – коэффициент, учитывающий потерю тепла в расширителе;
6. Выход пара из расширителя продувки 1 ступени
,
7. Выход пара из расширителя продувки 2 ступени
,
8. Выход продувочной воды из расширителя (Р) непрерывной продувки 2 ступени
,
9. Расход добавочной воды из цеха химической водоочистки (ХВО)
, (4,9)
где – коэффициент возврата конденсата с производства,
.
10.Утечки при собственном потреблении принимаем .