75 группа 2 вариант / ТЭС и АЭС / Часть 2 / Расчет тепл схемы ПТ 135 130 - 1

–тепло конденсации пара в сетевом подогревателе СП – 1;

–расход пара на СП – 1;

–температура обратной сетевой воды;

W – расход сетевой воды;
	-теплоемкость воды;
,	– недогрев в подогревателе и потеря от дросселирования.
	Расход пара через теплофикационный отсек в общем случае складывается
на расхода на сетевой подогреватель нижней ступени		на ПНД – 1
(	и конденсатор :

.

При минимальных вентиляционных пропусках пара в конденсатор величиной можно пренебречь. Пропуск пара при закрытой регулирующей диафрагме ЧНД зависит от давления пара в камере отбора перед и оценивается по ее характеристике:

, где К – коэффициент пропорциональности, кг/(с.МПа)

К=0,39544 для Т-100-130, К=1,77812 для Т-250-240.

Решение уравнений указанной выше системы осуществляются путем подбора величины (, которая должна быть такой, чтобы значение , найденное из уравнений системы в виде функции , было одинаковы. После этого определяется температура сетевой воды после СП-1:

.

3.5. Построение процесса расширения в h, S – диаграмме для турбины ПТ-135-130/15 с тремя регулируемыми отборами.

Как отмечено выше потери давления в органах регулирования ЧВД – 5%, ЧСД – 10%, ЧНД – 15% (в камере первого отбора), ЧНД – 25% (в камере второго отбора), (после всех отборов пара).

Давление пара за стопорными регулирующими клапанами, то есть перед первой ступенью турбины равно:

.

С учетом 10 % потерь давления в регулирующем клапане отбора пара на производства давление р3 составит:

.

Давление пара после первого и второго отборов на сетевые подогреватели определится:

,

.

21

Конечное давление . Принимаем значение внутренних относительных КПД по отсекам

турбины для рассматриваемого режима:

–ЧВД;

–ЧСД;

–ЧНД, причем для промежуточного отсека , а для

последних ступеней .

Процесс расширения пара в турбине в h, S – диаграмме показан на рис. 5. При построении h, S – диаграмме находим величины:

по h, S – диаграмме

;

по h, S – диаграмме

;

по h, S – диаграмме

;

по h, S – диаграмме

.

Используя эти данные строим процесс в h, S – диаграмме (рис. 5).

22

12,75 МПа	555°С
	3488,2 кДж/кг
12,115 МПа
							Начальные параметры пара
							p0 = 12,75 МПа
							t0 = 555°С
		3,26 МПа					Конечные pk = 0,0029 МПа
		3,13 МПа						tk = 23,5°С
h1		373°С		3166 кДж/кг				0,8144
		2,24 МПа					ηЧВД
							oi
h2							ЧСД	0,8537
			330°С	3090 кДж/кг			ηoi
2,12		1,38	1,32				ηЧНД	0,75
h3			283°С				oi,I
				3002,6 кДж/кг			ηЧНД	0,1504
	1,47						oi,II
							ηЧНД	0,106 - для последней ступени
							oi
2892 кДж/кг		0,58 0,54
	h4
			198°С			2884 кДж/кг
	h5		0,3 0,28
				139°С 2736 кДж/кг
	h6				0,15
			2654,8
		0,172	0,1				x=1
h6a=2596						2604,7 кДж/кг
	h7a=2588		0,078
								hк=2537,22
								кДж/кг
							0,0029 МПа
				hка		2156 кДж/кг
Рис. 5. Процесс расширения пара в турбине ПТ-135/165-12,8/1,3 в h, s – диаграмме

23

3.6. Определение параметров пара и воды по регенеративной схеме турбоустановки ПТ-135-130/13. Составление

таблицы параметров рабочего вещества.

3.6.1. Параметры пара и воды в тракте подогревателей низкого давления.

В соответствии с разделом 3.3. и рис. 3 определим следующие параметры для ПНД и ПВД:

1.Температура конденсата после конденсатора та же, что и для пара: tк = 23,8°C; ctк = 101,0 кДж/кг (при t=23,8 °C, pк.н.= 1,275 МПа).

2.Параметры основного конденсата (ОК) после эжекторного подогревателя:

tЭП = tк + tЭП = 23,8 + 5 = 28,8 °С, сtЭП = 122,0 кДж/кг (при pпЭП.в 1,1772 МПа, t = 28,8 °С).

3. Параметры ОК после ПНД-1:

t1 = 97 – 5 = 92°С , сt1 = 385,5 кДж/кг, pп.в1 = 1,078 МПа.

Температура дренажа, сливаемого из ПНД-1, равна температуре насыщения, так как ПНД-1 не имеет охладителя конденсата:

tк1 = 97 °С , сtк1 = 406,4 кДж/кг.

4. Температура ОК после СП tСП = 92 + 8 = 100 °С

(при pп.в = 0,981 МПа, сtСП = 419,4 кДж/кг). 5. Температура ОК после ПНД-2

t2 = 113 - 5= 108°С (при pп.в2 = 0,8831 МПа, сt2 = 453,8 кДж/кг).

Так как ПНД-2 не имеет охладителя конденсата, то

tк2 = 113°С, сtк2 = 474,7 кДж/кг.

6. Аналогично t3 = 131,1 - 5 = 126,1 °С,

сt3 = 529,8 кДж/кг (при pп.в3 = 0,7848 МПа).

Параметры конденсата греющего пара будут следующими:

tк3 = 108,0 + 7 = 115 °С, сtк3 = 483,1 кДж/кг.

7. Аналогично t4 = 154,7 - 5= 149,7 °С,

сt4 = 631,4 кДж/кг (при pп.в4 = 0,6867 МПа), tк4 = 126,4 + 7 = 133,1 °С, сtк4 = 560,2 кДж/кг.

3.6.2. Параметры пара и воды в тракте подогревателей высокого давления

1. Параметры греющего пара после ОП (при принятых pОП = 1,5 % и

δtоп = 15 °С):
p´ = 0,985·3,12939 = 3,08245 МПа,	t1н 235,3 °С,
7	7
p´ = 0,985·2,1248 = 2,098 МПа,	t1н 214,7 °С,
6	6
p´ = 0,985·1,383 = 1,362 МПа,	t1н 193,8 °С.
5	5

t´пе7	= 235,3	+ 15	= 250,3 °С,
tпе6´ = 214,7		+ 15	= 229,7 °С,
t´пе5	= 193,8	+ 15	= 208,8 °С.

24

По известным tпе´ и p´ по таблицам Александрова определяем h´7 = 2851,3 кДж/кг, h6´ = 2841,7 кДж/кг, h5´ = 2831,6 кДж/кг.

2. Температуры питательной воды перед ОП:

t t1н t		нед	235,3 5 230,3 C,
7	7
t´6	= 214,7 – 5 = 209,7°C,
t´5	= 193,8 – 5 = 188,8°C.
Находим по таблицам:

ct´7	= 995,5 кДж/кг	(при pп.в7	= 16,677 МПа),
ct´6	= 904,2 кДж/кг	(при pп.в6	= 17,1675 МПа),
ct´5	= 810,8 кДж/кг	(при pп.в5	= 17,658 МПа).

3. Температуры и энтальпии конденсата, сливаемого из каждого ПВД. При принятом недоохлаждении конденсата tок = 5 °С имеем:

tк7 = t6 + 5; tк6 = t5 + 5; tк5 = tпн + 5; t5 = t´5 + tОП-5; t6 = t´6 + tОП-6.

Принимаем tОП-5 = 2 °С,	tОП-6 = 3 °С, тогда
t5 = 188,8 + 2 = 190,8 °С,	t6 = 209,7 + 3 = 212,7 °С,

tк6=190,8+5=195,8 °С, сtк6=833,1 кДж/кг (p´6 = 2,093 МПа), tк7 =212,7+5=217,7 °С, сtк7 = 933,3 кДж/кг (p´7 = 3,08 МПа).

Найденные параметры пара и воды нанесем на принципиальную расчетную схему регенерации турбоустановки ПТ-135/165-130/13 (рис. 6) и занесём в таблицу параметров пара, воды и конденсата (табл. 2) определение относительных величин расходов пара в отборах турбины начинаем с рассмотрения схемы: ПВД, деаэратора, сетевых подогревателей подпитки цикла ТЭЦ и подпитки теплосети.

25

ротб, МПа							3,257												2,237										1,4715																					0,58
tотб, оС							373												330										283																					198
hотб, кДж/кг							3166												3090,6										3002,7																					284
р %							4												5										6									18,15		0,59										7
рпв, МПа							16,677												17,1675										17,658
																																						161,4		158,1
tпв,		о	С				230,3			П-7									209,7		П-6								188,8		П-5																				П-4 0,7848
																																						691,9		667,5
hпв, кДж/кг									995,5											904,2										810,8
																																											Д										126,1
																														1,36
р‘п, МПа									3,082											2,09																																	529,8
																																													0,6867
t‘ , оС							250,3											229,7											208,7
п																																													149,7
‘				2951,3												2841,7													2831,6
h п, кДж/кг																																													631,4

ротб, МПа			0,58
tотб, оС						198
hотб, кДж/кг						2844
						7
р‘в, МПа		0,6867				П-4
t‘в, оС		149,7
h‘в, кДж/кг 631,4

рк, МПа tк, оС

ctк, кДж/кг

рк, МПа	3,082		2,09		1,36			0,54
tк, оС	217,7		195,8		166,4			133,1
ctк, кДж/кг	933,3		833,1		703,5			560,2
	0,172		0,172	0,1					0,0029
	113
			113	97					23,77
	2654,8
			2654,8	2604,7					2537,2
	8		9	9					0,0029
									23,77
0,7848	П-3	0,8831	П-2 1,078	П-1 1,15	СП	1,2	ЭП	1,275
126,1		108	92	37		29		24,2	101
529,8		453,8	385,5	155		121,5		101,4
		0,279	0,156	0,1
		108
				97
0,54			106
		483,1
133,1			447,7	406,4
					tЭП=8	оС	t=5 оС
560,2

Рис. 6. Параметры пара в отборах, у подогревателя; параметры питательной воды и конденсата пара регенеративной схемы турбоустановки ПТ-135/165-130-13. а) схема ПВД; б) схема ПНД.

26

27

Таблица 2. Параметры пара, питательной воды и конденсата в системе регенерации турбины ПТ–135/165–12,8/1,5.

		В месте отбора					Потери	У регенеративных подогревателей				Питательная вода после			Слив		Примечание
							давления					регенеративных			конденсата
							p, %					подогревателей
№	Наименование
п/п
		p,			t,	h,		p′,	h,	t′′,	сt′′,	t′′,	сt′′,	Δct′′,	tк ,	ctк ,
		МПа			ºC	кДж/кг		МПа	кДж/кг	ºC	кДж/кг	ºC	кДж/кг	кДж/к	ºC	кДж/кг
														г
1	Перед турбиной и	12,753			555	3488,2
	соплами	12,115
2	I отбор (на ПВД-7)	3,257			373	3166	4	3,129	3166	236,2	1020,3	230,3	995,5		217,7	933,3
3	II отбор (на ПВД-6)	2,237			330	3090	5	2,125	3090	215,4	923,4	209, 7	904,2		195,8	933,1
4	III отбор (на ПВД-5)	1,4715			283	3002,7	6	1,383	3002,7	194,5	828,2	188,8	810,8		166,4	703,5
5	После ПН											161,4	691,9
6	Повышение энтальпии в
	питательном насосе													24,4
7	Деаэратор Д-6	1,4715			283	3002,7		0,59	3002,7	158,1	667,5	158,1	667,5	36,1
8	IV отбор (ПНД-4)	0,58			198	2844	7	0,54	2844	154,7	653,4	149,7	631,4	101,6	133,1	560,2
9	V отбор (ПНД-3)	0,304			139	2736	8	0,28	2736	131,1	551,8	126,1	529,8	76,0	115,0	483,1
10	VI отбор (ПНД-2)	0,117			117	2654,8	9	0,16	2654,8	113	474,7	108	453,8		113	474,7
11	После СП											104,8	439,8	32,9			ΔtСП=8ºC
12	VII отбор (ПНД-1)	0,1039				2604,7		0,0909	2604,7	97,1	406,8	97	406,8	284,9	97,1	406,4
13	После ЭП											28,8	121,9	20,95			ΔtЭП=5ºC
14	Конденсатор и последняя	0,0029			23,77	2537,2		0,0029	2537,2	23,8	99,6	23,8	101,0
	ступень турбины

4. Расчет ПВД

Для определения расхода пара составляем уравнения теплового баланса для каждого ПВД в соответствии с расчетной схемой, приведенной на рис.3.

Уравнения теплового баланса: для I участка

D7 (h7' - ctк7) + D6 (h6 – h6') = K7 Dп.в (ct7' - ct6'),

для II участка

D6 (h6' - ctк6) + D5 (h5 – h5') + D7 (ctк7 - ctк6)= K6 Dп.в ( ct6' - ct5'),

для III участка

D5 (h5' - ctк5) + (D7 + D6) ( ctк6 - ctк5) = K5 Dп.в ( ct5' - ctп.в').

Принимаем коэффициенты, учитывающие потери теплоты в подогревателях:

№ ПВД	К	K Dп.в
7	1,008	1,039329 D
6	1,007	1,038298 D
5	1,006	1,037266 D

Подставим известные значения энтальпий и получим: для I участка

D7 (2581,295-933,28)+D6·(3090 – 2841,7418) = 1,039329·D·(995,544 – 904,202).

для II участка

D6 (2841,7418 – 833,0977) + D6 (3002,65 – 2831,602) + D7 (933,28 – 833,0977) = =1,038298·D·(904,202 – 810,765).

для III участка

D5(2831,602-703,501)+(D7+D6)·(833,0977-703,501)=1,037266·D·(810,765- 691,877).

После подсчетов:

1)1918,015·D7 + 248,2582·D6 = 94,934389·D,

2)2008,644·D6 + 171,078·D5 + 100,1823·D7 = 97,01545·D,

3)2128,101·D5 + 129,597·( D7 + D6) = 123,7195·D.

Упрощаем:

1′) 7,726·D7		+ D6 = 0,382·D,
2′)	20,05·D6	+ 1,707·D5 + D7 = 0,968·D,
3′)	16,42·D5	+ D7 + D6 =0,952·D.
Из (1′) выразим D6 = 0,382·D – 7,726·D7.			(А)
	Подставим выражение (А) в (2′):

20,05·(0,382·D-7,726·D7)+1,707·D5+D7=0,968·D;
7,659·D – 154,91·D7 + 1,707·D5 + D7 = 0,9682·D;
153,91·D7 = 6,691·D + 1,707·D5.
Из полученного выражения определим расход D7:
D7 = 0,0435·D + 0,011·D5.	(Б)
28

Подставим выражения, определяющие D6 и D7, в (3′):

16,42·D5+0,0435·D-7,726·(0,0435·D+0,011·D5) + 0,382·D + 0,011·D5 = 0,952·D; 16,346·D5 +0,089·D=0,952·D;

16,346·D5= 0,863·D.

D5=0,0528·D

Из уравнения (Б):

D7=0,0435·D+0,011·0,0528·D; D7=0,0441·D.

Из уравнения (Б):

D6=0,382·D-7,726·0,0441·D; D6=0,0413·D.

29

16,68 МПа

	Dп.в=1,0318·D
ОП-3	t7/ct7=233,1°C/1008,9 кДж/кг
	D7; p7=3,13; h7=3166

			t7´/ct7´=230,28/955,5
	pОП-3=1,5%		П-7
	p3´=3,08МПа
	tн3'=235,28°C
I	tпе3=250,28°C		ОК-7
	h3'=2851,3
			17,17 МПа	t2/ct2=212,7/914,0
		ОП-6	D6; p6=2,13; h6=3090

tк3/ctк3=217,7/933,3

t6´/ct6´=206,67/904,2

pОП-2=1,5%

П-6

p2´=2,09 МПа

tн2'=214,67°C

II

ОК-6

tпе2'=229,67°C

h2'=2841,7

17,66 МПа t5/ct5=190,8/819,5

tк6/ctк6=195,8/833,1

ОП-5

D5; p5=1,38; h5=3002,6

t5´/ct5´=188,8/810,8

pОП-1=1,5%

p1´=1,36 МПа

П-5

III

tн1'=193,79°C

tпе1'=208,8°C

ОК-5

h1'=2831,6

tк5/ctк5=166,4/703,5

18,15 МПа tПН/ctПН=161,4/691,9

Рис. 7. Расчетная схема для ПВД турбины ПТ-135/165-12,8/1,5

30