Главная Коллекция "Revolution" Физика и энергетика Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины ПТ-80/100-130/13

Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины ПТ-80/100-130/13

Суть принципиальной тепловой схемы турбоустановки. Расчет давлений в отборах турбины, вычисление параметров процесса расширения пара в отсеках. Определение расходов пара, конденсата в элементах тепловой схемы. Проверка расчета по материальному балансу.

Рубрика	Физика и энергетика
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	31.05.2016
Размер файла	834,0 K

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данной курсовой работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины

ПТ-80/100-130/13 при температуре окружающей среды , рассчитана система регенеративного подогрева и сетевых подогревателей, а также показатели тепловой экономичности турбоустановки и энергоблока.

В приложении приведены принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки ПТ-80/100-130/13, график температур сетевой воды и теплофикационной нагрузки, h-s диаграмма расширения пара в турбине, диаграмма режимов турбоустановки ПТ-80/100-130/13, общий вид подогревателя высокого давления ПВ-350-230-50, спецификация общего вида ПВ-350-230-50, продольный разрез турбоустановки ПТ-80/100-130/13, спецификация общего вида вспомогательного оборудования, входящего в схему ТЭС.

Работа составлена на 45-х листах и включает в себя, 6 таблиц и 17 иллюстраций. В работе было использовано 5 литературных источников.

Содержание

Введение
Обзор научно-технической литературы(Технологии генерации электрической и тепловой энергии)
1. Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13
2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13 на режиме повышенной нагрузки

2.1 Исходные данные для расчета
2.2 Расчет давлений в отборах турбины
2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины в h-S диаграмме
2.4 Расчет термодинамических параметров в подогревателях
2.5 Параметры пара и воды в турбоустановке
2.6 Определение расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная)

2.6.2 Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)

2.6.3 Деаэратор питательной воды

2.6.4 Подогреватель сырой воды

2.6.5 Двухступенчатый расширитель продувки

2.6.6 Деаэратор добавочной воды

2.6.7 Регенеративные подогреватели низкого давления

2.6.8 Конденсатор

2.7 Проверка расчета по материальному балансу
2.8 Энергетический баланс турбоагрегата ПТ-80/100-130/13
2.9 Показатели тепловой экономичности турбоустановки
2.10 Энергетические показатели ТЭЦ

Заключение
Список литературы
Введение
Для крупных заводов всех отраслей промышленности, имеющих большое теплопотребление, оптимальной является система энергоснабжения от районной или промышленной ТЭЦ.
Процесс производства электроэнергии на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью и более высокими энергетическими показателями по сравнению с конденсационными электростанциями. Это объясняется тем, что отработавшее тепло турбины, отведенное в холодный источник (приемника тепла у внешнего потребителя), используется в нем.
В работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на расчетном режиме при наружной температуре воздуха .
Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.
1. Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13

Энергоблок электрической мощностью 80 МВт состоит из барабанного котла высокого давления Е-320/140, турбины ПТ-80/100-130/13, генератора и вспомогательного оборудования .

Энергоблок имеет семь отборов. В турбоустановке можно осуществлять двухступенчатый подогрев сетевой воды. Имеется основной и пиковый бойлера, а также ПВК, который включается если бойлера не могут обеспечить требуемого нагрева сетевой воды.

Свежий пар из котла с давлением 12,8 МПа и температурой 555 ⁰С поступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.

В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого давления (ПВД) и четыре низкого (ПНД). Нумерация подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7 каскадно сливается в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). Слив конденсата из ПНД4, ПНД3 и ПНД2 также осуществляется каскадно в ПНД1. Затем из ПНД1 конденсат греющего пара, направляется в СМ1(см. ПрТС2).

Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в ПЭ, СХ и ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины.

На блоке для подогрева воды в теплосети имеется бойлерная установка, состоящая из нижнего(ПСГ-1) и верхнего(ПСГ-2) сетевых подогревателей, питающихся соответственно паром из 6-го и 7-го отбора, и ПВК. Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей подается сливными насосами в смесители СМ1 между ПНД1 и ПНД2 и СМ2 между подогревателями ПНД2 и ПНД3.

Температура подогрева питательной воды лежит в пределах (235-247)⁰С и зависит о начального давления свежего пара, величины недогрева в ПВД7.

Первый отбор пара (из ЦВД) идет на нагрев питательной воды в ПВД-7, второй отбор (из ЦВД) - в ПВД-6, третий (из ЦВД) - в ПВД-5, Д6ата, на производство; четвертый (из ЧСД) - в ПНД-4, пятый (из ЧСД) - в ПНД-3, шестой (из ЧСД) - в ПНД-2, деаэратор (1,2 ата), в ПСГ2, в ПСВ; седьмой (из ЧНД) - в ПНД-1 и в ПСГ1.

Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 35 ^оС, затем, пройдя химическую очистку, поступает в деаэратор 1,2 ата. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды используется теплота пара из шестого отбора.

Пар из штоков уплотнений в количестве D_шт = 0,003D₀ идет в деаэратор (6 ата). Пар из крайних камер уплотнений направляется в СХ, из средних камер уплотнения - в ПС.

Продувка котла - двухступенчатая. Пар с расширителя 1-ой ступени идет в деаэратор(6 ата), с расширителя 2-ой ступени в деаэратор(1,2 ата). Вода с расширителя 2-ой ступени подается в магистраль сетевой воды, для частичного восполнения потерь сети.

Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе ТУ ПТ-80/100-130/13

2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13 на режиме повышенной нагрузки

Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки производится исходя из заданного расхода пара на турбину. В результате расчета определяют:

? электрическую мощность турбоагрегата - W_э;

? энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:

а. тепловая нагрузка парогенераторной установки;

б. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;

в. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление;

г. удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;

д. удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии.

2.1 Исходные данные для расчета

Давление свежего пара -

Температура свежего пара -

Давление в конденсаторе - P_к=0,00226 МПа

Параметры пара производственного отбора:

расход пара -

давление пара -

Далее, используя заданную температуру наружной среды по температурному графику (Приложение Б), определяем температуру сетевой воды :

подающей - ,

обратной - .

Расход свежего пара на турбину -

Отопительная нагрузка ТЭЦ -

Значения КПД элементов тепловой схемы приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. КПД элементов тепловой схемы

Элемент тепловой схемы	Коэффициент полезного действия
	Обозначение	Значение
Расширитель непрерывной продувки		0,98
Нижний сетевой подогреватель		0,995
Верхний сетевой подогреватель		0,995
Система регенеративного подогрева:
ПВД1		0,995
ПВД2		0,995
ПВД3		0,995
ПНД4		0,995
ПНД5		0,995
ПНД6		0,995
ПНД7		0,995
Питательный насос		0,8
Деаэратор питательной воды		0,995
Охладитель продувки		0,995
Подогреватель очищенной воды		0,995
Деаэратор конденсационной воды		0,995
Смесители		0,995
Подогреватель уплотнений		0,995
Эжектор уплотнений		0,995
Трубопроводы		0,995
Генератор		0,99
		0,998

2.2 Расчет давлений в отборах турбины

Тепловая нагрузка ТЭЦ определяется потребностями производственного потребителя пара и отпуском теплоты внешнему потребителю на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

Для расчета характеристик тепловой эффективности ТЭЦ промышленно-теплофикационной турбиной на режиме повышенной нагрузки ( ниже -5єС) необходимо определить давление пара в отборах турбины. Это давление устанавливается исходя из требований промышленного потребителя и температурного графика сетевой воды.

В данной курсовой работе принят постоянный отбор пара на технологические (производственные) нужды внешнего потребителя, который равен с давлением , что соответствует номинальному режиму работы турбоустановки, следовательно, давление в нерегулируемых отборах турбины №1 и №2 равно: ,

Параметры пара в отборах турбины при номинальном режиме известны из ее основных технических характеристик.

Необходимо определить действительное (т.е. для заданного режима) значение давления в теплофикационном отборе. Для этого выполняется следующая последовательность действий:

1. По заданной величине и выбранному (заданному) температурному графику теплосети определяем температуру сетевой воды за сетевыми подогревателями при данной температуре наружного воздуха t_НАР

t _ВС = t_О.С+ б_ТЭЦ(t_П.С- t_О.С)

t _ВС = 55,6+ 0,6(106,5- 55,6)=86,14⁰С

2. По принятой величине недогрева воды и и значению t_ВС находим температуру насыщения в сетевом подогревателе:

= t _ВС + и

= 86,14 + 4,3 = 90,44⁰С

Затем по таблицам насыщения для воды и водяного пара [2] определяем давление пара в сетевом подогревателе Р_ВС=0,07136 МПа.

3. Тепловая нагрузка на нижний сетевой подогреватель достигает 60% от всей нагрузки на бойлерную

t _НС = t_О.С+ 0,6(t_В.С- t_О.С)

t _НС = 55,6+ 0,6(86,14- 55,6)=73,924⁰С

По таблицам насыщения для воды и водяного пара [2] определяем давление пара в сетевом подогревателе Р_Н_С=0,04411 МПа.

4. Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №6, №7 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам:

,

где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины принимаем :; ;

,

.

5. По значению давления пара (Р₆) в теплофикационном отборе №6 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между промышленным отбором №3 и регулируемым теплофикационным отбором №6 (по уравнению Флюгеля - Стодолы):

,

где D₀ , D, Р₆₀, Р₆ - расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.

.

2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины в h-S диаграмме

По описанной ниже методике и найденным в предыдущем пункте значениям давлений в отборах построим диаграмму процесса расширения пара в проточной части турбины при t_нар=-15єС.

Точка пересечения на h,s - диаграмме изобары с изотермой определяет энтальпию свежего пара (точка 0).

Потери давления свежего пара в стопорном и регулирующим клапанах и тракте паров пуска при полностью открытых клапанах составляет примерно 3%. Поэтому давление пара перед первой ступенью турбины равно:

На h,s - диаграмме отмечается точка пересечения изобары с уровнем энтальпии свежего пара (точка 0^/).

Для расчета параметров пара на выходе каждого отсека турбины мы располагаем величинами внутренних относительных КПД отсеков.

Таблица 2.2. Внутренние относительные КПД турбины по отсекам

Обозначение

Величина

0,8

0,84

0,85

Из полученной точки (точка 0^/) вертикально вниз (по изоэнтропе) проводится линия до пересечения с изобарой давления в отборе №3 . Энтальпия точки пересечения равна .

Энтальпия пара в камере третьего регенеративного отбора в реальном процессе расширения равна:

Аналогично на h,s - диаграмме находятся точки, соответствующие состоянию пара в камере шестого и седьмого отборов.

После построения процесса расширения пара в h, S - диаграмме на него наносятся изобары нерегулируемых отборов на регенеративные подогреватели Р₁, Р₂, Р₄, Р₅ и устанавливаются энтальпии пара в этих отборах.

Построенные на h,s - диаграмме точки соединяются линией, которая отражает процесс расширения пара в проточной части турбины. График процесса расширения пара приведен на рис.А.1. (Приложение А).

По построенной h,s - диаграмме определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии. Все параметры приведены в таблице 2.3.

2.4 Расчет термодинамических параметров в подогревателях

Давление в регенеративных подогревателях меньше давления в камерах отборов на величину потерь давления из-за гидравлического сопротивления трубопроводов отбора, предохранительной и запорной арматуры.

1. Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными :

.

.

.

Давление насыщенного водяного пара в деаэраторах питательной и конденсационной воды известно из их технических характеристик и равно соответственно ,

2. По таблице свойств воды и пара в состоянии насыщения [2], по найденным давлениям насыщения определяем температуры и энтальпии конденсата греющего пара.

;

;

;

;

;

;

;

;

;

3. Принимаем недогрев воды :

- в регенеративных подогревателях высокого давления - 2єС

- в регенеративных подогревателях низкого давления - 5єС,

- в деаэраторах - 0єС ,

следовательно, температура воды на выходе из этих подогревателей равна:

, єС

4. Давление воды за соответствующими подогревателями определяется гидравлическим сопротивлением тракта и режимом работы насосов. Значения этих давлений принимаются и приведены в таблице 2.3.

5. По таблицам для воды и перегретого пара [2], определяем энтальпию воды после подогревателей (по значениям и ):

;

;

;

;

;

;

;

.

6. Подогрев воды в подогревателе определяется как разность энтальпий воды на входе и выходе из подогревателя:

, кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг,

где - энтальпия конденсата на выходе из подогревателя уплотнений. В данной работе эта величина принимается равной .

7. Тепло, отдаваемое греющим паром воде в подогревателе:

;

;

;

;

;

;

;

2.5 Параметры пара и воды в турбоустановке

Для удобства дальнейшего расчета параметры пара и воды в турбоустановке, рассчитанные выше, сведены в таблице 2.3.

Данные о параметрах пара и воды в охладителях дренажа приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.3. Параметры пара и воды в турбоустановке

Точка

p, Мпа

t, ⁰С

h, кДж/кг

p', Мпа

t'_H, ⁰С

h^B_H, кДж/кг

⁰С

p_B, МПа

t_П, ⁰С

h^B_П, кДж/кг

,

кДж/кг

0

12,8

555

3487

-

-

-

-

-

-

-

-

0'

12,416

553,7

3487

-

-

-

-

-

-

-

-

1

4,57

412,1

3233,4

3,965

253,35

1102

2

16,5

251,35

1092

144,4

2

2,66

347,7

3118,2

2,346

222,85

956,7

2

17

220,85

947,6

163,4

3

1,27

271,5

2981,4

1,1684

186,75

793,2

2

17,5

184,75

784,2

90,4625

ДПВ

1,27

271,5

2981,4

0,6

158,85

670,5

0

0,588

158,85

670,6

93,6

4

0,4477

167,5

2790,38

0,384

142,15

598,4

5

1,92

137,15

577

169,9

5

0,119

104,6

2608,1

0,1095

102,15

428,2

5

2,08

97,15

407,1

36,7

6

0,087

94,75

2566,94

0,08

93,45

391,6

5

2,22

88,45

370,4

58,3

ДКВ

0,087

94,75

2566,94

0,08

93,45

391,6

0

-

93,45

391,6

-

7

0,0507

81,65

2502,39

0,0467

79,55

333,3

5

2,36

74,55

312,1

154,4

К

0,00226

19,45

2442,93

-

19,45

81,62

0

-

19,45

81,62

-

Таблица 2.4. Параметры пара и воды в охладителях дренажа

Теплообменник

tД, 0С

hВД, кДж/кг

,кДж/кг

,кДж/кг

qО.Д,, кДж/кг

ОД1

230,85

994,2

10

40,4

107,8

ОД2

194,75

828,8

10

36,6

127,9

2.6 Определение расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

Расчет выполняется в следующем порядке:

1. Расход пара на турбину при расчетном режиме .

2.Утечки пара через уплотнения

Принимаем , тогда

3.Паровая нагрузка парогенератора

.

4. Расход питательной воды на котел (с учетом продувки)

,

где - количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку

Рекомендуется процент непрерывной продувки парогенератора при восполнении потерь химически очищенной водой принимать % Принимаем б_пр=1,5%, тогда

D_пр=(б_пр/100)·D_пг=(1,5/100)·131,15=1,968 кг/с

5. Выход пара из расширителя продувки

,

где - доля пара, выделяющегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки

, тогда

6.Выход продувочной воды из расширителя

7.Расход добавочной воды из цеха химической водоочистки (ХВО)

,

где - коэффициент возврата конденсата от

производственных потребителей, принимаем ;

Расчет расходов пара в регенеративные и сетевые подогреватели в деаэратор и конденсатор, а также расходов конденсата через подогреватели и смесители основывается на уравнениях материальных и тепловых балансов.

Балансовые уравнения составляются последовательно для каждого элемента тепловой схемы.

Первым этапом расчета тепловой схемы турбоустановки является составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расходов пара на каждый из них на основании заданной тепловой нагрузки турбины и температурного графика. После этого составляются тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления, деаэраторов и подогревателей низкого давления.

2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная)

Отопительная нагрузка ТЭЦ

Таблица 2.5. Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке

Показатель

Нижний подогреватель

Верхний подогреватель

Греющий пар

Давление в отборе Р, МПа

0,0507

0,087

Давление в подогревателе Р?, МПа

0,0467

0,08

Температура пара t,єС

81,65

95,75

Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг

2181,29

2188,14

Конденсат греющего пара

Температура насыщения tн,єС

76,697

90,44

Энтальпия при насыщении h?, кДж/кг

321,1

378,8

Сетевая вода

Недогрев в подогревателе Инс, Ивс,єС

4,3

4,3

Температура на входе tос, tнс, єС

55,6

72,397

Энтальпия на входе , кДж/кг

232,8

303,1

Температура на выходе tнс ,tвс , єС

72,397

86,14

Энтальпия на выходе , кДж/кг

303,1

360,7

Подогрев в подогревателе фнс, фвс, кДж/кг

70,3

57,6

Определение параметров установки выполняется в следующей последовательности.

1.Расход сетевой воды для рассчитываемого режима

.

2.Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя

.

Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель

, где

из табл.2.1.

.

3.Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя

.

Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель

, где

.

Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)

ПВД 7

Уравнение теплового баланса ПВД7

Расход греющего пара на ПВД7

,,

где ;

;

.

ПВД 6

Уравнение теплового баланса ПВД6

Расход греющего пара на ПВД6

,,

где

тепло, отводимое из дренажа ОД2

.

Питательный насос (ПН)

Давление после ПН

.

Давление в насосе в ПН

Перепад давления

,

.

Удельный объем воды в ПН v_ПН - определяем из таблиц [1] по значению

Р_ПН.

.

КПД питательного насоса

.

Подогрев воды в ПН

,

.

Энтальпия после ПН

, где - из таблицы 2.3;

.

ПВД5

Уравнение теплового баланса ПВД5

где

Расход греющего пара на ПВД5

2.6.3 Деаэратор питательной воды

Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ принимаем

Энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов принимаем

(при Р = 12,9 МПа и t = 556 ⁰С) :

Выпар из деаэратора:

D_вып=0,02D_ПВ=0.02

Доля пара (в долях от выпара из деаэратора, идущего на ПЭ, уплотнения средних и концевых камер уплотнения

Уравнение материального баланса деаэратора:

.

Уравнение теплового баланса деаэратора

После подстановки в это уравнение выражения D_КДполучаем:

Расход греющего пара из третьего отбора турбины на ДПВ

отсюда расход греющего пара из отбора №3 турбины на ДПВ:

D_Д= 4,529.

Поток конденсата на входе в деаэратор:

D_КД= 111,82 - 4,529= 107,288.

2.6.4 Подогреватель сырой воды

Энтальпия дренажа h_ПСВ=140

.

2.6.5 Двухступенчатый расширитель продувки

2 - ая ступень : расширение воды, кипящей при 6 ата в количестве

до давления 1 ата.

= + (-)

направляется в атмосферный деаэратор.

2.6.6 Деаэратор добавочной воды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уравнение материального баланса деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ.

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

D_КВ = + D_П.О.В + D_ОК + D_ОВ;

Расход химически очищенной воды:

D_ОВ = (D_П - D_ОК) ++ D_УТ.

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП

конденсат турбоустановка материальный

где q_ОП= h h теплота, подводимая к добавочной воде в ОП.

q_ОП= 670,5- 160 = 510,5 кДж / кг,

где: h энтальпия продувочной воды на выходе из ОП.

Принимаем возврат конденсата от производственных потребителей теплоты ?к = 0,5 (50%), тогда:

D_ОК = ?к*D_П = 0,5 51,89 = 25,694 кг / с;

D_ОВ= (51,89 - 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 кг / с.

Подогрев добавочной воды в ОП определим из уравнения теплового баланса ОП:

= 27,493 отсюда:

= 21,162 кДж / кг.

После охладителя продувки (ОП) добавочной воды поступает на химводоочистку, а затем в подогреватель химически очищенной воды.

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды ПОВ:

где q₆ - количество теплоты, переданной в подогревателе паром из отбора №6 турбины;

подогрев воды в ПОВ. Принимаем h_ОВ= 140 кДж / кг, тогда

.

Расход пара на ПОВ определим из теплового баланса подогревателя химически очищенной воды:

D_ПОВ 2175,34= 27,493 230,4 откуда D_ПОВ = 2,897кг / с.

Таким образом,

D_КВ = D

Уравнение теплового баланса деаэратора химически очищенной воды:

D h₆ + D_ПОВ h+ D_ОК h+ D_ОВ hD_КВ h

D 2566,944+ 2,897 391,6+ 25,694 376,77 + 27,493 370,4= (D+ 56,084) * 391,6

Отсюда D = 0,761 кг / с - расход греющего пара на ДКВ и отбора №6 турбины.

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

D_КВ= 0,761+56,084 = 56,846 кг / с.

2.6.7 Регенеративные подогреватели низкого давления

ПНД 4

Уравнение теплового баланса ПНД4

.

Расход греющего пара на ПНД4

,,

где

ПНД3 и смеситель СМ2

Объединенное уравнение теплового баланса:

где поток конденсата на выходе ПНД2:

D_К6 = D_КД - D_КВ- D_ВС - D_ПСВ =107,288-56,846-8,937-2,897=38,609

подставим D_К2 в объединенное уравнение теплового баланса:

D = 0,544кг/с - расход греющего пара на ПНД3 из отбора №5

турбины.

ПНД2 ,смеситель СМ1, ПНД1

Температура за ПС:

Составляются 1 уравнение материального и 2 уравнения теплового балансов:

1.

2.

3.

подставим в уравнение 2

Получаем:

кг/с;

D_П6 = 1,253 кг/с;

D_П7 = 2,758 кг/с.

2.6.8 Конденсатор

Уравнение материального баланса конденсатора

.

2.7 Проверка расчета по материальному балансу

Проверка правильности учета в расчетах всех потоков тепловой схемы осуществляется сравнением материальных балансов по пару и конденсату в конденсаторе турбоустановки.

Расход отработавшего пара в конденсатор:

,,

где - расход пара из камеры отбора турбины с номером .

Расходы пара из отборов приведены в табл.2.6.

Таблица 2.6. Расходы пара по отборам турбины

№ отбора

Обозначение

Расход пара, кг/с

1

D₁=D_П1

8,631

2

D₂=D_П2

8,929

3

D₃=D_П3+D_Д+D_П

61,166

4

D₄=D_П4

8,358

5

D₅= D_НС +D_П5

9,481

6

D₆=D_П6+D_ВС++D_ПСВ

13,848

7

D₇=D_П7+D_HC

13,699

Суммарный расход пара из отборов турбины

,

.

Поток пара в конденсатор после турбины:

.

Погрешность по балансу пара и конденсата

,

.

Так как погрешность по балансу пара и конденсата не превышает допустимую, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.

2.8 Энергетический баланс турбоагрегата ПТ-80/100-130/13

Определим мощность отсеков турбины и полную ее мощность:

N_i=

где N_i^ОТС - мощность отсека турбины, N_i^ОТС = D_i^ОТС H_i^ОТС,

H_i^ОТС= H_i^ОТС- H_i₊₁^ОТС- теплоперепад в отсеке, кДж/кг,

D_i^ОТС - пропуск пара через отсек, кг/с.

отсек 0-1:

D₀₁^ОТС= D₀=130,5 кг/с,

H₀₁^ОТС= H₀^ОТС- H₁^ОТС=3487-3233,4=253,6 кДж/кг,

N₀₁^ОТС=130,5^.253,6 =33,095 МВт.

- отсек 1-2 :

D₁₂^ОТС= D₀₁ - D₁=130,5-8,631=121,869 кг/с,

H₁₂^ОТС= H₁^ОТС- H₂^ОТС= 3233,4-3118,2= 115,2кДж/кг,

N₁₂^ОТС =121,869^.115,2=14,039 МВт.

- отсек 2-3 :

D₂₃^ОТС= D₁₂ - D₂=121,869-8,929=112,94 кг/с,

H₂₃^ОТС= H₂^ОТС- H₃^ОТС= 3118,2-2981,4=136,8кДж/кг,

N₂₃^ОТС=112,94^.136,8=15,45 МВт.

- отсек 3-4 :

D₃₄^ОТС= D₂₃ - D₃ =112,94 -61,166=51,774кг/с,

H₃₄^ОТС= H₃^ОТС- H₄^ОТС= 2981,4-2790,384=191,016 кДж/кг,

N₃₄^ОТС=51,774^.191,016=9,889 МВт.

- отсек 4-5 :

D₄₅^ОТС= D₃₄ - D₄=51,774-8,358=43,416 кг/с,

H₄₅^ОТС= H₄^ОТС- H₅^ОТС=2790,384-2608,104=182,28 кДж/кг,

N₄₅^ОТС=43,416^.182,28=7,913 МВт.

- отсек 5-6 :

D₅₆^ОТС= D₄₅ - D₅=43,416 -9,481=33,935 кг/с,

H₅₆^ОТС= H₅^ОТС- H₆^ОТС=2608,104-2566,944=41,16кДж/кг,

N₄₅^ОТС=33,935^.41,16=1,397 МВт.

- отсек 6-7 :

D₆₇^ОТС= D₅₆ - D₆=33,935 -13,848=20,087 кг/с,

H₆₇^ОТС= H₆^ОТС- H₇^ОТС=2566,944-2502,392=64,552 кДж/кг,

N₆₇^ОТС=20,087^.66,525=1,297 МВт.

- отсек 7-К :

D_7к^ОТС= D₆₇ - D₇=20,087 -13,699=6,388 кг/с,

H_7к^ОТС= H₇^ОТС- H_к^ОТС=2502,392-2442,933=59,459 кДж/кг,

N_7к^ОТС=6,388^.59,459=0,38 МВт.

3.5.1 Суммарная мощность отсеков турбины

3.5.2 Электрическая мощность турбоагрегата определяется по формуле:

N_Э=N_i

где механический и электрический КПД генератора,

N_Э=83,46^.0,99^.0,98=80,97МВт.

2.9 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку

, МВт

.

2. Расход теплоты на отопление

,

где з_Т - коэффициент, учитывающий потери теплоты в системе отопления.

3. Общий расход теплоты на производственных потребителей

,

.

4. Общий расход теплоты на внешних потребителей

, МВт

.

5. Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии

,

6. Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии)

,

.

7. Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

,

2.10 Энергетические показатели ТЭЦ

Параметры свежего пара на выходе парогенератора .

- давление Р_ПГ = 12,9МПа;

- КПД парогенератора брутто з_ПГ = 0,92;

- температура t_ПГ = 556^оС;

- h_ПГ = 3488 кДж / кг при указанных Р_ПГ и t_ПГ.

КПД парогенератора, взят из характеристик котла Е-320/140

.

1. Тепловая нагрузка парогенераторной установки

, МВт

2. Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)

,

.

3. Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии

,

.

4. Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление с учетом ПВК

,

.

ПВК при t_Н=-15⁰С работает,

5. Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

,

.

6. Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии

,

.

7. Расход теплоты топлива на станцию

,

.

8. Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто)

,

9. Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ

,

.

10. Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто)

,

.

где Э_С.Н - собственный удельный расход электроэнергии, Э_С.Н=0,03.

11. Удельный расход условного топлива "нетто"

,

.

12. Расход условного топлива

кг/с

13. Расход условного топлива на выработку теплоты, отпущенной внешним потребителям

кг/с

14. Расход условного топлива на выработку электроэнергии

В^Э_У=В_У-В^Т_У=13,214-8,757=4,457 кг/с

Заключение

В результате расчёта тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на режиме повышенной нагрузки при температуре окружающей среды воздуха получены следующие значения основных параметров, характеризующие электростанцию такого типа:

- расходы пара в отборах турбины

,

,

,

,

,

,

.

- расходы греющего пара на сетевые подогреватели

,

.

- отпуск тепла на отопление турбоустановкой

Q_Т= 72,22МВт;

- отпуск тепла турбоустановкой на производственные потребители

Q_П= 141,36 МВт;

- общий расход теплоты на внешних потребителей

Q_ТП= 231,58 МВт;

- мощность на клеммах генератора

N_э=80,97 МВт;

- КПД ТЭЦ по производству электроэнергии

- КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление

- удельный расход топлива на производство электроэнергии

b^Э_У=162,27г/кВт/ч

- удельный расход топлива на производство и отпуск тепловой энергии

b^Т_У=40,427 кг/ГДж

- полный КПД ТЭЦ «брутто»

- полный КПД ТЭЦ «нетто»

-удельный расход условного топлива на станцию "нетто"

.

Список литературы

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1976.-447с.

2. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. - М.: Изд. МЭИ, 1999. - 168с.

3. Полещук И.З. Составление и расчет принципиальных тепловых схем ТЭЦ. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “ТЭС и АЭС”, /Уфимский гос. авиац. тех.ун - т. - Уфа, 2003.

4. Стандарт предприятия (СТП УГАТУ 002-98). Требования к построению, изложению, оформлению.-Уфа.:1998.

5. Бойко Е.А. Паротрубинные энергетические установки ТЭС: Справочное пособие - ИПЦ КГТУ, 2006. -152с

6. . Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/Под общей ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и В.М. Зорина. - 3-е изд. - М.: Изд МЭИ, 2003. - 648с.: ил. - (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).

7. . Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов/ Под ред. А.Г, Костюка, В.В. Фролова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд МЭИ, 2001. - 488 с.

8. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: Учебное электронное издание/Полещук И.З.. - ГОУ ВПО УГАТУ, 2005.

Условные обозначения энергетических установок, оборудования и их элементов (в тексте, на рисунках, в индексах)

Д - деаэратор питательной воды;

ДН - дренажный насос;

К - конденсатор,котел;

КН - конденсатный насос;

НОК -

ОЭ - охладитель дренажа;

ПрТС - принципиальная тепловая схема;

ПВД, ПНД - подогреватель регенеративный (высокого, низкого давления);

ПВК - пиковый водогрейный котёл;

ПГ - парогенератор;

ПЕ - пароперегреватель (первичный);

ПН - питательный насос;

ПС - подогреватель сальниковый;

ПСГ - сетевой подогреватель горизонтальный;

ПСВ - подогреватель сырой воды;

ПТ - паровая турбина; теплофикационная турбина с промышленным и отопительным отборами пара;

ПУ-

ПХОВ - подогреватель химически очищенной воды;

ПЭ - охладитель эжектора;

Р - расширитель;

ТП -

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

СМ - смеситель;

СН-

СХ - сальниковый холодильник;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ЭГ - электрогенератор;

Приложение А

Приложение Б

Диаграмма режимов ПТ-80/100

Приложение В

Отопительные графики качественного регулирования отпуска тепла по среднесуточной температуре наружного воздуха

t_н.в.

T1

T2

8

53,2

35,8

7

55,7

36,8

6

58,1

37,7

5

60,5

38,7

4

62,9

39,6

3

65,3

40,6

2

67,7

41,5

1

70

42,4

0

72,4

43,3

-1

74,7

44,2

-2

77

45

-3

79,3

45,9

-4

81,6

46,7

-5

83,9

47,6

-6

86,2

48,4

-7

88,5

49,2

-8

90,8

50,1

-9

93

50,9

-10

95,3

51,7

-11

97,6

52,5

-12

99,8

53,3

-13

102

54

-14

104,3

54,8

-15

106,5

55,6

-16

108,7

56,3

-17

110,9

57,1

-18

113,1

57,9

-19

115,3

58,6

-20

117,5

59,4

-21

119,7

60,1

-22

121,9

60,8

-23

124,1

61,6

-24

126,3

62,3

-25

128,5

63

-26

130,6

63,7

-27

132,8

64,4

-28

135

65,1

-29

137,1

65,8

-30

139,3

66,5

-31

141,4

67,2

-32

143,6

67,9

-33

145,7

68,6

-34

147,9

69,3

-35

150

70

Размещено на Allbest.ru
...

курсовая работа "Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины ПТ-80/100-130/13" скачать

Подобные документы

Расчёт паровой турбины К-500-240
Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.

курсовая работа [1,9 M], добавлен 19.03.2012
Расчет тепловой схемы турбины К-800-240
Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.

курсовая работа [93,6 K], добавлен 05.12.2012
Расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки типа Т-100-130
Анализ методов проведения поверочного расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины. Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2. Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа Т-100-130.

дипломная работа [2,9 M], добавлен 02.09.2010
Расчет принципиальной тепловой схемы турбины К-1000-60, оценка технико-экономических показателей работы энергоблока
Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.

курсовая работа [767,6 K], добавлен 17.09.2012
Расчет принципиальной тепловой схемы блока 300 МВт
Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. Расчет установки сетевых подогревателей. Процесс расширения пара в приводной турбине питательного насоса. Определение расходов пара на турбину. Расчет тепловой экономичности ТЭС и выбор трубопроводов.

курсовая работа [362,8 K], добавлен 10.06.2010
Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок
Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.

курсовая работа [192,9 K], добавлен 25.12.2012
Расчет параметров паровой турбины
Расчет паровой турбины, параметры основных элементов принципиальной схемы паротурбинной установки и предварительное построение теплового процесса расширения пара в турбине в h-s-диаграмме. Экономические показатели паротурбинной установки с регенерацией.

курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.07.2013
Расчет тепловой схемы турбоустановки с турбиной К-1000-60/1500-1
Составление расчетной тепловой схемы ТУ АЭС. Определение параметров рабочего тела, расходов пара в отборах турбоагрегата, внутренней мощности и показателей тепловой экономичности и блока в целом. Мощность насосов конденсатно-питательного тракта.

курсовая работа [6,8 M], добавлен 14.12.2010
Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока
Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.

курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.03.2014
Тепловой расчет турбины К-500-240
Изучение конструкции турбины К-500-240 и тепловой расчет турбоустановки электростанции. Выбор числа ступеней цилиндра турбины и разбивка перепадов энтальпии пара по её ступеням. Определение мощности турбины и расчет рабочей лопатки на изгиб и растяжение.

курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.10.2014
Тепловой расчет паровой турбины ПТ-25/30-8,8 в конденсационном режиме
Состав комплектующего оборудования турбоустановки. Мощности отсеков турбины. Предварительное построение теплового процесса турбины в h,s-диаграмме и оценка расхода пара. Тепловой расчет системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановки.

курсовая работа [375,7 K], добавлен 11.04.2012
Расчет схемы электростанции
Расчет тепловой схемы конденсационной электростанции высокого давления с промежуточным перегревом пара. Основные показатели тепловой экономичности при её общей мощности 35 МВт и мощности турбин типа К-300–240. Построение процесса расширения пара.

курсовая работа [126,9 K], добавлен 24.02.2013
Расчет тепловой схемы и проточной части паровой турбины К-160-130
Способы определения параметров дренажей. Знакомство с этапами расчета тепловой схемы и проточной части паровой турбины К-160-130. Анализ графика распределения теплоперепада, диаметра и характеристического коэффициента. Особенности силового многоугольника.

дипломная работа [481,0 K], добавлен 26.12.2016
Расчет тепловой схемы турбоустановки
Выбор и обоснование тепловой схемы турбоустановки. Расчёт теплообменных аппаратов. Определение расхода пара на турбину и энергетический баланс турбоустановки. Расчет коэффициентов ценности теплоты отборов и анализ технических решений по тепловой схеме.

курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.03.2013
Тепловой расчёт ЦВД паровой турбины
Значение тепловых электростанций. Определение расходов пара ступеней турбины, располагаемых теплоперепадов и параметров работы турбины. Расчет регулируемой и нерегулируемой ступеней и их теплоперепадов, действительной электрической мощности турбины.

курсовая работа [515,7 K], добавлен 14.08.2012
Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока
Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.

курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.12.2011
Расчет показателей тепловой схемы мощного энергоблока ТЭС
Описание принципиальной тепловой схемы энергоустановки. Тепловой баланс парогенератора, порядок и принципы его составления. Параметры пара в узловых точках тепловой схемы. Расчет теплоты и работы цикла ПТУ, показателей тепловой экономичности энергоблока.

курсовая работа [493,1 K], добавлен 22.09.2011
Выбор оборудования и расчет тепловой схемы промышленной теплоэлектроцентрали (электрическая мощность 200 МВт)
Теплоэлектроцентраль как разновидность тепловой электростанции: знакомство с принципом работы, особенности строительства. Рассмотрение проблем выбора типа турбины и определения необходимых нагрузок. Общая характеристика принципиальной тепловой схемы.

дипломная работа [1,7 M], добавлен 14.04.2014
Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130
Модернизация турбоустановки Кумертауской ТЭЦ; описание и расчет принципиальной тепловой схемы в номинальном и конденсационном режимах; выбор основного и вспомогательного оборудования; тепловой и поверочный расчеты сетевого подогревателя; себестоимость.

дипломная работа [755,1 K], добавлен 07.08.2012
Расчет цилиндра конденсационной турбины
Проект цилиндра паровой конденсационной турбины турбогенератора, краткое описание конструкции. Тепловой расчет турбины: определение расхода пара; построение процесса расширения. Определение числа ступеней цилиндра; расчет на прочность рабочей лопатки.

курсовая работа [161,6 K], добавлен 01.04.2012

Другие документы, подобные "Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины ПТ-80/100-130/13"

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

сколько стоит заказать работу?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

Точка	p, Мпа	t, ⁰С	h, кДж/кг	p', Мпа	t'_H, ⁰С	h^B_H, кДж/кг	⁰С	p_B, МПа	t_П, ⁰С	h^B_П, кДж/кг	, кДж/кг
0	12,8	555	3487	-	-	-	-	-	-	-	-
0'	12,416	553,7	3487	-	-	-	-	-	-	-	-
1	4,57	412,1	3233,4	3,965	253,35	1102	2	16,5	251,35	1092	144,4
2	2,66	347,7	3118,2	2,346	222,85	956,7	2	17	220,85	947,6	163,4
3	1,27	271,5	2981,4	1,1684	186,75	793,2	2	17,5	184,75	784,2	90,4625
ДПВ	1,27	271,5	2981,4	0,6	158,85	670,5	0	0,588	158,85	670,6	93,6
4	0,4477	167,5	2790,38	0,384	142,15	598,4	5	1,92	137,15	577	169,9
5	0,119	104,6	2608,1	0,1095	102,15	428,2	5	2,08	97,15	407,1	36,7
6	0,087	94,75	2566,94	0,08	93,45	391,6	5	2,22	88,45	370,4	58,3
ДКВ	0,087	94,75	2566,94	0,08	93,45	391,6	0	-	93,45	391,6	-
7	0,0507	81,65	2502,39	0,0467	79,55	333,3	5	2,36	74,55	312,1	154,4
К	0,00226	19,45	2442,93	-	19,45	81,62	0	-	19,45	81,62	-

Теплообменник	tД, 0С	hВД, кДж/кг	,кДж/кг	,кДж/кг	qО.Д,, кДж/кг
ОД1	230,85	994,2	10	40,4	107,8
ОД2	194,75	828,8	10	36,6	127,9

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
Греющий пар Давление в отборе Р, МПа	0,0507	0,087
Давление в подогревателе Р?, МПа	0,0467	0,08
Температура пара t,єС	81,65	95,75
Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг	2181,29	2188,14
Конденсат греющего пара Температура насыщения tн,єС	76,697	90,44
Энтальпия при насыщении h?, кДж/кг	321,1	378,8
Сетевая вода Недогрев в подогревателе Инс, Ивс,єС	4,3	4,3
Температура на входе tос, tнс, єС	55,6	72,397
Энтальпия на входе , кДж/кг	232,8	303,1
Температура на выходе tнс ,tвс , єС	72,397	86,14
Энтальпия на выходе , кДж/кг	303,1	360,7
Подогрев в подогревателе фнс, фвс, кДж/кг	70,3	57,6

№ отбора	Обозначение	Расход пара, кг/с
1	D₁=D_П1	8,631
2	D₂=D_П2	8,929
3	D₃=D_П3+D_Д+D_П	61,166
4	D₄=D_П4	8,358
5	D₅= D_НС +D_П5	9,481
6	D₆=D_П6+D_ВС++D_ПСВ	13,848
7	D₇=D_П7+D_HC	13,699

t_н.в.	T1	T2
8	53,2	35,8
7	55,7	36,8
6	58,1	37,7
5	60,5	38,7
4	62,9	39,6
3	65,3	40,6
2	67,7	41,5
1	70	42,4
0	72,4	43,3
-1	74,7	44,2
-2	77	45
-3	79,3	45,9
-4	81,6	46,7
-5	83,9	47,6
-6	86,2	48,4
-7	88,5	49,2
-8	90,8	50,1
-9	93	50,9
-10	95,3	51,7
-11	97,6	52,5
-12	99,8	53,3
-13	102	54
-14	104,3	54,8
-15	106,5	55,6
-16	108,7	56,3
-17	110,9	57,1
-18	113,1	57,9
-19	115,3	58,6
-20	117,5	59,4
-21	119,7	60,1
-22	121,9	60,8
-23	124,1	61,6
-24	126,3	62,3
-25	128,5	63
-26	130,6	63,7
-27	132,8	64,4
-28	135	65,1
-29	137,1	65,8
-30	139,3	66,5
-31	141,4	67,2
-32	143,6	67,9
-33	145,7	68,6
-34	147,9	69,3
-35	150	70

Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины ПТ-80/100-130/13

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

2.6.3 Деаэратор питательной воды

Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ принимаем

Энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов принимаем

(при Р = 12,9 МПа и t = 556 0С) :

Выпар из деаэратора:

Dвып=0,02DПВ=0.02

Доля пара (в долях от выпара из деаэратора, идущего на ПЭ, уплотнения средних и концевых камер уплотнения

Уравнение материального баланса деаэратора:

.

Уравнение теплового баланса деаэратора

После подстановки в это уравнение выражения DКД получаем:

Расход греющего пара из третьего отбора турбины на ДПВ

отсюда расход греющего пара из отбора №3 турбины на ДПВ:

DД = 4,529.

Поток конденсата на входе в деаэратор:

DКД = 111,82 - 4,529= 107,288.

2.6.4 Подогреватель сырой воды

Энтальпия дренажа hПСВ=140

.

2.6.5 Двухступенчатый расширитель продувки

2 - ая ступень : расширение воды, кипящей при 6 ата в количестве

до давления 1 ата.

= + (-)

направляется в атмосферный деаэратор.

2.6.6 Деаэратор добавочной воды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уравнение материального баланса деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ.

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

DКВ = + DП.О.В + DОК + DОВ;

Расход химически очищенной воды:

DОВ = (DП - DОК) ++ DУТ.

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП

конденсат турбоустановка материальный

где qОП = h h теплота, подводимая к добавочной воде в ОП.

qОП = 670,5- 160 = 510,5 кДж / кг,

где: h энтальпия продувочной воды на выходе из ОП.

Принимаем возврат конденсата от производственных потребителей теплоты ?к = 0,5 (50%), тогда:

DОК = ?к*DП = 0,5 51,89 = 25,694 кг / с;

DОВ = (51,89 - 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 кг / с.

Подогрев добавочной воды в ОП определим из уравнения теплового баланса ОП:

= 27,493 отсюда:

= 21,162 кДж / кг.

После охладителя продувки (ОП) добавочной воды поступает на химводоочистку, а затем в подогреватель химически очищенной воды.

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды ПОВ:

где q6 - количество теплоты, переданной в подогревателе паром из отбора №6 турбины;

подогрев воды в ПОВ. Принимаем hОВ = 140 кДж / кг, тогда

.

Расход пара на ПОВ определим из теплового баланса подогревателя химически очищенной воды:

DПОВ 2175,34= 27,493 230,4 откуда DПОВ = 2,897кг / с.

Таким образом,

DКВ = D

Уравнение теплового баланса деаэратора химически очищенной воды:

D h6 + DПОВ h+ DОК h+ DОВ hDКВ h

D 2566,944+ 2,897 391,6+ 25,694 376,77 + 27,493 370,4= (D+ 56,084) * 391,6

Отсюда D = 0,761 кг / с - расход греющего пара на ДКВ и отбора №6 турбины.

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

DКВ = 0,761+56,084 = 56,846 кг / с.

2.6.7 Регенеративные подогреватели низкого давления

ПНД 4

Уравнение теплового баланса ПНД4

.

Расход греющего пара на ПНД4

,,

где

ПНД3 и смеситель СМ2

Объединенное уравнение теплового баланса:

где поток конденсата на выходе ПНД2:

DК6 = DКД - DКВ- DВС - DПСВ =107,288-56,846-8,937-2,897=38,609

подставим DК2 в объединенное уравнение теплового баланса:

D = 0,544кг/с - расход греющего пара на ПНД3 из отбора №5

турбины.

ПНД2 ,смеситель СМ1, ПНД1

Температура за ПС:

Составляются 1 уравнение материального и 2 уравнения теплового балансов:

1.

2.

3.

подставим в уравнение 2

(при Р = 12,9 МПа и t = 556 ⁰С) :

D_вып=0,02D_ПВ=0.02

После подстановки в это уравнение выражения D_КДполучаем:

D_Д= 4,529.

D_КД= 111,82 - 4,529= 107,288.

Энтальпия дренажа h_ПСВ=140

D_КВ = + D_П.О.В + D_ОК + D_ОВ;

D_ОВ = (D_П - D_ОК) ++ D_УТ.

где q_ОП= h h теплота, подводимая к добавочной воде в ОП.

q_ОП= 670,5- 160 = 510,5 кДж / кг,

D_ОК = ?к*D_П = 0,5 51,89 = 25,694 кг / с;

D_ОВ= (51,89 - 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 кг / с.

где q₆ - количество теплоты, переданной в подогревателе паром из отбора №6 турбины;

подогрев воды в ПОВ. Принимаем h_ОВ= 140 кДж / кг, тогда

D_ПОВ 2175,34= 27,493 230,4 откуда D_ПОВ = 2,897кг / с.

D_КВ = D

D h₆ + D_ПОВ h+ D_ОК h+ D_ОВ hD_КВ h

D_КВ= 0,761+56,084 = 56,846 кг / с.

D_К6 = D_КД - D_КВ- D_ВС - D_ПСВ =107,288-56,846-8,937-2,897=38,609

подставим D_К2 в объединенное уравнение теплового баланса:

D_П6 = 1,253 кг/с;

D_П7 = 2,758 кг/с.

N_i=

где N_i^ОТС - мощность отсека турбины, N_i^ОТС = D_i^ОТС H_i^ОТС,

H_i^ОТС= H_i^ОТС- H_i₊₁^ОТС- теплоперепад в отсеке, кДж/кг,

D_i^ОТС - пропуск пара через отсек, кг/с.

D₀₁^ОТС= D₀=130,5 кг/с,

H₀₁^ОТС= H₀^ОТС- H₁^ОТС=3487-3233,4=253,6 кДж/кг,

N₀₁^ОТС=130,5^.253,6 =33,095 МВт.

D₁₂^ОТС= D₀₁ - D₁=130,5-8,631=121,869 кг/с,

H₁₂^ОТС= H₁^ОТС- H₂^ОТС= 3233,4-3118,2= 115,2кДж/кг,

N₁₂^ОТС =121,869^.115,2=14,039 МВт.

D₂₃^ОТС= D₁₂ - D₂=121,869-8,929=112,94 кг/с,

H₂₃^ОТС= H₂^ОТС- H₃^ОТС= 3118,2-2981,4=136,8кДж/кг,

N₂₃^ОТС=112,94^.136,8=15,45 МВт.

D₃₄^ОТС= D₂₃ - D₃ =112,94 -61,166=51,774кг/с,

H₃₄^ОТС= H₃^ОТС- H₄^ОТС= 2981,4-2790,384=191,016 кДж/кг,

N₃₄^ОТС=51,774^.191,016=9,889 МВт.

D₄₅^ОТС= D₃₄ - D₄=51,774-8,358=43,416 кг/с,

H₄₅^ОТС= H₄^ОТС- H₅^ОТС=2790,384-2608,104=182,28 кДж/кг,

N₄₅^ОТС=43,416^.182,28=7,913 МВт.

D₅₆^ОТС= D₄₅ - D₅=43,416 -9,481=33,935 кг/с,

H₅₆^ОТС= H₅^ОТС- H₆^ОТС=2608,104-2566,944=41,16кДж/кг,

N₄₅^ОТС=33,935^.41,16=1,397 МВт.

D₆₇^ОТС= D₅₆ - D₆=33,935 -13,848=20,087 кг/с,

H₆₇^ОТС= H₆^ОТС- H₇^ОТС=2566,944-2502,392=64,552 кДж/кг,

N₆₇^ОТС=20,087^.66,525=1,297 МВт.

D_7к^ОТС= D₆₇ - D₇=20,087 -13,699=6,388 кг/с,

H_7к^ОТС= H₇^ОТС- H_к^ОТС=2502,392-2442,933=59,459 кДж/кг,

N_7к^ОТС=6,388^.59,459=0,38 МВт.

N_Э=N_i

N_Э=83,46^.0,99^.0,98=80,97МВт.