Расчет основного теплового плана электростанции на основе турбинного блока ПТ-135/165-130/15

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

тепловой электростанция турбина

В этой работе производится расчет основного теплового плана электростанции на основе турбинного блока ПТ-135/165-130/15.

Подсчет тепловой электростанции на базе тепловой электростанции на основе этого типа турбины ПТ-135/165-130/15 был произведен с помощью программы, разработанной в среде “Excel” при начальных параметрах пара при .

В результате расчета было определено следующее:

1) Параметр пара в выбранных областях турбины и теплообменника;

2) Нагреть нагревательный пар в нагревателе высокого и низкого давления, что подчеркивает установочное давление и окружающую среду;

3) Энергетические и экономические ограничения турбоагрегата и ТЭЦ:

Технические детали основного теплового планирования и ТЭЦ основаны на общем видении и технических деталях блока колес PT-35 / 165-130 / 15, безопасности низкого уровня PN-130-16-9-1,

В шлеме было использовано 106 ярлыков, 30 картин, 20 литературных источников для создания и проектирования этой работы.

Введение

Самый большой тепловой инженер - хороший мотив для истории самого мощного правительства России. [1]

На российской электростанции строительство электростанции (ТЭС) основано на:

для мощных источников, переход на ТЭС - горючие продукты, тепловую энергию, солнечную энергию;

тип источника питания, предоставляемого станцией, - для простоты, сжигания;

использование энергоэффективной энергии завода и участие энергетических систем - ядро ??(весной 5000 часов использования их энергии), железных дорог или троп (в год 3000-4000), количество (менее 1500-2000 часов);

для цели и использования - общие цели, пакеты, отрасли, пакеты, программы, инструменты, инструменты. дома.

Существуют и другие типы неиспользуемого водорода (испытания, подземные и т. Д.).

Производство теплоэффективных источников тепловой энергии отличается от технологии:

Углеродная мощность

- продукты из зерновых (особенно турбинные турбины) по-прежнему широко распространены. [2]

Несмотря на большое количество резервуаров для дизельного топлива (DES), их доля часто измеряется в процессе транспортировки и в сельском хозяйстве. Использование электрических и электрических установок - это тип окружающей среды.

В российской силе есть 36 унций толстых сильных растений, где жир каждой тысячи тысяч. Альтернативно, 13 - мощность TES, мощность 2. 2. МВт и выше. Второй - 36,4 миллиарда талантов. МВт или 24,7% российского оборудования растет во всем мире.

Важность роста продукта также отражается в передовых технологических продуктах, которые Россия и ее продукты, в том числе в министерстве, не могут жаловаться и поддерживаться государством страны. Применяемые продукты имеют высококачественную технологию и, следовательно, высокую ценность. Кроме того, прибыль, импортируемая из кустов, импортируемых из российских потребителей из поставщиков в другие страны, и медленно снижает богатых водителей. [3]

1. Обзор научно-технической литературы по параметрам тепловой эффективности когенерации турбинными турбинами и мерам по повышению тепловой эффективности

Управляемые и контролируемые турбины для отбора проб пара предназначены для прямого управления электрическими генераторами и комбинированной электрической и тепловой энергией для отопления и отопления.

На уровне регулируемых селекторных турбин выработка электроэнергии и тепло могут варьироваться независимо в широком диапазоне. В этом случае общая номинальная мощность, если необходимо, может быть получена при отсутствии тепловой нагрузки. Эти турбины обычно имеют один или два или даже три регулируемых варианта. С регулируемым паром с турбонаддувом, он может быть перенесен в соответствии с требованиями производства (турбины типа P) или тепла (турбины Т-типа). Управляемый двумя вариантами: либо тепловой выбор (турбина типа Т), либо один - это производство, а другой - нагреватель (турбина турбинного типа). Существуют также объекты с продуктом и две части для извлечения тепла. [3]

В когенерации тепло, выделяемое рабочей среде, - это не только энергия, необходимая для выработки электроэнергии, но и тепло, подаваемое потребителю тепла. В результате тепловая экономия ТЭЦ характеризуется показателями тепловой эффективности в производстве электроэнергии и отдельными индикаторами для производства тепла.

Для определения этих показателей необходимо разделить общее количество потребления тепла на завод или завод в целом для единиц производства определенных видов энергии. В зависимости от метода, применяемого в нашей стране, тепло отдается тепловому потребителю, учитывая его при производстве и транспортировке калориметра (пара или горячей воды). вода), а часть электрического потребителя - любое другое тепло, т.е. Разница между общим потреблением тепла и теплом, потребляемым потребителем тепла.

Зная эффективность производства энергии, легко определить удельный расход тепла и удельный расход органического или ядерного топлива, выработку электроэнергии. [6]

При постоянном значении мощности и той же эффективности генерации энергии параметры пара пара всегда выше, чем характеристики конденсации дымохода, и увеличиваются с количеством тепла, передаваемого потребителем. Однако, по сравнению с установкой, в отличие от производства электрической энергии технического совершенства, очевидно, что это не всегда идеальная структура, которая способствует эффективности производства электричества. Фактически, если Qt.p, технически менее совершенный (например, работающий при одном из начальных параметров ниже), значительно выше, чем генерация большей эффективности когенерации, установка может также выше.

Когда весь выхлопной пар проникает в потребителя тепла, эффективность энергии когенерации не зависит от параметров работы турбины и ее совершенства.

Таким образом, эффективность электростанции в некоторых случаях недостаточна для всех тепловых характеристик Спасителя, процесса выработки электроэнергии. Поэтому с этим индикатором на ТЭЦ используется другая - удельная генерация тепла по расходу тепла, кВт * ч / кДж. Удельное производство электроэнергии для потребления тепла зависит от начальных и конечных параметров пара и технического совершенства турбогенератора. Чем больше эффективность, тем больше комбинированное производство тепла и электроэнергии (при прочих равных условиях). [5]

Тепловая эффективность процесса производства тепла характеризуется коэффициентом эффективности для производства тепла и потреблением условного или ядерного топлива.Рассмотрим мероприятия по повышенная тепловая эффективность. Повышение теплового КПД может быть достигнуто за счет увеличения начальных параметров и уменьшения конечных параметров.

Для сырья некоторые части компонентов - это тепло и давление. Расширение первого тепла приводит к эффективности электрической эффективности. Однако значения Khao Baqapi, основанные на активной акустике, теряют энергетическую промышленность. Наиболее сильный сталелитейный агро, кахо, наиболее часто заряженный генераторами и паровыми турбинами и паровыми турбинами, имеет часть незначительного ослабления Khao Fluongs со слегка уменьшенным дополнением. Размер должен быть подлежит большему, в противном случае - уменьшению. [5]

Конечным пределом является теплота и давление, на которое стоит жеребенок. Снижение конечной стоимости увеличивает риск роста. Тем не менее, количество хао Phokotso из Khao Mocheso ограничено холодным мохолодированием, в котором киркс использовал ?? Machaba a Kopaneng pokello, реку, Machaba a Kopaneng kolo, горы Kopana или Ou вокруг оборудования охлаждения системы водяного охлаждения Khao Khao под водой (плавательные бассейны Khao bryzgatelnye охлаждения, охлаждения охлаждения). [6]

Увеличение электрической мощности кирка обеспечивается водозабором воды. Выпущенная ГЭС паровая турбина была удалена и передана тому, как специальный водитель умирает, в то время как водители являются танкерами. Будучи задней электрической машиной, она будет продолжать расти. Перемещение для перемещения Между несколькими методами, featswan включает в себя входящую теплоту и тезис дополнительных капитальных затрат Khao. Другие источники энергии также добавляются к быстрой мощности схемы. Общественное потепление усиливает теплоту. [3] Емкость термометра увеличивается с подачей регенеративной мощности. Продовольствие в воде Khao kra подогревается до подогрева folisa перед подачей парогенератора. Утепление тепла турбины - хорошая доза юмора. На холодном заводе нет потерь тепла. В настоящее время регенератор также используется с турбинами.

Эффективность может быть достигнута в Хао с использованием картофельных заводов Khao и зоны реализации моста (только с возможностью турбинной турбины) [7].

Улучшите тепло в Khao, используя Skateful Ballast (расширение). Сначала добавьте новые агрегаты newpreprechen и активируйте их эмоционально. Дитьекеники и экономическая экономика показывают bashagak Капитальные капитальные затраты быстро восстанавливаются.

2.Паросиловая установка ПТ - 135/165 - 130/15

Регенеративная регулировка t-135 / 165-130 / 15 и двумерный доход для термообработки направлены на выработку электроэнергии и влажности и обеспечение тепла для стимулирования производства, обучая это функциональность турбина со следующими термометрами:

(Абсолютное) давление до 130 кгс / см2 (12,75 МПа)

Температура 555 ° C

Скорость вращения ротора составляет 3000 об / мин.

Электропитание составляет 136 мВт

размер - 162 мВт

Название нового воробья 750 т / ч

большинство из них - 760 т / ч

Мощный

типы конденсации - 120 мВт

Эвакуация муоана во время конденсации

с высокой производительностью 453 т / ч

Стандарты жизнеобеспечения при единовременной стандартизации:

- полный поиск

давление 15 кг / см2 (1,47 МПа) - 320 т / ч

- Гореть (обычно для обоих

выбор) при полном давлении

максимум 0,8 кгс / см2 - 115 Гкал / ч

(0,078 МПа) (около 220 литров в час)

Из камина, когда сетка течет к двум проверкам клапана, что упоминается в четырех регулирующих клапанах, установленных домами HPC. Турбина HPC полностью совместима с турбиной TMZ P-100-130 / 15.Производственный, выбирая извлечение наличной линии CVP. Из труб испарение муоана применяется к четырем электрическим станциям BSD во второй половине. Управляйте одновенечной вкладкой в ??шесть CHSD, нерегулируемыми, переходите в комнату, которую вы выбираете в первом теплее; Использование тепла регулируется круговой частотой, которая делит влагу. Духовно поднимаясь в двух сферах, а затем на втором этапе согревания; Скорость перехода к этому определяется путем открытия второй административной операции до PND. [12]

Следует подчеркнуть тот факт, что в этом случае слова «первый» и «второй» тепло отличаются друг от друга: в случае множества регуляторов частотного потока, чтобы выбрать первый выбор нагревателей, выбранных из Дно считается доходом. Предотвращение давления на один из термометров позволяет нагревать два глобальных уровня воды.

Рекуперация турбины включает нагреватели, которые поглощают тепло от эжекторов и пресс-форм с ПЭНД, ПЭНП и три деаэратора. LPC температуры турбин низкого давления, деаэратора LDPE и CVP. Каждый из роторов вала имеет две категории. Перенос - это высокоинтегрированный CVP, который имеет более широкие возможности. [13]

Роторы индивидуально соединены сложными рядами; Количество роторов машины собрано, а также мрамор. Ротор LPC - комбинируется: он управляет шестью ступенями для интеграции со стержнем, другие колокола - с помощью аэрозоля. Чтобы уменьшить осевую мощность перед LPC, отпустите автомобиль шаг за шагом. Дома и две ценные бумаги с ЧПУ склонны. Перед средним слоем задняя секция сваривается. Во всех случаях расстояние между ними используется для размещения труб. Подумайте о юмористической работе из-за потери перегрева mouoane в саду, наконец, сделанного совершенным (830 мм). обеспечивает его надежность от эрозионного износа. Подшипники на подшипниках турбины и базовой раме и тепловое расширение системы, аналогичные турбинам ТМ 50-130 ТМЗ. Система управления турбиной является электрогидравлической. Его гидравлическая часть не имеет принципиального отличия от системы управления турбиной T 50-130 TMZ, но следует понимать, что указанная выше турбина имеет четыре регулируемых параметра (давление в трех вариантах и электрической мощности). Система управления обеспечивает все важные режимы для паровой турбины. В частности, эта турбинная турбина может работать с двумя выборами, если верхняя диафрагма выбора нагрева полностью открыта, и соответствующий регулятор давления отключен. Полное закрытие отверстия NNI позволяет работать с противодавлением, в котором теплота водяного пара протекает через NNI для вентиляции, которая используется для предварительного подогрева питательной воды или сети. В этом случае турбина не будет участвовать в регулировании частоты сети.

Предельные параметры турбины:

Температура выхлопной трубы -120 ° C;

Температура масла на подшипнике составляет 65 ° C;

Кривизна валов турбины перед подачей турбины с паром составляет 0,05 мм;

Частота сети (длительная работа) составляет от 49,0 до 50,5 Гц,

Разрешение на эксплуатацию турбины на частоте сети (ГОСТ 24278-89 «Стационарные паровые турбины для тепловых электростанций»)

50,5 - 51,0 Гц - продолжительность 3 минуты, но не более 500 минут. за всю жизнь службы;

49,0 - 48,0 Гц - продолжительность не более 5 минут. и не более 750 мин. за всю жизнь службы;

48,0 - 47,0 Гц - продолжительность не более 1 минуты и не более 180 минут. за всю жизнь службы;

47,0 - 46,0 Гц - время, не превышающее 10 секунд. и не более 30 минут. для жизни. [13] Расход воды, протекающей по всей поверхности конденсатора (максимум) - 12400 м3 / ч;

Разность температур между крышкой и корпусом обратного клапана составляет 80 ° C;

Верхняя и нижняя разность температур в зоне выхода пара наружного CVP составляет 40 ° C;

Разность температур между фланцем и средней температурой стенки CVP (сверху и снизу) составляет ± 15 ° C;

Разность температур между фланцем и шпилькой CVP составляет 20 ° C или менее, но не более 10 ° C (-10 + 20);

Температура масла для смазки подшипников:

- минимум - 40 ° C;

- максимум - 45 ° C;

Скорость нагрева металлического корпуса CVP и корпусов регулирующих клапанов VD и LED не должна превышать:

от 50 до 200 ° С - 4 ° С в мин.

от 200 до 300 ° С - 3 ° С в мин.

от 300 до 400 ° С - 2 ° С в мин.

от 400 и выше - 1 ° С в мин.

Давление верхней системы отопления составляет 2,5 ± 0,5 кгс / см 2;

Давление предохранительного клапана на линии пара составляет 18,1-18,7 кгс / см2.

Давление предохранительного клапана на всасывающей линии между штоком клапана и дегазатором составляет 12 кгс / см2;

Давление предохранительных клапанов системы фланцев и штифтов составляет 5 кгс / см2;

Температура подшипников и подшипников турбин, генераторов и возбудителей составляет 80 ° С. [13]

3. Схема тепловой электростанции на базе турбоагрегата ПТ-135-130

Принципиальная схема современной паровой установки тепловой (PRTS) - это диаграмма, характеризующая преобразование тепла в электрическую энергию и предоставляющая его потребителям. PTC - показывает только основные потоки рабочей жидкости. Тот же тип или оборудование на классической диаграмме, изображенной как единое целое, а аварийное оборудование и клапаны не показаны. Разработка базовой тепловой схемы является важным шагом в развитии проекта электростанции. Правильный выбор всех единиц оборудования, который производится в процессе разработки теплоэнергетических систем, зависит от надежности и эффективности его работы.

В настоящей работе представлена ??отраслевая схема - турбинное отопление UT-135-130 номинальной мощностью 135 МВт, параметры нового пара 12,75 МПа, 555 ° C Максимальная мощность турбины составляет 165 МВт. [12]

Турбина имеет давление выбора производства P3 = 1,47 ± 0,3 МПа, выпуск водяного пара Dp = 300 м / ч в номинальном режиме и две селекционные когенерации с номинальной мощностью 128 мегаватт в номинальном режиме, соответствующем температуре наружного воздуха -5 ° С. Помимо верхнего контроля экстракции P6 = 0,0588-0,245 МПа для более низкого выбора P7 = 0,0392-0,118 МПа. Для нагрева воды в сети до температуры 150 ° C предусмотрены передовые водонагревательные котлы.

Основной конденсат и питательная вода последовательно нагреваются в конденсаторах эжекторного турбины и эжекторных прокладках, прокладках в подогревателе, четырех нагревателях низкого давления (ПЛК), в деаэраторе и 0, 6 МПа в трех нагревателях высокого давления (ПЭНП). В эти нагреватели выделяется пар из трех регулируемых и четырех нерегулируемых паровых турбин.

Пары LDPE-7 и LDPE-6 выбраны из HPC, LDPE-5 и деаэратора - из промышленного выбора HPC, IPA-4 и IPA-3 - из нерегулируемых LPC, IPA-2 и CMD 1 - регулируемые варианты когенерации.

6 и 7 нагревателей высокого давления являются интегрированными дренажными чиллерами. Переохлаждение в ПЭНП составляет от 3,5 до 4,0 ° С в IPA - от 5,1 до 5,4 ° C

Низкий дренаж Давление нагревателей становится относительно низкоуровневым дегазатором. Дренаж HDPE-4 связан с IPA-3, а затем с Pai-2, где насос-смеситель SM-2 поглощается в сердечнике конденсата между 2 и 3 CMD CMD. Каналидированный дренажный конденсатор HDPE-1 для дальнейшего лишения хладагентов эжектора логана [12].

Конденсат медленно медленно вниз, а высокоскоростная последовательная прокачка CM-1 проходит между атмосферой атмосферы 1 и 2 и CM-2 между распылительными устройствами 2 и 3. Вода из тепловой системы снабжается последовательно нагревателями в тепловой линии; предварительная утечка воды перед входом в пригороды сжечь устройство с помощью устройства для сжигания тепла для нагрева конденсатора. Насос способствует подаче воды на компоненты термометра сети, а затем поддерживает насосы в тепле, а также охлаждающие части сети с большими шарнирами (ПВХ).

Особенностью ПТ-турбин является необходимость поглощения и деаэрации структуры воды, потери производства, смазки и конденсации для замены производства конденсата. Для этой цели в турбине и температуре тепла PT-135-130 выберите топливо для топлива, верхние стержни и воду, дегазированную под давлением 0,12 МП.

Мора стимулирует воду до дегазатора 0,12 МП и получает опцию дренажа конденсата и очистку водяной турбины (Pi), которая затем течет до большого количества воды, закачиваемой в смеситель IPA-3.Пары из турбинных уплотнений направляются в газовый охладитель ПЭНД и ОС. Воздушно-паровая смесь уплотнений эвакуируется эжектором. Пары из уплотнений штока клапана направляются к деаэратору питательной воды.

Рисунок 3.1 - Принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе турбоустановки ПТ - 135/165-130

4. Построение графика теплофикационной нагрузки, температурного и расходного графика для паротурбинной установки типаПТ-135/165-130/15

Исходные данные:

Температура воздуха на выходе: t_H = -10 ?.

График тепловой нагрузки составляет 150/70.

- Номинальная мощность PT-135 / 165-130 / 15 составляет 128 МВт.

- В соответствии с характеристиками турбины PT-135 / 165-130 / 15 ?Q? _t ^ name = 128 МВт.

Для точки t = -35 ? (самая низкая температура в России) мы отмечаем температуру воды в прямой и обратной сетях. Всегда для точки t = 3 ? температуры воды в прямой и обратной сетях указаны для требований ГВС (из карты температуры мы принимаем значения температуры трубопровода при t_H = 3 ?) ,

t_pc ^ (+ 3) = 65,3 ?

t_os (+ 3) = 40,6 ?

Результирующие точки связаны прямыми линиями, температурные линии воды на ECS продолжают горизонтально от 3 до 30 ° C.

Оптимальное значение б_TEC для турбин, генерирующих тепло, составляет 0,55-0,60, один принимает б_TEZ = 0,55. График тепловой нагрузки строится в соответствии с графиком температурной нагрузки 150/70.

Рассчитайте тепло, выделяемое перегретым водогрейным котлом (PVK):

б = (Q_otb ^ max) / (Q_outb max + Q_pvk ^ max),

где Q_t ^ max, Q_pvk ^ max - максимальные нагрузки на нагрев сетевых нагревателей и PWK соответственно.

Q_t ^ max = Q_t ^ name = 128 МВт,

Следовательно, Q_pvk ^ max = (1-б) / б • Q_t ^ max = (1-0.55) / 0.55 • 128 = 104.73 МВт.

Затем тепло, выделяемое для теплового потребителя,

Q_out ^ max = Q_pvk ^ max + Q_t ^ max = 104,73 + 128 = 232,73

МВтРасход сетевой воды в теплофикационном контуре вычислим по формуле

где t_ps - температура сетевой воды в линии питания, t_o - температура сетевой воды в обратной линии.

t_ps и t_os, мы находим по температурной карте средние суточные температуры в отопительных сетях и системах отопления при ?t? _nar = -35 ?

t_ps = 150 ?

t_os = 70 ?

G_sv = (Q_ot ^ max) / (C_P • (t_ps ?? _OS -t) = 232,73) / (4,19 • (150-70)) = 694,3 кг / с

Возьмите качественный календарь для регулирования потока воды в сети. Поскольку в диапазоне от -35 до 3 ° C регулирование является качественным, количество воды в сети остается неизменным - горизонтальная линия рисуется.

Вычислите Q_t ^ ((- 5 ?)) для построения графика нагрузки нагрева:

Q_T ^ ((- 5 ° С)) = G_ (СВ •) • s_r (t_os ^ ((- 12 ° С)) -t_ps ^ ((- 12 ° С))) = 694,3 • ?10? ^ (-3) 4,19 (83,9-47,6) = 105,6 МВт

t_ps и t_os мы находим по температурной карте средние суточные температуры в отопительных сетях и системах отопления при ?t? _nar = -5 ?

Соединив точки Q_of ^ max и Q_m ^ ((-5 ?)) по прямой, мы продолжим при 8 ° C. Из точки Q_m ^ max мы проведем горизонтальную линию до пересечения с тепловой линии ТЭЦ.

Точка пересечения - это номинальная работа температуры (операция переключения в пиковом котле). Начало работы по плавке соответствует температуре t_PVK PVK = -10.3 ?.

Когда t_nar = + 8 ? система отопления отключена, а затраты на тепловую энергию необходимы только для горячей воды для горячего водоснабжения (ГВС), если Q_t = const. Рассчитайте поток воды в сети на горячей воде

Мы соединяем точки для воды в сети. В разделе от 3 до 8 ° C регулирование осуществляется количественно, при котором температура воды в сети остается неизменной, тепловая нагрузка регулируется путем изменения потока воды в сети.

Потребление водопроводной воды для нужд горячей воды определяется в основном потребностью потребителя, но, по некоторым данным, его можно принять за 15% максимального потока воды в сети, за эти расходы, за тепловую мощность для ECS определяется:

Рассчитаем температуру в верхнем сетевом подогревателе:

70+0,55(150-70)= 114.

Последняя точка - это линия для температуры воды в сети после нагрева нижней сети.

Он построен как среднее значение для температуры возвратной воды

Мы вычисляем значения t_HC для разных t_nap:

Рис.4.1. График тепловых нагрузок, расходный и температурный график сетевой воды

5. Расчет параметров мощности и эффективности паровых турбин C

5.1. Вход для расчета

1) Температура наружного воздуха C

2) термодинамические параметры на выходе парогенератора (на входе в турбину): МПа; C.

3) Давление пара, поступающее в конденсатор MPa.

4) Тепловая нагрузка MW [8]

5) Потребление пара на турбину кг / с.

6) Расход промышленного пара = кг / с.

7) Давление в выборе продукции МПа. [8]

8) Процент непрерывной продувки барабанного котла.

9) Перепад давления во время дросселирования на входе.

10) Потеря давления в выборке.

12) Коэффициент эффективности элементов тепловой диаграммы станции приведен в таблице 5.1.1. [8]

Таблица 5.1.1. - Коэффициент эффективности элементов тепловой диаграммы станции

Элемент	Обозначение	Величина
КПД деаэратора добавочной воды (ДКВ)		0,995
КПД деаэратора питательной воды (ДПВ)		0,995
КПД сетевого подогревателя		0,995
КПД теплообменников теплового потребителя		0,995
КПД расширителя непрерывной продувки		0,98
КПД питательного насоса		0,8
КПД подогревателя очищенной воды (ПОВ)		0,995
КПД охладителя продувки (ОП)		0,995
КПД подогревателей низкого давления (ПНД)		0,995
КПД смесителей СМ-1, СМ-2		0,995
КПД парогенератора		0,92
КПД пикового водогрейного котла		1
КПД генератора - механический		0,99
КПД генератора - электрический		0,98
отсек турбины 0-1		79,5
отсек турбины 1-2		81,2
отсек турбины 2-3		83,8
отсек турбины 3-4		82,6
отсек турбины 4-5		82,3
отсек турбины 5-6		81,1
отсек турбины 6-7		80,8
отсек турбины 7-К		15

5.2 Расчет давления в отборах турбины ПТ-135/165-130

По данным картирования термической нагрузки и температурный график определяется температурой на входе в нижней нагревательной сети (NA) и выходом на солнце таким образом, представляют значения температуры

1. Принять переохлаждение распределения водонагревателей в графике температуры нагрева сети давления, рассчитанный ПСГ-1:

Сеть низкой температуры нагревателя :;

-The Верхний нагрев :,

2. Определить температуру воды в системе

температура воды за нагревателем:

нижний нагреватель сети: 73,5;

-The верхний нагреватель: 95.3.

3. Вычислим температуру насыщения конденсата греющего пара в НС сетевых нагревателей и VS

нижний нагреватель сети:

73,5 + 6,3 = 79,8.

-The верхний нагреватель:

95.3 + 4.9 = 100,2.

4. В соответствии с таблицами насыщения для воды и температуры насыщения пара, мы находим давление насыщенного пара в НС и ВС и

нижний нагреватель сети: 0,047;

-The верхний нагреватель: 0,1021;

5. Рассчитать давление пара в центральном тепловом (регулируемом) пресетезе №6, №7 турбины с учетом потерь давления в трубах:

где потери в трубопроводах и системах управления турбиной

Мы принимаем:

Из значения давления пара в отоплении № выбора давления паровая турбина очищает нерегулируемые отработки турбины (из уравнения флюгеля-Стодолы) между промышленным извлечением и централизованным теплоснабжением контролируемый № № № 6, предполагая для упрощения (5.2.1)

где, - давление потока и паров в выбранной турбине и номинальный режим счета соответственно.

Номинальное давление выбора производства № [2]МПа.

Давление пара в регенеративных выборках [2]МПа

8. Рассчитайте давление насыщенного водяного пара в восстановительных подогревателях. Потери давления турбины по линии к соответствующему подогревателю выбора равны:

, (5.2.2)

;

;

;

;

;

;

.

Давление насыщенного водяного пара в дегазаторах подачи и конденсации воды известно по их техническим характеристикам и, соответственно, соответствует МПа, МПа.

Основываясь на значениях давления в вариантах, найденных в предыдущем параграфе, мы строим диаграмму процесса расширения пара в части турбины, протекающей при є C. [Приложение D]

Точка пересечения на h-s-диаграмме изобарического МПа с изотермической єC определяет энтальпию свежего пара kJ / kg (точка) фигуры D.1.

% Потери давления во время дросселирования впускных клапанов, поэтому давление пара перед первым этапом турбины:

МПа.

На диаграмме h-s показана точка пересечения изобары

МПа с уровнем энтальпии свежего пара кДж / кг (точка).

Энтальпия пара в камере первого регенеративного отбора в процессе фактической дилатации составляет кДж / кг.

Аналогично, на диаграмме h-s мы находим точки, соответствующие состоянию пара во втором и втором отсеках камер.

Энтальпия пара в камерах отбора:

 кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг.

Используя пакет WSP, определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии:

С, С, С, С, С, С, С, С.

Схема h-s процесса расширения пара в проточной части турбины показана на рисунке D.1.

Используя пакет WSP, мы определяем температуры и энтальпии конденсата нагревающего пара из найденных давлений насыщения:

С, кДж/кг;

С, кДж/кг.

Примите перегрев воды:

- в регенеративных нагревателях с высоким давлением С,

в регенеративных нагревателях низкого давления С,

- в дегазаторах S.

Температура воды на выходе из этих нагревателей определяется по формуле:

С,

С.

Давление воды за соответствующими подогревателями определяется гидравлическим сопротивлением шланга и режимом работы насосов [10]. Величины этих давлений берутся (см. Таблицу 5.2.1.).

Энтальпия воды после нагревателей определяется с использованием электронного пакета WSP по значениям и (см. Таблицу 5.2.1.).

Отопительная вода в нагревателе определяется как разница в энтальпии воды на входе и выходе нагревателя:

Тепло, отдаваемое греющим паром воде в подогревателе, определяем по формуле :

, ;

;;;;;;;;.

Все параметры пара и воды в турбоустановке, рассчитанные выше, сводим в таблицу 5.2.1.

Таблица 5.2.1. - Параметры пара и воды в турбоустановке

Точка процесса	p, Мпа	t, 0С	h, \кДж/кг	p', МПа	t'H, 0С	,кДж/кг
0	12,75	555	3487	-	-	-
0'	12,11	552,5	3487	-	-	-
1	3,39	378,64	3175,28	3,1183	236,02	1018,6
2	2,145	323,49	3074,54	1,9727	211,69	905,45
3	1,47	264,37	2994,76	1,3524	191,4	822,75
ДПВ	1,47	264,37	2994,76	0,588	158,1	670,5
4	0,4864	174,69	2801	0,447488	147,7	622,34
5	0,2542	127,96	2702,03	0,233864	125,23	526,06
ДКВ	0,1134	103,16	2590,68	0,104328	104,78	422,42
6	0,1134	103,16	2590,68	0,104328	104,78	422,42
7	0,055	93,18	2492,32	0,034	79,52	332,93
К	0,0035	26,67	2442,7	-	26,67	130,35
Точка процесса	С	, МПа	tП, 0С	,кДж/кг	,кДж/кг	,кДж/кг
1	2	16,5	234,02	1011,76	110,07	2156,68
2	2	17	209,69	901,69	109,42	2169,09
3	2	17,5	189,4	792,27	99,3625	2172,01
ДПВ	0	0,6	158,1	669,67	67,89	2324,26
4	5	1,94	142,7	601,78	95,7	2178,66
5	5	2,08	120,23	506,08	103,11	2175,97
ДКВ	0	-	99,78	402,97	89,13	2168,26
6	0	2,22	104,78	418,74	-	2171,94
7	5	2,36	74,52	313,84	93,84	2159,39
К	0	-	26,67	130,35	-	2312,35

Таблица 5.2.2. - Параметры пара и воды в установке использования продувки парогенератора

Показатель	Параметры пара и воды
	Давление, МПа	Температура, 0С	Энтальпия, кДж/кг
Продувочная вода ПГ	15,5	344,79	1629,9
Пар из расширителя	0,6	158,83	2756,1
Продувочная вода из расширителя	0,6	158,83	670,5

5.3 Исходные данные для теплового расчета турбоустановки ПТ-135/165-130

1. Утечка пара и конденсата принимается на уровне 2% (рекомендуется), затем в этом случае:

- просачивание через уплотнения штока клапана. В этой тепловой схеме они отправляются в PVD-5 в количестве, рекомендуется = D. Принимаем k =;

принимаются:

Паровой заряд парогенератора

кг / с.

Потребление питательной воды котлом (включая продувку)

Количество котельной воды, циркулирующей в непрерывной продувке

кг / с.

Рекомендуется, чтобы процент непрерывной продувки парогенератора при пополнении потерь химически очищенной водой принимался за =%, мы принимаем 2%, а затем продуйте выпускное отверстие для воды непрерывного расширителя (P)

где доля пара, выделяемого продувочной водой, в непрерывный вытяжной вентилятор = где = - коэффициент, учитывающий потери тепла в расширителе.

Очистить выпуск воды от расширителя

Дополнительное потребление воды на очистной установке (HVO)

5.4 Тепловые балансы нагревателей

5.4.1 Сетевая система отопления

Рисунок 5.4.1.1. Определить поток пара в верхние и нижние сетевые нагреватели и поток воды в сети

Таблица 5.4.1.1. Параметры пара и воды в сетевой системе отопления

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
Греющий пар Давление в отборе Р, МПа	0,0505	0,1134
Давление в подогревателе Р', МПа	0,034	0,1043
Температура пара t,єС	93,18	103,16
Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг	2168,26	2312,35
Конденсат греющего пара Температура насыщения tн,єС	78,5	100,3
Энтальпия при насыщении h', кДж/кг	328,65	420,4
Сетевая вода Недогрев в подогревателе Инс, Ивс,єС	5	5
Температура на входе tос, tнс, єС	51,7	73,5
Энтальпия на входе , кДж/кг	216,44	307,68
Температура на выходе tнс,tвс, єС	73,5	95,3
Энтальпия на выходе , кДж/кг	307,68	399,28

Из расхода пара на теплофикацию находим расход сетевой воды и отопительную нагрузку:

кг/с,

Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя

.

Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель

,

кДж/кг,

кДж/кг,

кг/с.

Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя

.

Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель

,

кДж/кг,

кДж/кг,

кг/с.

5.4.2 Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)

Параметры пара и воды в охладителях дренажа представлены в таблице 5.4.2.1.

Таблица 5.4.2.1. Параметры пара и воды в охладителях дренажа

Теплообменник	, 0С	,кДж/кг	, кДж/кг	, кДж/кг	, кДж/кг
ОД-7	219,6	942,1	10	40,23	76,13
ОД-6	201,44	858,89	10	37,23	75,9

Рисунок 5.4.2.1.- К определению расхода пара на ПВД-7

Уравнение теплового баланса ПВД-7

.

Расход греющего пара на ПВД-7

кг/с.

Рисунок 5.4.2.2. - К определению расхода пара на ПВД-6

Уравнение теплового баланса ПВД-6

.

Расход греющего пара на ПВД-6

,

кДж/кг,

кг/с.



Рисунок 5.4.2.3. - К определению расхода пара на ПВД-5

Уравнение теплового баланса ПВД-5

.

Теплота утечек пара, переданная в ПВД-5:

.

Количество переданной теплоты в ПВД-5 от дренажной воды

кДж/кг,

Расход греющего пара на ПВД-5



кг/с.

5.4.3 Питательный насос (ПН)

Рисунок 5.4.3.1.- Определение энтальпии питательной воды после НП

Давление после SP

Давление всасывания в понедельник

Дифференциальное давление

Определенный объем воды в НП определяется WSP, зная:м / кг.

Эффективность подающего насоса,

Отопительная вода в Мон кДж / кг.

Энтальпия после SP,кДж / кг.

5.4.4 Дегазатор питательной воды

Рисунок 5.4.4.1. - Определить поток конденсата на входе DPV группы PVD + DU5, главного конденсата на входе DPV, нагревающего пара третьего варианта турбины на DPV, пара на эжекторе и всасывание уплотнений

Затраты и теплота паровоздушной смеси (пара) из-за малых значений, в расчетах материалов и теплового баланса дегазатора можно пренебречь.

Количество пара, выгружаемого из дегазатора до окончательных уплотнений, затем поступает в сальник (а затем 50% этого пара поступает в CX и 50% в PS).,

кг/с.

Расход пара на эжекторную установку

,

кг/с.

Расход пара на эжектор и отсос из концевых уплотнений

 кг/с.

Поток конденсата на входе в ДПВ из группы ПВД

,

кг/с.

Поток конденсата на входе в ДПВ

,

.

Уравнение теплового баланса деаэратора

,

После подстановки термодинамического уравнения дегазатора выражения получаем расход нагревающего газа третьего выбора турбины на ДПВ

,

то расход нагревающего пара по выбору турбины № 3 для ДПВ кг/с.

Поток конденсата на входе дегазатора

кг/с.

5.4.5 Установка для отопления и деаэрации дополнительной воды

Рисунок 5.4.5.1. Для определения стоимости нагрева пара для DOM и конденсата на выходе DKV

Поток конденсата на выходе

DQW.

Тепловой баланс охладителя продувочной воды

,

где - теплота, подводимая к добавочной воде в ОП

кДж/кг.

На выходе из ОП предполагается энтальпия нечеткого числа [10]. кДж/кг.

Мы принимаем конденсат от промышленных потребителей. =0,6 (60%), тогда

 кг/с.

Потребление химически очищенной воды

,

кг/с.

Подогрев добавочной воды в ОП

кДж/кг.

После продувочного охладителя (ОП) дополнительная вода поступает на установку очистки воды и поступает в водонагреватель химической очистки.

Тепловое равновесие химически очищенного подогревателя воды

.

Подогрев воды в ПОВ:

.

кДж/кг.

Скорость потока пара POC определяется тепловым равновесием химически очищенного подогревателя воды

 кг/с.

Уравнение материального баланса ДКВ

= кг/с.

Уравнение теплового баланса ДКВ

,

Там, где принимается энтальпия конденсата с обращенной фазой

кДж/кг.

Уравнения равновесия тепла , получим:

тогда кг/с - Потребление нагретого пара для DKV при выборе турбины № 5.

Поток конденсата на выходе DQW кг/с.

5.4.6 Регенеративные подогреватели низкого давления

Рисунок 5.4.6.1. К определению расхода пара на ПНД-4

Уравнение теплового баланса ПНД-4

.

Расход греющего пара на ПНД-4

кг/с.

Рисунок 5.4.6.2- К определению расхода греющего пара на ПНД-3 и подогрева конденсата в смесителе СМ-1

Объединенное уравнение теплового баланса



,

Где

Подставим в объединенное уравнение теплового баланса

,

(*)

Рисунок 5.4.6.3. - Нагревательный поток пара из полиэтилена высокой плотности-2 и нагрев конденсата смесителя SM-2

Объединенное уравнение теплового баланса

,

.

Подставим выражение для в :

.

Заменим уравнение теплового равновесия. и :

,

. (**)

Совместное решение двух уравнений (*) и (**) дает:

кг/с, кг/с.

кг/с, кг/с.

Уравнение теплового баланса смесителя СМ-1 

,

,

откуда кДж/кг - Энтальпия конденсата после SM-1.

Конденсатный нагрев смесителя SM-1 кДж/кг.

Уравнение теплового баланса смесителя СМ-2

,

,

откуда кДж/кг - Энтальпия конденсата после смесителя CM-2.

Конденсатное отопление в смесителе СМ-2

кДж/кг.

Рисунок 5.4.6.4. - Определение расхода пара HDPE-1

Уравнение теплового баланса ПНД-1

.

Расход греющего пара из отбора №7 турбины на ПНД-1

= кг/с

5.4.7 Конденсатор, паровой эжектор, сальниковый подогреватель

Рисунок 5.4.7.1. - Определите выхлопную конденсацию выхлопа турбины в конденсаторе.

Уравнение равновесия материала конденсатора Сброс конденсата выхлопного газа турбины с помощью водного баланса конденсатора

,

кг/с.

Температура конденсата нагретого пара после кулера эжектора и уплотнения (OE, OU) МПа и принятой ранее энтальпии кДж/кг- С



Рисунок 5.4.7.2. - К определению расхода воды на рециркуляцию

Объединенное уравнение теплового баланса ОЭ и СХ, ОУ

.

Теплота, воспринятая ОЭ

кДж/кг.

Подогрев конденсата в ОЭ, СХ, ОУ

кДж/кг.

Поток воды для рециркуляции в соответствии с энтальпией, названной в честь ОУ

,

 кг/с.

Кратность рециркуляции

.

Подогрев конденсата в ОУ:

,

кДж/кг.

Подогрев конденсата в CХ:

,

кДж/кг.

Подогрев конденсата в ОЭ с учетом рециркуляции

кДж/кг.

5.5 Проверка расчета по материальному балансу

Учетная коррекция для всех токов тепловой схемы в расчетах была сделана путем сравнения доступности материала пара и удобства в удобстве положения турбины.

Использование пара, проведенного в консоли

где - расход пара из камеры отбора турбины с номером

Расходы пара из отборов приведены в таблице 2.6.1.

Таблица 5.5.1. - Расходы пара по отборам турбины

№ отбора	Обозначение	Расход пара, кг/с
1		10,67
2		10,16
3		88,31
4		8,02
5		7,46
6		37,55
7		30,41

Суммарный расход пара из отборов турбины

,

кг/с.

Поток пара в конденсатор после турбины

кг/с.

Погрешность по балансу пара и конденсата

.

Учитывая, что погрешность сжатия пара и консистенция не превышает допустимого значения, поэтому все токи теплового посещения включены правильно.

Основные паровые пружины, возникающие в результате работы тепловой схемы ТЭЦ, приведены в таблице 5.5.2.

Таблица 5.5.2. Основные паровые потоки в тепловой схеме ТЭЦ

Основные потоки пара	кг/с	т/ч
Расход пара на выходе из парогенератора	211,425	761,13
Расход пара на турбину	208,3	749,88
Расход пара на производственного потребителя	77,8	280,08
Поток пара в конденсатор турбины	12,74	45,86
Поток пара в ПСГ-2	29,7	106,9
Поток пара в ПСГ-1	29,67	106,81

5.6 Энергетический баланс турбоагрегата ПТ-135/165-130/15

Мощность отсеков турбины:

, где - мощность каждого отсека турбины

.

Электрическая мощность турбоустановки:

,

где - механический и электрический КПД турбоустановки соответственно.

Расчёт мощностей отсеков турбины ПТ-135/165-130/15 при приведён в таблице 5.6.1.

Таблица 5.6.1. Расчёт мощностей отсеков турбины ПТ-135/165-130/15

Отсек турбины	Интервал давлений, МПа	Пропуск пара, кг/с	, кДж/кг	, МВт
0-1	12,11	3,39	205,18	311,72	63,96
1-2	3,39	2,145	194,5	100,74	19,59
2-3	2,145	1,47	184,345	79,78	14,71
3-4	1,245	0,4864	94,93	193,76	18,39
4-5	0,4864	0,2542	86,91	98,97	8,6
5-6	0,2542	0,1134	79,46	111,35	8,85
6-7	0,1134	0,0505	41,91	98,36	4,12
7-К	0,0505	0,0035	11,5	49,62	0,57

Суммарная мощность отсеков турбины

, МВт.

Электрическая мощность турбоагрегата

МВт.

5.7 Расчёт параметров эффективности паротурбинной установки

В пункте 5.7.1 и 5.7.2 расчет энергетических параметров выполнен по физическому методу. [15]

5.7.1 Параметры эффективности турбоустановки

1. Полный расход теплоты на турбоустановку

МВт.

2. Расход теплоты на отопление

МВт,

где - Коэффициент для учета потерь тепла в отопительной системе.

Потребление тепла для потребительского производства

,

МВт.

4. Общий расход теплоты на внешних потребителей тепла

МВт.

5. Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии

МВт.

6. Коэффициент эффективности турбинной электростанции

.

7. Удельный расход тепла для выработки электроэнергии

.

5.7.2 Параметры эффективности ТЭЦ

Параметры свежего пара на выходе парогенератора(ТГМ-84) [19]:

- давление МПа,

- КПД парогенератора ,

- температура С,

- энтальпия свежего пара кДж/кг.

1. Тепловая нагрузка парогенераторной установки

,

МВт.

2. Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)

.

3. Коэффициент эффективности когенерации для выработки электроэнергии

.

4. Коэффициент полезного действия ТЭЦ для производства и подачи тепла для отопления

.

5. Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

г у.т./(кВт·ч).

6. Удельный расход обычного топлива для производства и поставки тепловой энергии

г у.т /(кВт·ч).

8. Расход теплоты топлива на станцию

МВт.

9. Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто)

.

12. Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ

.

13. Коэффициент полезного действия ТЭЦ (нетто)

,

где - расход электроэнергии на собственные нужды.

14. Удельный расход условного топлива "нетто"

г у.т /МДж

15. Полный расход условного топлива на станцию

 кг у.т /с.

16. Обычный расход топлива для производства и выпуска тепла, выделяемого внешним потребителям

кг у.т /с.

17. Обычный расход топлива на электростанции

кг у.т /с.

5.8 Расчёт давлений в отборах турбины при

Используя заданную температуру наружного воздуха C, в соответствии с расчетной таблицей температур центрального контроля качества теплоснабжения (см. Приложение B), определяется температура подачи воды: - поставка С,

- обратной С.

Мы предполагаем, что при температуре окружающей среды выше 0 ° C в PSG-1 достигается 100% общего нагрева воды, а затем:

-температура на выходе из нагрева нижней сети:С.

Используя электронный пакет WaterSteamPro (WSP), мы находим энтальпии водопроводной сети, соответствующие этим температурам:

- подающей кДж/кг,

- обратной кДж/кг,

- на выходе из нижнего сетевого подогревателя кДж/кг,

Мы предполагаем недогрев сетевой воды в нагревателях:

- нижний сетевой нагреватель С,

Мы вычисляем температуру насыщения конденсата нагревающего пара в сетчатых нагревателях HC и VS

- нижний сетевой нагреватель С,

Когда мы используем компакт-диск WSP, при низких температурах мы получаем более низкое и более высокое тепловое давление и входы более теплого конденсата

- низкая температура в Интернете МПа, кДж/кг,

Решение о давлении муанов выбирается, когда тепло (температура), учитывая потерю давления по трубопроводу

МПа

В зависимости от давления настроения в теплоте тепла электрического двигателя, мы подчеркиваем давление на настроечное давление в системах без контроля (согласно уравнению Флюгеля-Стодоли) между №. предпочитают нагревать 6, это звучит просто

,

где - плавающий и надавливаемый муоаном, выбирая измеренные и последовательные турбинные турбины.

\

МПа,

МПа.

Ограничение имени пресс-релиза № [11]

МПа.

Давление на нагрев [3]

МПа,

МПа.

В зависимости от принципов выбранных категорий мы иллюстрируем расширение компонента электрического расширения єС. [Иллюстрация, страница 8]

Проблема пересечения с изотопом h-s с изотопом h-s с изотермой єC создает вторжение новых кДж / кг (точка).

Потеря психологического стресса во время кровотечения валентина%, мышечного давления перед первой машиной: МПа.

На h-s - диаграмме отмечается точка пересечения изобары

МПа с уровнем энтальпии свежего пара кДж/кг (точка).

Энтальпия движения при первом выборе повторения фактической машины для расширения

 кДж/кг.

Аналогично, на фотографии h-s мы находим высококачественные детали в обеих комнатах и ниже.

Вклад Моисея в свободные советы:

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг,

кДж/кг.

Используя штекер WSP, мы получаем теплоту формы с правильным выбором электричества на основе его давления и энтузиазма:

С, С, С, С, С,

С, С, С.

5.8 Влияние мощности ТЭЦ на tнар=+6? С

Таблица 5.8.1. Материалы вещества и вода для электричества

Таблица 5.8.2. Измерение метана и воды

Таблица 5.8.3Теплота тепла

Таблица 5.8.4. Очень жаркие температуры

Таблица 5.8.5. Устройство подачи

Таблица 5.8.6. Устройство подачи (продолжение)

Таблица 5.8.7. Термометр и редукция воды

Таблица 5.8.8. Теплота нормальных вещей под давлением

Таблица 5.8.8. Теплота нормальных вещей под давлением (продолжение)

Таблица 5.8.9. Полы для лошадей, небольшие компании и выталкиватели

Таблица 5.8.10. Это панель инструментов для множества опций

Таблица 5.8.11. Баланс пара и конденсата

Таблица 5.8.12 Основные потоки пара

Таблица 5.8.13 Мощностная характеристика турбоагрегата

Таблица 5.8.14. Мощностные характеристики турбины по отсекам

Таблица 5.8.15. Энергетические показатели турбинной установки

Таблица 5.8.16. Энергетические показатели ТЭЦ

5.9 Расчёт давлений в отборах турбины при С...