К-300-240 ЛМЗ. Курсовой проект Расчет тепловой схемы турбины к300240 лмз

• Название: Курсовой проект Расчет тепловой схемы турбины к300240 лмз
• Дата: 15.01.2021
• Размер: 1.96 Mb.
• Имя файла: К-300-240 ЛМЗ.doc
• Тип: Курсовой проект; #168342
• страница: 3 из 3

Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС.

Принимаем потерю давления в паропроводах от турбины до подогревателей регенеративной системы в размере:

I отбор	ПВД-8	3%
II отбор	ПВД-7	4%
III отбор	ПВД-6 (а также турбопривод)	5%
IV отбор	Деаэратор	6%
V отбор	ПНД-4	7%
VI отбор	ПНД-3	8%
VII отбор	ПНД-2	9%
VIII отбор	ПНД-1	10%

Определение параметров зависит от конструкции подогревателей. В рассчитываемой схеме все ПНД и ПВД поверхностные.

По ходу основного конденсата и питательной воды от конденсатора до котла определяем необходимые нам параметры.

1. 
   Повышением энтальпии в КН-I и КН-II пренебрегаем.
   

0,00343 МПа, 26,35°С, 110,28 кДж/кг.

2. 
   Подогрев воды в сальниковом подогревателе (ПС +ЭП) принимаем равным 3°С.
   

29,35 °С, 122,94 кДж/кг.

3. 
   ПНД-1.
   

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

МПа;

60,13 °С, 251,61 кДж/кг;

°С, 4,19·57,13=239,2 кДж/кг.

4. 
   ПНД-2.
   

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

95,52 °С, 399,9 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2841,9 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 264,3 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 387,4 кДж/кг.

5. 
   ПНД-3.
   

Питается паром из VI отбора.

Давление греющего пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

124,85 °С, 524 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2739,7 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 412,5 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 510,19 кДж/кг.

6. 
   ПНД-4.
   

Питается паром из V отбора. В охладитель дренажа сбрасывается конденсат греющего пара сетевой подогревательной установки.

Давление греющего пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

150,7 °С, 635,2кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2777,3 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 535,31 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 618,42 кДж/кг.

7. 
   Основной деаэратор Д-10.
   

Питается паром из IV отбора.

МПа;

181,3 °С, 768,8 кДж/кг; 2778,13 кДж/кг; 2009,3 кДж/кг.

8. 
   Питательный насос.
   

КПД насоса примем 0,84, давление нагнетания 32,0 МПа.

При давлении в деаэраторе и установке его на высоте 25 м, а также принимая потери в трубопроводе МПа, имеем давление на всасе насоса:

МПа.

Среднее давление воды в насосе:

МПа.

Средний удельный объём воды в насосе:

м³/кг.

Повышение энтальпии в насосе составит:

кДж/кг.
Энтальпия после ПН:

кДж/кг;→ °С.

9. 
   ПВД-6.
   

Включён по схеме Виолен (см. Рис. 3).

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

200,5 °С, 854,5 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2463,1 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 844 кДж/кг.

Принимаем потерю давления в тракте питательной воды от питательного насоса до точки за собственно подогревателем 0,5 МПа, а потери давления в ПВД-7 и ПВД-8 также по 0,5 МПа. В таком случае, давление питательной воды перед ПВД-7 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 854,89 кДж/кг.

10. 
    ПВД-7.
    

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

253,31 °С, 1101,9 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2841,9 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 880,8 кДж/кг.

Давление питательной воды перед ПВД-8 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 1089,94 кДж/кг.

11. 
    ПВД-8.
    

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

281,2 °С, 1243,5 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2836,4 кДж/кг.

Задаёмся подогревом в ОП-7 равным 10°С. Тогда температура воды за ПВД-7 равна °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 1164,3 кДж/кг.

Давление питательной воды после ПВД-8 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 1221,4 кДж/кг.

5. 
   Составление и решение уравнений тепловых балансов по участкам и элементам ПТС.
   

1. 
   Расчёт ПВД.
   

Компоновка элементов группы ПВД и необходимые для расчёта величины показаны на Рис. 3.

Для всех регенеративных поверхностей, учитываемых в настоящем расчёте, коэффициент рассеивания тепла примем равным К=1,01.

1) Составляем уравнение теплового баланса для участка 1 (см. Рис. 3):

(1)

2) Составляем уравнение теплового баланса для участка 2

(2)

3) Составляем уравнение теплового баланса для участка 3:

(3)

Подставим известные значения в эти уравнения:

	(1)
	(2)
	(3)

Решая систему уравнений (1), (2) и (3) получим:

D₁=0,070474D, D₂=0,106743D,D₃=0,044807D.

Проверка расчёта ПВД.

Выполняется путём определения подогрева питательной воды в ОП-7.

Решим уравнение теплового баланса ОП-7.

;

;

1102,72 кДж/кг → 258°С (при р _ПВ7=31 МПа).

2. 
   Расчёт ПО-8.
   

;

;

1236,3 кДж/кг → 281,4°С (при р_ПВ8=30,5 МПа).

3. 
   Расчёт ВПО (выносной пароохладитель).
   

;

;

1273кДж/кг → 289°С.

П роверка правильности вышеприведенных расчетов:

кДж/кг;



кДж/кг;

кДж/кг;


Проверка:



Аналогично:






Вывод: погрешность расчетов оказалась меньше допустимой (0,5%) .

4. 
   Расчёт турбопривода питательного насоса.
   

Определим расход пара на противодавленческую приводную турбину.

; где

0,98 – механический КПД привода,

0,84 – КПД насоса,

кДж/кг – действительный теплоперепад в приводной турбине (см. процесс в h,s-диаграмме).

Рис. 3. Компоновка ПВД.

5. 
   Расчёт подогревателя сетевой воды (бойлерной).
   

Рис. 4. Схема подогрева сетевой воды. Бойлерная состоит из основного и пикового бойлеров, которые питаются из 6 и 4 отборов турбины. Давление перед регулирующими клапанами пикового бойлера составляет: Определим давление и температуру в корпусе пикового бойлера: Определим давление и температуру в корпусе основного бойлера: Определим расход сетевой воды через бойлерную: или: Определим параметры дренажей бойлеров: Определим энтальпию сетевой воды прямой и обратной магистрали, а также энтальпию за основным бойлером: Определим расход пара, необходимый для обеспечения требуемой нагрузки бойлерной: Запишем уравнение теплового баланса для ОБ и ПБ: 1) 2) Решаем уравнения 1-2: 1) 2)

6. 
   Расчет ПНД и деаэратора.
   

Сначала рассчитаем ПНД с ОП, СП, ОД, т.е. ПНД-2,3,4 и деаэратор:




_{В ходе подстановки значений получим:}


В ходе решения уравнения получим:

Примечание: все значения расходов в кг/c!

Расчет ПНД-1:

;

;

кг/с.


Рис. 5. Расчетная схема ПНД и деаэратора

6. 
   Энергетическое уравнение мощности и его решение.
   

1. 
   При принятых единицах измерения рабочего тела в кг/с имеем:
   

.

d_э – удельный расход пара на энерговыработку.



0,996, 0,988 – КПД механический и генератора соответственно;

кДж/кг.

.

2. 
   Определим коэффициенты недовыработки мощности по отборам.
   

.
















D=259,08кг/с=932,7 т/ч
Сведём все расходы в таблицу.

Наименование расхода	Значение расхода
	кг/с	т/ч
Отборы на подогреватели и турбопривод
	18,25	65,73
	27,65	99,56
	41,64	149,9
	10,65	38,36
	9,528	34,3
	-19,9	-71,66
	8,998	32,39
	9,895	35,62
	106,71	384,16
Значения некоторых потоков
	2,535	9,127
	2,073	7,4
	262,45	944,8
	195,34	703,22
	190,26	684,95
	1,29	4,66
	0	0

7. 
   Проверка расчёта.
   

1. 
   В конденсатор со стороны турбины поступает количество пара, равное
   

кг/с.

2. 
   
   

·10^-3 (МВт).

·10^-3 (МВт);

·10^-3 (МВт);

·10^-3 (МВт);

·10^-3 (МВт);

·10^-3 (МВт);

·10^-3(МВт);

·10^-3 (МВт);

·10^-3 (МВт);

(МВт);

МВт.
Невязка расчёта составляет:

.

Вывод: все потоки рабочего тела в ПТС учтены правильно.

7. 
   Определение энергетических показателей.
   

1. 
   Удельный расход пара на турбину.
   

.

2. 
   Полный расход теплоты на ПТУ.
   

3. 
   Расход теплоты на выработку электроэнергии.
   

.

4. 
   Абсолютный электрический КПД.
   

5. 
   КПД турбоагрегата на выработку электроэнергии на турбоагрегате:
   

1. 
   Расход тепла на паровой котел:
   

6. 
   КПД транспорта теплоты:
   

6. 
   Расход тепла на выработку электроэнергии на станции:
   

6. 
   КПД по выработке электроэнергии:
   

С учетом собственного расхода электроэнергии в размере 3% мощности ТГ КПД электростанции нетто:

6. 
   КПД по отпуску тепловой энергии (брутто):
   

где h_т=0,99 — КПД теплообменников тепловых потребителей

6. 
   Удельный расход условного топлива по отпуску электрической энергии:
   

6. 
   Удельный расход тепла на выработку кВт^.ч энергии:
   

9. 
   Расчет и выбор вспомогательного оборудования.
   

1. 
   Выбор подогревателей схемы регенерации.
   

Регенеративные подогреватели входят в комплект турбины:

ПНД №1: ПН-400-26-ОП-I нж

ПНД №2: ПН-400-26-7-II ус

ПНД №3: ПН-400-26-7-III нж

ПНД №4: ПН-400-26-7-IV нж

ПВД №6: ПВ-960-380-66

ПВД №7: ПВ-1200-630-12

ПВД №8: ПВ-960-380-66

2. 
   Выбор бака деаэратора питательной воды.
   

Деаэрационная колонка питательной воды: ДСП-1000.

Запас питательной воды в баке деаэратора должен обеспечивать работу блочной установки в течение 3,5 минут.

Максимальный расход питательной воды:



Минимальная полезная вместительность деаэрационного бака:



Выбираем деаэрационный бак : V = 100 м³.

3. 
   Выбор оборудования конденсационной установки:
   

Конденсатор входит в оборудование, комплектующее турбину: 300-КЦС-3.

Конденсатные насосы выбираются по условию максимального расхода пара в конденсатор, по необходимому напору и по температуре конденсата. Конденсатные насосы работают без резерва (резерв осуществляется недогрузкой одного из 2-х КЭНов).

Общая подача рабочих конденсатных насосов:



Напор насосов I ступени:



-гидравлическое сопротивление трубопроводов и арматуры;

-необходимый подпор на всасывающей стороне 2-ой ступени.

Напор насосов II ступени:



k-коэффициент запаса на непредвиденные расходы;

-геометрическая высота подъема конденсата;

-сумма потерь напора в трубопроводах и регенеративных подогревателях низкого давления.

Выбираем:

- в качестве насосов I ступени:

КСВ-500-85(Q=500м³/ч, H=85 м вод.ст.

- в качестве насосов II ступени:

КСВ-500-220(Q=500м³/ч, H=220 м вод.ст. в количестве 2-х штук в каждой ступени.

4. 
   Выбор оборудования питательной установки:
   

Выбор питательных насосов.

Количество и производительность насосов должны соответствовать нормам:

- подача определяется максимальным расходом питательной воды на котел с запасом 5%;

- при установке на блок 1-го 100% ТПН должен устанавливаться резервный насос с электроприводом и гидромуфтой 30-50% подачей;

- для обеспечения безкавитационной работы предусматривается предвключенный или бустерный насос.

Выбор главного питательного насоса:





=25,5 МПа – номинальное давление котлоагрегата;

=5,5 МПа – гидравлическое сопротивление котлоагрегата;

=2,55 МПа – запас давления на открытие предохранительных клапанов;

суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта ( - сопротивление клапана питания котла);

- геодезический напор; ( H_н = 65 м вод.ст. = 0,646 т/ч при



= 1,5 МПа – на выходе из бустерного насоса;


Выбираем главный питательный насос:

СВПЗ-340-1000(Q=1040 м³/ч, H=340 м вод.ст.)

Резервный питательный электронасос ( D=D_пв/2=1045,21/2=522,6 т/ч )

СВПЭ-320-550(Q=550 м³/ч, H=320 м вод.ст.)

Выбор предвключенного питательного насоса:

= 1,5 МПа;



Бустерные насосы устанавливаются в количестве 3 штук ( 2 шт. по 50% производительности рабочие, 1 шт. резервный 50% производительности).

Выбираем бустерные насосы:

12 ПД-8 (Q=650 м³/ч, H=158 м вод.ст.).

Список литературы

1. 
   Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара. Москва, МЭИ, 1999.
   
2. 
   Тепловые и атомные электрические станции: Справочник (кн.3). Под ред. А. В. Клименко и В. М. Зорина
   
3. 
   Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М., Энергоатомиздат, 1987.
   
4. 
   Курс лекций по дисциплине «ТЭС и АЭС, часть 1-2».