курсовая работа. ЗИП-18-2рс Джумашева А. Расчёт проточной части цилиндра среднего давления теплофикационной паровой турбины т180210130 по дисциплине

• Название: Расчёт проточной части цилиндра среднего давления теплофикационной паровой турбины т180210130 по дисциплине
• Анкор: курсовая работа
• Дата: 16.05.2021
• Размер: 0.64 Mb.
• Имя файла: ЗИП-18-2рс Джумашева А.docx
• Тип: Пояснительная записка; #205553
• страница: 5 из 5

Расчёт ЦСД на переменный режим

Первый отсек:

Энтальпия пара на входе в первый отсек ЦСД: кДж/кг. [6]

Энтальпия пара после отсека: кДж/кг. [6] Располагаемый теплоперепад отсека:

кДж/кг.

Удельный объем:

Перед отсеком: м³/кг; [6]

За отсеком: м³/кг. [6]

Средний удельный объем: м³/кг.

Расход пара в отсек: кг/с.

Относительный КПД отсека:



Используемый теплоперепад: кДж/кг.

Действительная энтальпия на выходе: кДж/кг.

Второй отсек:

Энтальпия пара на входе во второй отсек ЦСД: кДж/кг. [6]

Энтальпия пара после отсека: кДж/кг. [6]

Располагаемый теплоперепад отсека:

кДж/кг.

Удельный объем:

Перед отсеком: м³/кг; [6]

За отсеком: м³/кг. [6]

Средний удельный объем: м³/кг.

Расход пара в отсек: кг/с.

Относительный КПД отсека:



Используемый теплоперепад: кДж/кг.

Действительная энтальпия на выходе: кДж/кг.

Третий отсек:

Энтальпия пара на входе в третий отсек ЦСД: кДж/кг. [6]

Энтальпия пара после отсека: кДж/кг. [6]

Располагаемый теплоперепад отсека:

кДж/кг.

Удельный объем:

Перед отсеком: м³/кг; [6]

За отсеком: м³/кг. [6]

Средний удельный объем: м³/кг.

Расход пара в отсек: кг/с.

Относительный КПД отсека:



Используемый теплоперепад: кДж/кг.

Действительная энтальпия на выходе: кДж/кг.

Четвертый отсек:

Энтальпия пара на входе в четвертый отсек ЦСД: кДж/кг. [6]

Энтальпия пара после отсека: кДж/кг. [6]

Располагаемый теплоперепад отсека:

кДж/кг.
Удельный объем:

Перед отсеком: м³/кг; [6]

За отсеком: м³/кг. [6]

Средний удельный объем: м³/кг.

Расход пара в отсек: кг/с.

Относительный КПД отсека:



Используемый теплоперепад: кДж/кг.

Действительная энтальпия на выходе: кДж/кг.
Мощность ЦСД на переменном режиме:


2.6 Определение энергетической эффективности цикла
Рассчитаем удельный расход пара на выработку одного кВт·час электроэнергии кг/кВт·час

Полный расход теплоты МДж/с



Расход теплоты на теплофикационную установку МДж/с



Расход теплоты на выработку электроэнергии МДж/с



Удельный расход теплоты на турбогенераторную установку кДж/кВт·час


.
Электрический кпд турбогенераторной установки



КПД теплофикационной установки равен



Рассчитаем удельный расход условного топлива.

Принимаем с определенной степенью точности коэффициент, учитывающий тепловые потери в трубопроводах от котла до ГПЗ
,
принимаем кпд котельного агрегата
.
Тогда удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии кг/кВт·час



Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии кг/кВт·час



КПД ТЭЦ по производству электроэнергии


.
КПД ТЭЦ по производству тепловой энергии


.
Полный КПД ТЭЦ



Полный КПД теплофикационной установки



Абсолютный электрический КПД для установки



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе был произведен расчёт проточной части цилиндра среднего давления теплофикационной паровой турбины Т-180/210-130

Целью курсовой работы является расчёт проточной части цилиндра среднего давления теплофикационной паровой турбины Т-180/210-130, определение расходов пара на турбину и её КПД при номинальной мощности.

В ходе расчёта курсовой работы был рассчитан ЦСД паровой турбины Т-180/210-130, а так же определены КПД и мощность этого цилиндра при расчётном режиме работы.

В ходе выполнения расчёта ЦСД паровой турбины Т-180/210-12,8 получили:

– расход пара на турбину G₀=173,66 кг/с;

– внутренний относительный КПД ЦВД

_оi^ЦВД= 0,86

– внутренний относительный КПД ЦСД

_оi ^ЦСД= 0,93

– внутренний относительный КПД ЦНД до 2-го отопительного отбора

_оi^ЦНД1= 0,846

– внутренний относительный КПД ЦНД до конденсатора

_оi^ЦНД2 = 0,86;

При расчете турбины на переменный режим при снижении расхода в два раза получили внутреннюю мощность Ni=40,63 МВт.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. 
   Воронин В.П., Романов А.А., Цигарели Ю.А. и др. Некоторые направления технического перевооружения теплоэлектроцентралей. - Теплоэнергетика, 2002, №12.
   
2. 
   Инструкция по нормированию технико-экономических показателей
   

основного оборудования Ново-Салаватской ТЭЦ.

3. 
   Инструкция по организации экономичной работы оборудования
   

Ново-Салаватской ТЭЦ.

4. 
   Официальный сайт Уральского турбинного завода. http://www.utz.ru.
   
5. 
   Гудков Н.Н., Ермолаев В.В., Губанов Д.Е. и др. Семейство приключенных теплофикационных турбин Т-30-1,5. - Электрические станции, 2006, №10.
   
6. 
   Хлебалин Ю.М. Техническое перевооружение ТЭЦ с противодавленческими турбинами. - Промышленная энергетика, 2006, №1.
   
7. 
   Баринберг Г.Д., Кортенко В.В. Повышение эффективности промышленно-отопительных ТЭЦ при снижении или прекращении отпуска технологического пара. - Теплоэнергетика, 2000, №2.
   
8. 
   Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М: Информэнерго, 1994.
   
9. 
   Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1986.
   
10. 
    Борисов Г.М., Дорохов Е.В. Учебное пособие по курсу ТЭС и АЭС “Расчет турбоустановки ПТ-135/165-130”. М.: МЭИ, 1988.
    
11. 
    Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. Книга 3. М.: Энергоатомиздат, 1989.
    
12. 
    Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-135/165-130/15 ТМЗ. ТХ 34-70-004-83. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
    
13. 
    Договор энегроснабжения ОАО «СНОС» и ООО «НСТЭЦ» №3006 от 01.03.2007 г.
    
14. 
    Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и
    

водяного пара. М.: Энергия, 1980.

15. 
    Леонков А.М., Яковлев Б.В. Тепловые электрические станции. Дипломное проектирование. Мн., « Вышэйш. школа», 1978.
    
16. 
    Инструкция Ново-Салаватской ТЭЦ по безопасной эксплуатации котлоагрегата ТГМ-84.
    
17. 
    Соловьев Ю.П. Вспомогательное оборудование паротурбинных электростанций. М.: Энергоиздат, 1983.
    
18. 
    Грибков А.М., Гаврилов Е.И. Выбор оптимальных размеров дымовых труб и внешних газоходов. М.: Моск. энерг. ин-т, 1986.
    
19. 
    Орлик В.Г. Влияние уплотнений на эксплуатационную надежность и экономичность турбоагрегатов в паровых турбинах. - Электрические станции, 2007, №2.
    
20. 
    Орлик В.Г. Совершенствование лабиринтовых уплотнений в процессе развития паротурбостроения. - Электрические станции, 2007, №10.
    
21. 
    Интернет. Сайт http://www.stat-emcom.ru/article/art 3.html. «Повышение эксплуатационной надежности и экономичности паровых турбин (оснащение сотовыми уплотнениями)».
    
22. 
    Салихов А.А., Юшка М.П., Ушинин С.В., Ивах А.Ф. Применение сотовых уплотнений на турбинах. - Электрические станции, 2005, №6.
    
23. 
    Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.
    
24. 
    Плетнев Г.П. Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций. М.: Энергоиздат, 1981 г.
    
25. 
    Русанов А.И., Измайлов М.О. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по курсу «Экономика энергетики». М.: Энергия, 1992.
    
26. 
    Рихтер Л.А., Волков Э.П, Покровский В.Н. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС. М.: Энергоиздат, 1981.