Главная страница
Навигация по странице:

  • Исходные данные Обозначение Значение

  • Внутренние относительные КПД турбины

  • Параметры свежего пара в парогенераторе

  • КПД элементов тепловой схемы

  • 4 Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13 4.1 Определение давления пара в отборах турбины

    		•

    какая-то расчетная бурда чекни. Составление и расчёт принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки пт8010013013


    Скачать 3.66 Mb.
    НазваниеСоставление и расчёт принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки пт8010013013
    Дата16.01.2023
    Размер3.66 Mb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлакакая-то расчетная бурда чекни.doc
    ТипПояснительная записка
    #889852
    страница2 из 6
    1   2   3   4   5   6


    По заданной температуре окружающей среды по температурному графику сетевой воды определяем:

    - отопительная нагрузка ТЭЦ

    ;

    - температура сетевой воды в подающей магистрали (ПМ)

    ;

    - температура воды после нижнего сетевого подогревателя (НСП)

    ;

    - температура воды после верхнего сетевого подогревателя (ВСП)

    ;

    - температура обратной сетевой воды (ОС)



    По таблицам [4], используя температуры, находим:

    - энтальпия сетевой воды в подающей магистрали

    ;

    - энтальпия воды после ВСП

    ;

    - энтальпия воды после НСП

    ;

    - энтальпия сетевой воды в обратной магистрали

    .

    Исходные данные, необходимые для расчёта тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13, сведены в таблицу 3.1.
    Таблица 3.2-Исходные данные для расчёта турбоагрегата ПТ-80\10-130\13

    Исходные данные
    Обозначение
    Значение

    Начальное давление пара, МПа
    P0
    12,75

    Начальная температура пара, оС
    t0
    555

    Расход пара на турбину, кг/с
    D0
    122,2

    Давление пара, поступающего в конденсатор, МПа
    Pk
    0,0035

    Число регенеративных отборов, шт.
    z
    7

    Давление пара в деаэраторе питательной воды, МПа
    PДПВ
    0,6

    Конечная температура регенеративного подогрева питательной воды, оС
    tпв
    249

    Температура наружного воздуха, оС
    tнар
    -5

    Процент утечки пара и конденсата, %


    1,5

    Коэффициент теплофикации
    αТ
    0,6

    Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ, кг/с
    DУШ.
    0,5499

    КПД парогенератора
    ηПГ
    0,92

    КПД подогревателей
    ηПО
    0,995

    КПД питательного насоса
    ηПН
    0,8

    Внутренние относительные КПД турбины

    часть высокого давления
    η0iЧВД
    0,8

    часть среднего давления
    η0iЧСД
    0,84

    часть низкого давления
    η0iЧНД
    0,85

    Параметры свежего пара в парогенераторе

    давление, МПа
    PПГ
    13,8

    температура, оС
    tПГ
    570

    энтальпия, кДж/кг
    hПГ
    3487

    КПД элементов тепловой схемы

    КПД расширителя непрерывной продувки
    ηР
    0,98

    КПД нижнего сетевого подогревателя (СП1)
    ηСП1
    0,995

    КПД верхнего сетевого подогревателя (СП2)
    ηСП2
    0,995

    КПД деаэратора питательной воды
    ηДПВ
    0,995

    КПД охладителя продувки
    ηОП
    0,995

    КПД смесителей
    ηСМ
    0,995

    КПД подогревателя уплотнений
    ηПУ
    0,995

    КПД эжектора уплотнений
    ηЭУ
    0,995

    КПД генератора – механический
    ηМ
    0,99

    КПД генератора – электрический
    ηг
    0,98


    4 Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13
    4.1 Определение давления пара в отборах турбины
    1. Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях:

      • нижний сетевой подогреватель: ;

      • верхний сетевой подогреватель: ,

    2. Определяем из температурного графика сетевой воды температуру воды за сетевыми подогревателями.

    • нижний сетевой подогреватель: ;

    • верхний сетевой подогреватель: .

    3. Рассчитываем температуру насыщения конденсата греющего пара в сетевых подогревателях НСП и НСВ:

    • нижний сетевой подогреватель:

    .

    • верхний сетевой подогреватель:



    4. По таблицам насыщения для воды и водяного пара [4] по температуре насыщения находим давление насыщенного пара в НСП и ВСП и его энтальпию:

    • нижний сетевой подогреватель:

    ;

    • верхний сетевой подогреватель:

    .

    5. Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №5, №6 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам :

    ,

    где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины принимаем :

    ,.

    Давление пар после диафрагмы между отборами №6 и №7.

    ,

    где - потери на диафрагме.

    6. По значению давления пара (Р5) в теплофикационном отборе №5 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между нерегулируемым отбором №1 (ЧВД) и регулируемым теплофикационным отбором №5 (по уравнению Флюгеля - Стодолы), принимая для упрощения .

    , (4,1)

    где : D0 , D, Р50, Р5 – расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.

    ,



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

    , (4,2)

    .

    ,



    ,



    ,





    8. Определяем энтальпии пара hi в отборах турбины по давлениям пара в этих отборах Pi и значениям энтальпии пара при его адиабатическом расширении в турбине hi a. Значения hi a определяют по схеме процесса работы пара в турбине в h,S –диаграмме .

    по и

    ,

    где - из таблицы 3.2.

    ;

    по и

    ,

    где - из таблицы 3.2.

    ,

    по и ,

    ,

    где - из таблицы 3.2.

    ;

    по и ,

    ,

    где = 0,84 - из таблицы 3.2.

    ;

    по и

    ,

    где = 0,84 - из таблицы 3.2.

    ,

    по и ,

    ,

    где = 0,85 - из таблицы 3.2.

    ;

    по и ,

    ,

    где = 0,85 - из таблицы 3.2.

    ;

    по и ,

    где =0,0035 - из таблицы 3.2.

    ,

    где принимаем ;

    .



    Рисунок 4.1 - Схема работы пара в турбине ПТ-80\100-130\13 при температуре наружного воздуха -5 С в h-s диаграмме
    9. По построенной h-S диаграмме (рис.4.1) определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии:

    ; ; ; ; .

    Давление в конденсаторе определяется из температуры наружного воздуха.
    Таблица 4.1 - Параметры пара и воды в турбоустановке ПТ-80\100-130\13 при

    Точка процесса
    p,

    Мпа
    t,

    0С
    h,

    кДж/кг
    p',

    Мпа
    t'H,

    0С
    hBH,

    кДж/кг
    ΘП,

    0C
    pB, МПа
    tП,

    0С
    hBП, кДж/кг
    ƮП ,

    кДж/кг
    qП,

    кДж/кг

    0
    12,75
    555
    3487
    -
    -
    -
    -
    -
    -
    -
    -
    -

    0'
    12,01
    552
    3486,7
    -
    -
    -
    -
    -
    -
    -
    -
    -

    1
    5,099
    429,33
    3266,22
    4,69108
    259,99
    1134,804
    2
    16,5
    257,99
    1124,151
    104,54
    2131,416

    2
    3,49
    380,43
    3177,564
    3,21264
    237,69
    1026,5
    2
    17
    235,69
    1019,611
    75,68
    2151,064

    3
    2,594
    344,31
    3111,833
    2,38648
    221,02
    948,36
    2
    17,5
    219,02
    943,931
    253,6935
    2163,473

    ДПВ
    2,594
    344,31
    3111,833
    0,588
    158,04
    667,06
    0
    0,588
    158,04
    667
    92,871
    2444,773

    4
    0,4070
    156,67
    2767,74
    0,3744
    141,24
    594,53
    5
    1,92
    136,24
    574,129
    230,436
    2173,21

    5
    0,0754
    91,9
    2527,298
    0,0618
    86,7
    363,0259
    5
    2,08
    81,7
    343,693
    34,239
    2164,272

    6
    0,0513
    82
    2477,235
    0,0446
    78,5
    328,65
    5
    2,22
    73,5
    309,454
    129,396
    2148,585

    ДКВ
    0,0513
    82
    2477,235
    0,0446
    78,5
    328,65
    0
    -
    78,5
    328,65
    -
    2148,585

    7
    0,0118
    49,2
    2342,46
    0,0109
    47,5
    198,89
    5
    2,36
    42,5
    180,058
    40,058
    2143,57

    К
    0,0035
    26,7
    2322,6
    -
    26,7
    111,95
    0
    -
    26,7
    111,95
    -
    2210,65


    В таблице 4.1 приведены параметры пара и воды в турбоустановке при температуре наружного воздуха tНАР= -5оС.

    В таблице 4.1 величина используемого теплоперепада пара определяется как разность энтальпий греющего пара из соответствующего отбора турбины и конденсата этого пара. Подогрев питательной воды в ступени регенеративного подогрева определяется как разность энтальпий питательной воды на выходе из соответствующего подогревателя и на входе в него.
    Расчет выполняется в следующем порядке.

    1. Расход пара на турбину задан D0 ном = 122,2 кг/с (440т/ч).

    2.Утечки пара через уплотнения

    Dут=(0,015…0,02)D0. (4,3)

    Принимаем Dут=0,015D0 , тогда

    ,

    • протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПВД7 в количестве Dу1. Принимаем Dу1= 0,1 кг/с;

    • протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПНД4 в количестве Dу4. Принимаем Dу4= 0,3 кг/с;

    • протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПУ в количестве Dпу. Принимаем D пу= 0,75кг/с;

    • протечки через уплотнения штоков клапановDш. В данной тепловой схеме они направляются в деаэратор. Принимаем

    Dш=0,003 , (4,4)

    Dш=0,003122,2 = 0,3666 кг/с.
    3. Паровая нагрузка парогенератора с учётом 1,5 % утечек из трубопроводов

    , (4,5)

    .

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

    ; (4,6)

    - количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку

    . (4,7)

    Принимаем Рпр=0,3 %, тогда

    ;



    5. Выход продувочной воды из расширителя (Р) непрерывной продувки 1ступени [3.стр.212]

    , (4,8)

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

    ,

    где , - энтальпия воды при давлении насыщения в котле = 14,8 МПа,

    , -энтальпия пара и воды при давлении насыщения в деаэраторе 0,6МПа,

    ηР=0,98 – коэффициент, учитывающий потерю тепла в расширителе;



    6. Выход пара из расширителя продувки 1 ступени

    ,

    7. Выход пара из расширителя продувки 2 ступени

    ,

    8. Выход продувочной воды из расширителя (Р) непрерывной продувки 2 ступени

    ,

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

    , (4,9)

    где – коэффициент возврата конденсата с производства,

    .

    10.Утечки при собственном потреблении принимаем .
    1   2   3   4   5   6

    написать администратору сайта