Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Параметры пара и воды в турбоустановке

Определение давления пара в отборах турбины

Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях:

· нижний сетевой подогреватель: ;

· верхний сетевой подогреватель: ,

принятые значения q i заносим в табл. 3.2.

Определяем из температурного графика сетевой воды (рис. А.1)

температуру воды за сетевыми подогревателями.

Результат заносим в табл. 3.2:

· нижний сетевой подогреватель: ;

· верхний сетевой подогреватель: .

Рассчитываем температуру насыщения конденсата греющего пара в сетевых подогревателях НС и ВС (результат заносим в табл. 3.2):

· нижний сетевой подогреватель:

;

· верхний сетевой подогреватель:

По таблицам насыщения для воды и водяного пара по температуре насыщения находим давление насыщенного пара в ПСГ1 и ПСГ2 и его энтальпию (результат заносим в табл. 3.2.1.):

· нижний сетевой подогреватель: ,h¢=354,6 кДж/кг;

· верхний сетевой подогреватель: , h¢=441 кДж/кг.

Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №6, №7 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам (результат заносим в табл. 3.2.1):

где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины

принимаем: , ;

;

По значению давления пара Р6 в теплофикационном отборе №6 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между нерегулируемым отбором №1 (ЧВД) и регулируемым теплофикационным отбором №6 (по уравнению Флюгеля - Стодолы), принимая для упрощения .

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

Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными ∆Р = 8 %:

Параметры пара и воды расчётной схемы приведены в таблице 3.1.

3. Расчёт тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки Т-100/110-130

Расчёт на номинальном режиме выполнен по двум методам, при принятом значении DО и NЭ и по заданной электрической мощности NЭ.

В результате расчёта определены:

- расход пара в отборах турбины;

- расход греющего пара в сетевые подогреватели, в регенеративные подогреватели высокого и низкого давления, а также в деаэратор 6 ата;

- расход конденсата в охладителях эжекторов, уплотнений, смесителях;

- электрическая мощность турбоагрегата (расчёт по принятому DО);

- расход пара на турбоустановку (расчёт по принятой NЭ);

- энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:

· тепловая нагрузка парогенераторной установки;

· коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;

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

· удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;

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

Параметры пара и воды в турбоустановке

В табл. 3.1 приведены параметры пара и воды в турбоустановке при температуре наружного воздуха tНАР= –5оС.

В табл. 3.1 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.

На рис. 3.1 изображена h-S диаграмма работы пара в турбоустановке при tНАР= –5оС, построенная по результатам расчёта, выполненного в разделе 2.1. На диаграмме обозначены характерные точки и параметры пара в этих точках.

Таблица №3.1-Параметры пара и воды в турбоустановке Т-100/110-130 при tНАР= -5оС

Точка процесса	P МПа	h кДж/кг	P’ МПа	tH оС	h’ кДж/кг	q кДж/кг	θ оС	tВ оС	hВ кДж/кг	τПi кДж/кг
0	12,75	3511		329,3	1522	–	–	–	–	–
1	3,297	3182	3,0332	235,0	1011,3	2171	5	230	966	99,8
2	2,11	3089	1,9412	210,5	904,6	2184	2	209	876	143,2
3	1,08	2946	0,9936	179	768	2178	2	177	743	104
ДПВ	0,6	2868	0,6	158,8	672,6	2165	0	159	673	45
4	0,54	2851	0,4968	154,8	644	2207	5	150	629	95
5	0,315	2762	0,2898	135	558	2204	5	130	546	108
ДКВ	0,12	2682	0,12	104	436,8	2245	-	85	355	-
6	0,1397	2625	0,1286	109,2	449,57	2175	5	104	437	80
7	0,0657	2542	0,0604	88,5	362	2182	5	83,5	351	109
К	0,0054	2542		34,2	143	2369	0	34,2	143	–

Рисунок 3.1-Процесс работы пара в турбоустановке Т-100/110-130 в h-S диаграмме при tНАР= – 5оС.

На рисунке 3.1. изображены:

а) – процесс дросселирования пара в органах его впуска в турбину;

б) – изоэнтропическое расширение пара в первом отсеке от давления до давления первого нерегулируемого отбора;

в) – реальный процесс расширения пара в первом отсеке от до с учетом внутреннего относительного КПД для него;

г) – процесс расширения пара при переходе из первого отсека во второй. Чаще всего, это переход из ЧВД в ЧСД или ЧНД (в зависимости от схемы турбоустановки);

д) - процесс изоэнтропического расширения пара во втором отсеке от до второго нерегулируемого отбора;

е) - реальный процесс расширения пара во втором отсеке от до с учетом для него;

ж) - процесс изоэнтропического расширения пара в третьем отсеке от давления до давления ;

з) - реальный процесс расширения пара в третьем отсеке от до с учетом для него;

и) - процесс изоэнтропического расширения пара в четвертом отсеке от давления до давления ;

к) - реальный процесс расширения пара в четвертом отсеке от до с учетом для него;

л) - процесс изоэнтропического расширения пара в четвертом отсеке от давления до давления ;

м) - реальный процесс расширения пара в пятом отсеке от до с учетом для него;

н) - процесс изоэнтропического расширения пара в шестом отсеке от давления до давления ;

о) - реальный процесс расширения пара в шестом отсеке от до с учетом для него;

п) - процесс изоэнтропического расширения пара в седьмом отсеке от давления до давления ;

р) - реальный процесс расширения пара в седьмом отсеке от до с учетом для него;

и) – процесс изоэнтропического расширение пара в последнем отсеке от давления до давления в конденсаторе;

к) – реальный процесс расширения пара в последнем отсеке от давления до давления в конденсаторе с учетом для него.

3.2 Алгоритм расчета тепловой схемы турбоустановки Т-100-130

Приведён алгоритм расчета тепловой схемы турбоустановки. Определяется электрическая мощность турбоагрегата по заданному расходу пара на турбину.

Расчет выполняется в следующем порядке.

1) Расход пара на турбину при расчетном режиме :

2) Утечки пара через уплотнения:

Dут=0,25D0.

, в том числе:

- протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПВД7 в количестве Dу. Рекомендуется Dу=(0,3…0,4)Dут. Принимаем Dу=0,4Dут=0,4×1,53=0,976 кг/с;

- протечки через уплотнения штоков клапанов. Рекомендуется Dпу=(0,6…0,7). В данной тепловой схеме они направляются в конденсатор К. Принимаем

DПУ=0,7×Dут=0,7×2,44=1, 71 кг/с.

3) Паровая нагрузка парогенератора:

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

DПВ=Dпг+Dпр;

- количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку:

Dпр=Рпр/100×Dпг, кг/с.

Рекомендуется процент непрерывной продувки парогенератора Рпр при восполнении потерь химически очищенной водой принимать Рпр=0,5…3%.

Dпр=3/100×104,64=3,14 кг/с,

Dпв=104,64+0,5187=105,16 кг/с.

5) Выход продувочной воды из расширителя (Р) непрерывной продувки

D¢пр = (1-β)×Dпр, кг/с,

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

ηР=0,97 – коэффициент, учитывающий потерю тепла в расширителе.

6) Выход пара из расширителя продувки:

D¢П=β×Dпр=0,423×3,14=1,33 кг/с.

7) Выход продувочной воды из расширителя:

D¢пр=(1-β)×DПР=(1-0,423)×3,14=1,81 кг/с.

8) Расход добавочной воды из цеха химической водоочистки (ВО):

;

где – коэффициент возврата конденсата.

3.2.1 Сетевая подогревательная установка

Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке приведены в таблице 3.2.1.

Таблица №3.2.1-Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
ГРЕЮЩИЙ ПАР
Давление в отборе Р, МПа	0,0657	0,1397
Давление в подогревателе Р′, МПа	0,0604	0,1286
Температура пара t,ºС	89,4	110
Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг	2254,8	2255,4
КОНДЕНСАТ ГРЕЮЩЕГО ПАРА
Температура насыщения tн,ºС	88,5	109,2
Энтальпия при насыщении h′, кДж/кг	362	449,57
СЕТЕВАЯ ВОДА
Недогрев в подогревателе qнс, qвс,ºС	5	5
Температура на входе tос, tнс, ºС	45	71
Энтальпия на входе , кДж/кг	189	340,8
Температура на выходе tнс,tвс, ºС	71	88
Энтальпия на выходе , кДж/кг	340,8	369,6
Подогрев в подогревателе нс, вс, кДж/кг	151,8	29

Определение параметров установки выполняется в следующей последовательности.

1)Расход сетевой воды для рассчитываемого режима:

2) Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя (ПСГ1):

Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель:

3) Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя (ПСГ2):

Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель:

3.2.2 Регенеративные подогреватели высокого давления

Таблица №3.2.2-Параметры пара и воды в охладителях дренажа

Теплообменник	tД, 0С	hВД, кДж/кг	q °С	u м3/кг		q кДж/с
ОД1	219,6	942,1	10	40,6		76,6
ОД2	194,8	829,3	10	43,6	79,6

Рисунок 3.2.2.1- К определению D1

Уравнение теплового баланса для ПВД-7:

Расход греющего пара на ПВД-7 составляет:

где - подогрев питательной воды в подогревателе и теплота отданная паром соответственно.

Рисунок 3.2.2.2- К определению D2

Уравнение теплового баланса ПВД-6:

Тепло, отводимое из дренажа ОД-2:

Расход греющего пара на ПВД6 составляет:

= .

Рисунок 3.2.2.3-К определению D3

Уравнение теплового баланса ПВД5:

Расход греющего пара на ПВД5 составляет:

3.2.3 Питательный насос

Определение подогрева воды в питательном насосе (внутренняя работа сжатия в насосе).

Давление перед ПН:

Давление после ПН: т.к. ПН повышает давление до величины , где Р0 – давление пара перед турбиной,

т. е. питательный насос повышает давление питательной воды на величину . Удельный объём воды в ПН определяется для давления он составляет . КПД питательного насоса . Подогрев воды в питательном насосе: