Пояснительная записка к курсовой работе
Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности
Интенсивное развитие теплоэнергетики, освоение новых типов схем и оборудования для получения и использования электрической и тепловой энергии, внедрение в практику новых методов расчетов и конструирования, обновление нормативных материалов – все это требует углубленных знаний у современных специалистов.
Поэтому целью курсовой работы является расширение, углубление и закрепления знаний по дисциплине и приобретение навыки их практического использования.
Данная курсовая работа по энергетическим установкам ставит следующие задачи:
· исследовать влияние изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности;
· научиться разбираться в тепловых схемах современных ТЭС и АЭС;
· изучить назначение, принцип действия и связи основного и вспомогательного оборудования паротурбинных энергоблоков;
· научиться составлять и решать уравнения материальных и тепловых балансов элементов тепловых схем;
· научиться определять показатели тепловой экономичности ТЭС и АЭС;
· приобрести навыки выбора основного и вспомогательного оборудования
1. Описание тепловой схемы
Электрическая мощность энергоблока по заданию составляет 140 МВт. Прототипом при разработке тепловой схемы является установка ПТ-140–130 (Уральский ТМЗ).
Принципиальная тепловая схема энергетического блока представлена на рисунке 1.
Теплофикационная паровая турбина ПТ-140–130 одновальная, двухцилиндровая. Оба теплофикационных отбора выполнены в средней части ЦНД и разделены промежуточным отсеком. Парораспределение ЦВД и ЦНД сопловое. Регулирование давления отопительных отборов независимое и осуществляется с помощью поворотных диафрагм. Производственный отбор пара осуществляется из выходного патрубка ЦВД.
Регенеративная система турбоустановки включает подогреватели, утилизирующие теплоту пара из уплотнений и эжекторов, четыре ПНД, деаэратор и три ПВД. Подогреватели низкого давления питаются греющим паром из ЦНД турбины, а ПВД и деаэратор – из ЦВД.
Каждый из роторов валопровода лежит в двух опорных подшипниках. Задний подшипник ЦВД – комбинированный: диски первых шести ступеней откованы за одно с валом, остальные диски – насадные. Для уменьшения осевого усилия на валу в области переднего концевого уплотнения ЦНД выполнен ступенчатый разгрузочный диск больших размеров.
Корпус ЦНД имеет два технологических разъема. Передняя и средняя части – литые, задняя – сварная. Все диафрагмы установлены в обоймах, пространство между которыми использовано для размещения патрубков отборов.
С учетом работы в области значительной влажности из-за отсутствия промежуточного перегрева пара лопатки последней ступени выполнены умеренной длины, что обеспечивает её надёжность против эрозийного износа.
Система регулирования турбины выполнена электрогидравлической. Рассматриваемая турбина имеет четыре регулируемых параметра (давление в трех отборах и электрическая мощность).
Система регулирования обеспечивает все режимы, важные для турбины с отборами пара. В частности, турбина может работать как турбина с двумя отборами, если диафрагма верхнего отопительного отбора открыта полностью, а соответствующий регулятор давления отключен. Полное закрытие диафрагмы ЧНД позволяет осуществить режим работы с противодавлением: при этом тепло пара, пропускаемого через ЧНД для вентиляции, используется для подогрева сетевой воды.
Электрическая часть системы регулирования обеспечивает хорошее качество регулирования мощности и давления в отборах и ускоряет срабатывание системы защиты в аварийных ситуациях.
Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема энергоблока ПТ-145–130
2. Расчет принципиальной тепловой схемы блока в базовом режиме
2.1 Определение давлений пара в отборах турбины
2.1.1 Подогрев питательной воды в тракте высокого давления (рис. 2.1)
где
- температура насыщения при давлении в деаэраторе Рд
=0,7 МПа;
- температура питательной воды,
;
(по заданию);
.
Значение подогрева в каждом подогревателе:
, где
– число ПВД в схеме.
.
Подогрев основного конденсата в тракте низкого давления (рис. 2.2).
где
- температура основного конденсата на входе в деаэратор;
- температура основного конденсата на входе в группу ПВД.
,
здесь
– недогрев воды до состояния насыщения в деаэраторе, принимаю
.
,
где
- температура насыщения при давлении в конденсаторе Рк
=0,003 МПа;
- подогрев основного конденсата в охладителе эжекторов (ОЭ)
, принимаю
- подогрев основного конденсата в охладителе уплотнений (ОУ)
, принимаю
Значение подогрева в каждом подогревателе:
, где Z
– число ПНД в схеме.
.
Температура питательной воды t
пв
j
за каждым подогревателем
– температура питательной воды за ПВД1;
- температура пит. воды за ПВД2.
Температура насыщения в подогревателях высокого давления
где
– недогрев воды до состояния насыщения для ПВД
, принимаю
.
Давление в подогревателях высокого давления
Давление пара в отборах турбины на ПВД
С учетом потерь давление пара в отборе
Температура основного конденсата (ок) t
ок
j
за каждым подогревателем
– температура ок за ПНД5;
- температура ок за ПНД6;
- температура ок за ПНД7.
Температура насыщения в подогревателях низкого давления
где
– недогрев воды до состояния насыщения для ПВД
, принимаю
.
Давление в подогревателях высокого давления
Давление пара в отборах турбины на ПНД
С учетом потерь давление пара в отборе
Температура сетевой воды за сетевыми подогревателями
, где
– недогрев воды до состояния насыщения в сетевых подогревателях, принимаю
.
Значения давления пара в отопительных отборах турбины
2.2 Процесс расширения пара в теплофикационной турбине с промышленным отбором
Таблица 2.1 – Значения КПД hoi
цилиндров турбины типа ПТ-140–130
Относительный внутренний КПД hoi
цилиндров |
ЦВД |
ЦНД |
0,817 |
0,700 |
Определяем значение энтальпии пара в точке 0:
Определяем давление пара в точке 0¢ за стопорным и регулирующим клапанами турбины по h-S диаграмме на пересечении энтальпии h0
и давления Р0
¢ меньше Р0
на величину потерь от дросселирования в стопорном (СК) и регулирующих (РК) клапанах (3¸5% от Р0
):
Р0
¢=(0,97¸0,95) ×Р0
=0,95 ×13=12,35 МПа.
Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦВД:
(по Р0
и h0
).
(по Р1
и S0
).
(по Р2
и S0
).
(по Р3
и S0
).
Определяем энтальпии пара в отборах ЦВД:
Определяем значение давления пара в точке 3¢ с учетом потерь в производственном отборе 10¸15%:
Р3
¢=(0,90¸0,85) ×Р3
=0,9 ×1,5208=1,36872 МПа.
Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:
где
.
(по Р4
и Skt
).
(по Р5
и Skt
).
Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:
Определяем давление пара в точке 5¢ с учетом потерь в отопительном отборе 30¸40%:
Р5
¢=(0,60¸0,70) ×Р5
=0,7 ×0,226=0,1582 МПа.
Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:
где
.
(по Р6
и Skt
).
(по Р7
и Skt
).
(по Рк
и Skt
).
Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:
Определение действительного теплоперепада турбины
Теоретический теплоперепад ЦВД
Действительный теплоперепад ЦВД
Теоретический теплоперепад ЦНД
Действительный теплоперепад ЦНД
Действительный теплоперепад турбины
Значения давлений пара в отборах турбины определены в п. 2.1.
Значения энтальпий пара в отборах турбины определены в процессе построения процесса расширения пара в турбине в hs-диаграмме в п. 2.2.
Значения давлений пара в подогревателях определены в п. 2.1.
Значения температуры дренажа греющего пара определены в п. 2.1. как значения температуры насыщения в подогревателях.
Значения энтальпий дренажа греющего пара определяются по программе Н2О
, где
–
температура насыщения.
Значения температуры питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определены в п. 2.1.
Давление питательной воды
МПа;
Давление основного конденсата
МПа,
принимаю
МПа.
Давление сетевой воды
МПа, принимаю
МПа.
Значения энтальпий питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определяются по программе Н2
О
.
Удельная работа отборов
Коэффициент недовыработки мощности паром
.
Таблица 2.2. – Параметры пара, воды и конденсата
Точка процесса в турбине |
Элемен-
ты тепловой
схемы
|
Пар в турбине
(отборе)
|
Пар в
подог-ревателе
|
Дренаж
греющего
пара
|
Питательная, сетевая вода, основной конденсат
|
Удельная работа отбора |
Коэф.
недовы-работки
|
Ротб
|
hотб
|
Рп
|
tн
|
h' |
tпв
|
Рпв
|
hпв,ок,св
|
hj
|
yj
|
МПа |
кДж/кг |
МПа |
°С |
кДж/кг |
°С |
МПа |
кДж/кг |
кДж/кг |
- |
0 |
- |
13 |
3471,39 |
0' |
- |
12,35 |
3471,39 |
1 |
П1 |
4,1747 |
3195,83 |
3,9759 |
250 |
1085,69 |
245 |
19,5 |
1063,18 |
275,56 |
0,7564 |
2 |
П2 |
2,5937 |
3094,32 |
2,4702 |
223,32 |
959,03 |
218,32 |
19,5 |
941,5 |
377,07 |
0,667 |
3 |
П3 |
1,5208 |
2992,718 |
1,4484 |
196,64 |
837,28 |
191,64 |
19,5 |
823,51 |
478,672 |
0,577 |
3 |
Д |
1,5208 |
2992,718 |
1,4484 |
164,95 |
697,13 |
164,95 |
0,7 |
697,13 |
478,672 |
0,577 |
4 |
П4 |
0,541 |
2849,996 |
0,515 |
152,95 |
645,00 |
149,95 |
1,1 |
632,42 |
621,394 |
0,451 |
5 |
П5 |
0,226 |
2738,668 |
0,215 |
122,483 |
514,34 |
119,483 |
1,1 |
502,22 |
732,722 |
0,352 |
6 |
П6 |
0,0795 |
2655,733 |
0,0757 |
92,015 |
385,45 |
89,015 |
1,1 |
373,63 |
815,657 |
0,279 |
7 |
П7 |
0,0225 |
2521,123 |
0,0214 |
61,5478 |
257,63 |
58,5478 |
1,1 |
245,99 |
950,267 |
0,1598 |
к' |
К |
0,0032 |
2340,327 |
0,003 |
24,08 |
100,99 |
24,08 |
0,003 |
100,99 |
1131,063 |
0 |
5 |
ПСВ1 |
0,226 |
2738,668 |
0,215 |
122,483 |
514,34 |
112,483 |
1,5 |
472,85 |
732,722 |
0,352 |
6 |
ПСВ2 |
0,0795 |
2655,733 |
0,0757 |
92,015 |
385,45 |
82,015 |
1,5 |
344,55 |
815,657 |
0,279 |
Рисунок 2.4 – Расчетная схема отпуска теплоты с ПВК
Разобьем Qот
по ступеням подогрева сетевой воды QСП
и QПВК
учитывая, что тепловая нагрузка любого подогревателя при постоянной теплоемкости воды Ср
пропорциональна нагреву воды в нем. Тогда:
,
где t
пс
,
t
ос
– температуры прямой на входе в теплосеть и обратной на выходе сетевой воды, которые определяются из температурного графика теплосети; t
ПСВ1
, t
ПСВ2
– температура сетевой воды за ПСВ1 и ПСВ2 соответственно;
G
св
– расход сетевой воды в кг/с;
Ср
– средняя изобарная теплоемкость воды.
t
пс
=150°С;
t
ос
=70°С;
t
ПСВ1
=112,48°С;
t
ПСВ1
=82,015°С;
Ср
=4.22¸4.24 кДж/(кг×°С); принимаю: Ср
=4,22 кДж/(кг×°С);
Q
от
=100 МВт – тепловая нагрузка.
Расход сетевой воды
Тепловая нагрузка
ПСВ1:
кВт;
ПСВ2:
кВт;
ПВК:
кВт.
Расход греющего пара из отборов на ПСВ1 и ПСВ2 определяются из уравнений тепловых балансов:
Где G
ПСВ1
, G
ПСВ2
– расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
– энтальпии греющего пара из отборов соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
– энтальпии дренажа греющего пара соответственно из ПСВ1 и ПСВ2;
h
п
=0,98 – КПД сетевых подогревателей.
,
где N
э
=140 МВт – заданная электрическая мощность;
Hi
– действительный теплоперепад турбины, кДж/кг;
h
м
, h
г
– КПД механический и генератора (принимаю h
м
=0,98, h
г
=0,98);
k
р
– коэффициент регенерации, он зависит от многих факторов и находится в пределах от 1,15 до 1,4 (принимаю k
р
=1,21);
G
ПСВ1
,G
ПСВ2
– расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
G
П
– расход пара из производственного отбора;
Yj
– коэффициенты недовыработки мощности отборов.
В рассматриваемой схеме, вспомогательными элементами являются охладители эжекторов и уплотнений.
Охладители эжекторов (ОЭ) и уплотнений (ОУ)
Служат для конденсации пара из эжекторов и уплотнений турбины, при этом проходящий через них основной конденсат
подогревается.
В расчете нужно учесть подогрев основного конденсата. С учетом этого подогрева температура основного конденсата после ОЭ и ОУ запишется следующим образом
где
– температура насыщения в конденсаторе (по табл. 2.2);
– подогрев основного конденсата в ОЭ, принимаю
;
– подогрев основного конденсата в ОУ, примем
;
Энтальпия основного конденсата при этой температуре равна
Температура добавочной воды
, энтальпия добавочной воды
Материальные балансы по пару
Относительный расход пара на турбину
,
где
т. к. РОУ в схеме отсутствует.
Относительный расход пара из парогенератора
где
– относительный расход утечек, принимается 0,005÷0,012, принимаю
;
– относительный расход пара из уплотнений турбины, принимается
0,002¸0,003, принимаю
.
Материальные балансы по воде
Относительный расход питательной воды
,
где
– относительный расход из парогенератора;
– относительный расход продувочной воды, принимаю
, т. к. котел прямоточный.
Материальный баланс добавочной воды
,
где
– внешние потери. Здесь
– расход пара из производственного отбора,
- возврат конденсата (принят 70%);
- внутренние потери;
.
ПВД 1
Рисунок 2.5. – Расчетная схема ПВД 1
Уравнение теплового баланса для ПВД 1:
,
где
- относительный расход пара на ПВД 1;
- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД1;
- энтальпия дренажа греющего пара;
– относительный расход питательной воды;
- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД1;
- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД2;
– КПД поверхностного подогревателя.
.
ПВД 2
Рисунок 2.6. – Расчетная схема ПВД 2
Уравнение теплового баланса для ПВД 2:
,
где
- относительный расход пара на ПВД 2;
- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД 2;
- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 1;
- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 2;
– относительный расход питательной воды;
– относительный расход дренажа из ПВД 1;
- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 2;
- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 3;
– КПД поверхностного подогревателя.
ПВД 3
Рисунок 2.7. – Расчетная схема ПВД 3
Уравнение теплового баланса для ПВД 3:
,
где
- относительный расход пара на ПВД 3;
- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД 3;
- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 2;
- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;
– относительный расход питательной воды;
– относительный расход дренажа из ПВД 2;
- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 3;
. Здесь
– энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении в деаэраторе Рд
,
– подогрев воды в питательном насосе, здесь
– удельный объем воды при давлении Рд
.
2.9 Расчет деаэратора
Рисунок 2.8 – Расчетная схема деаэратора
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов
Где
– относительный расход питательной воды;
- относительный расход пара из уплотнений турбины, принимается
0,02¸0,04, принимаю
;
– относительный расход дренажа из ПВД 3;
- относительный расход пара на деаэратор;
- относительный расход добавочной воды;
- относительный возврат конденсата;
- относительный расход основного конденсата в деаэратор;
- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Р
д
;
– энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Р
д
;
- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;
- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;
(см. п. 2.6.1).
. Здесь
– температура возвращаемого конденсата, принимаю
;
– энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;
– КПД смешивающего подогревателя, принимаю
.
Решая систему:
с помощью программы MathCad получаем:
;
Рисунок 2.9 – Расчетная схема группы ПНД
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой
Где
- энтальпия пара из отбора на ПНД 4;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;
- энтальпия дренажа из ПНД 4;
- энтальпия дренажа из ПНД 5;
- энтальпия дренажа из ПНД 6;
- энтальпия дренажа из ПНД 7;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;
- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;
- относительный расход основного конденсата в деаэратор;
- относительный расход пара на ПСВ1;
- относительный расход пара на ПСВ2.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
;
;
;
;
;
;
Относительные расходы пара из отборов:
α
1
=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;
α
2
=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;
α
3
=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;
α
3д
=0,0575 – относительный расход пара в деаэратор;
– относительный расход пара из производственного отбора;
α
4
=0,0405 – относительный расход пара в ПНД 4;
α
5
=0,02819 – относительный расход пара в ПНД 5;
α
ПСВ1
=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;
α
6
=0,02647 – относительный расход пара в ПНД 6;
α
ПСВ2
=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;
α
7
=0,026699 – относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
.
Относительная ошибка
. Расчет произведен верно.
где Nэ
– заданная электрическая мощность;
Hi
– действительный теплоперепад турбины;
- механический КПД, принят
;
- КПД электрогенератора, принят
;
Относительная ошибка
. Расчет произведен верно.
2.13 Проверка мощности
, МВт,
где G
0
– расход пара на турбину;
Hi
– действительный теплоперепад турбины;
– расход пара в конденсатор;
- механический КПД, принят
;
- КПД электрогенератора, принят
;
Относительная ошибка
. Расчет произведен верно.
3. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в базовом режиме
3.1 Тепловая нагрузка ПГУ
кВт
.
3.2 Полная тепловая нагрузка ТУ
3.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление
кВт
.
3.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
3.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
кВт
.
3.6 КПД ТУ по производству электроэнергии
.
3.7
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
.
3.8
КПД блока по отпуску электроэнергии
,
где
- КПД ПГУ, принимаю
- для ТЭС на твердом топливе;
- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн
=0,040¸0,090, принимаю kсн
=0,05.
3.9
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии
3.10
КПД блока по отпуску теплоты
.
3.11
Удельный расход условного топлива на выработку теплоты
4. Расчет регенеративной системы второго режима
Во втором расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подается в конденсатор. В этом случае расчет схемы целесообразно начать с расчета деаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. для первого и второго режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока при работе во втором режиме приведена на рисунке 4.2.
4.1 Расчет деаэратора
Рисунок 4.1. – Расчетная схема деаэратора
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов
Где
– относительный расход питательной воды;
- относительный расход пара из уплотнений турбины, принят
;
– относительный расход дренажа из ПВД 3;
- относительный расход пара на деаэратор;
- относительный возврат конденсата;
- относительный расход основного конденсата в деаэратор;
- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Р
д
;
– энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Р
д
;
- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;
- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;
. Здесь
– температура возвращаемого конденсата, принимаю
;
– энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;
– КПД смешивающего подогревателя, принимаю
.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
;
Рисунок 4.2 – Принципиальная тепловая схема энергоблока при работе во втором расчетном режиме
4.2 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы
Рисунок 4.3 – Расчетная схема группы ПНД
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой
Где
- энтальпия пара из отбора на ПНД 4;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;
- энтальпия дренажа из ПНД 4;
- энтальпия дренажа из ПНД 5;
- энтальпия дренажа из ПНД 6;
- энтальпия дренажа из ПНД 7;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;
- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;
- относительный расход основного конденсата в деаэратор;
- относительный расход пара на ПСВ1;
- относительный расход пара на ПСВ2.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
;
;
;
;
;
Относительные расходы пара из отборов:
α
1
=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;
α
2
=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;
α
3
=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;
α
3д
=0,0475678 – относительный расход пара в деаэратор;
–
относительный расход пара из производственного отбора;
α
4
=0,0438289 – относительный расход пара в ПНД 4;
α
5
=0,0309285 – относительный расход пара в ПНД 5;
α
ПСВ1
=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;
α
6
=0,0291914 – относительный расход пара в ПНД 6;
α
ПСВ2
=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;
α
7
=0,02943836 – относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
.
Относительная ошибка
. Расчет произведен верно.
где Nэ
– заданная электрическая мощность;
Hi
– действительный теплоперепад турбины;
- механический КПД, принят
;
- КПД электрогенератора, принят
;
Относительная ошибка
. Расчет произведен верно.
, МВт,
где G
0
– расход пара на турбину;
Hi
– действительный теплоперепад турбины;
– расход пара в конденсатор;
- механический КПД, принят
;
- КПД электрогенератора, принят
;
Относительная ошибка
. Расчет произведен верно.
5.1 Тепловая нагрузка ПГУ
кВт
.
5.2 Полная тепловая нагрузка ТУ
5.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление
кВт
.
5.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
5.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
кВт
.
5.6 КПД ТУ по производству электроэнергии
.
5.7
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
.
5.8
КПД блока по отпуску электроэнергии
,
где
- КПД ПГУ, принимаю
- для ТЭС на твердом топливе;
- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн
=0,040¸0,090, принимаю kсн
=0,05.
5.9
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии
5.10
КПД блока по отпуску теплоты
.
5.11
Удельный расход условного топлива на выработку теплоты
6. Расчет регенеративной системы третьего режима
В третьем расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подается в конденсатор, возврат конденсата равен 0%. В этом случае необходимо уточнить материальный баланс добавочной воды и начать расчет схемы с расчета деаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. (за исключением п. 2.7.3) для первого и третьего режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока при работе в третьем расчетном режиме соответствует схеме при работе во втором расчетном режиме и приведена на рисунке 4.2.
,
где
– внешние потери. Здесь
– расход пара из производственного отбора,
- возврат конденсата (принят 0%);
- внутренние потери;
.
6.2
Расчет деаэратора
Рисунок 6.1. – Расчетная схема деаэратора
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов
Где
– относительный расход питательной воды;
- относительный расход пара из уплотнений турбины, принят
;
– относительный расход дренажа из ПВД 3;
- относительный расход пара на деаэратор;
- относительный расход основного конденсата в деаэратор;
- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Р
д
;
– энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Р
д
;
- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;
- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;
– энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;
– КПД смешивающего подогревателя, принимаю
.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
;
6.3 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы
Рисунок 6.2 – Расчетная схема группы ПНД
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой
Где
- энтальпия пара из отбора на ПНД 4;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;
- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;
- энтальпия дренажа из ПНД 4;
- энтальпия дренажа из ПНД 5;
- энтальпия дренажа из ПНД 6;
- энтальпия дренажа из ПНД 7;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;
- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;
- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;
- относительный расход основного конденсата в деаэратор;
- относительный расход пара на ПСВ1;
- относительный расход пара на ПСВ2.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
;
;
;
;
;
Относительные расходы пара из отборов:
α
1
=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;
α
2
=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;
α
3
=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;
α
3д
=0,035427 – относительный расход пара в деаэратор;
– относительный расход пара из производственного отбора;
α
4
=0,04959 – относительный расход пара в ПНД 4;
α
5
=0,035647 – относительный расход пара в ПНД 5;
α
ПСВ1
=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;
α
6
=0,033866 – относительный расход пара в ПНД 6;
α
ПСВ2
=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;
α
7
=0,034153 – относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
.
Относительная ошибка
. Расчет произведен верно.
,
где Nэ
– заданная электрическая мощность;
Hi
– действительный теплоперепад турбины;
- механический КПД, принят
;
- КПД электрогенератора, принят
;
Относительная ошибка
.
Расчет произведен верно.
, МВт,
где G
0
– расход пара на турбину;
Hi
– действительный теплоперепад турбины;
– расход пара в конденсатор;
- механический КПД, принят
;
- КПД электрогенератора, принят
;
Относительная ошибка
.
Расчет произведен верно.
7. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в третьем расчетном режиме
7.1 Тепловая нагрузка ПГУ
кВт
.
7.2 Полная тепловая нагрузка ТУ
7.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление
кВт
.
7.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
7.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
кВт
.
7.6 КПД ТУ по производству электроэнергии
.
7.7 КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
.
7.8
КПД блока по отпуску электроэнергии
,
где
- КПД ПГУ, принимаю
- для ТЭС на твердом топливе;
- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн
=0,040¸0,090, принимаю kсн
=0,05.
7.9
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии
7.10
КПД блока по отпуску теплоты
.
7.11
Удельный расход условного топлива на выработку теплоты
Сведем данные, полученные ранее в таблицу.
Таблица 8.1 – Показатели тепловой экономичности энергоблока при работе в трех режимах
Наименование показателя |
Базовый режим |
Второй режим |
Третий режим |
Расход пара на турбину, G
0
,
|
182,117 |
181,605 |
181,428 |
Расчетная электрическая мощность, N'
э
, МВт |
139.997 |
140,01428 |
140,01339 |
Тепловая нагрузка ПГУ, Q
пг,
кВт |
444277,468 |
443028,436 |
442596,64 |
Полная тепловая нагрузка ТУ,
Q
ту
, кВт
|
439459,73 |
438224,238 |
423426,634 |
Тепловая нагрузка ТУ на отопление, Q
т
, кВт |
54183,67 |
54183,67 |
54183,67 |
Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, Q
п
, кВт |
61105,38 |
61105,38 |
63710,874 |
Тепловая нагрузка ТУ по производству э/э,
, кВт |
324170,68 |
322935,188 |
305532,09 |
КПД ТУ по производству э/э,
|
0,43187 |
0,4335 |
0,458217 |
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с турбиной,
|
0,989 |
0,989 |
0,957 |
КПД блока по отпуску э/э,
|
0,353 |
0,3543 |
0,37455 |
Удельный расход условного топлива по отпуску э/э,
,
|
348,44 |
347,118 |
328,394 |
КПД блока по отпуску теплоты,
|
0,84322 |
0,84322 |
0,816 |
Удельный расход условного топлива по отпуску теплоты,
,
|
40,44 |
40,44 |
41,792 |
Для наглядного обоснования выбора более экономичного варианта вычислим полный КПД энергоблока для каждого режима.
Полный КПД энергоблока
где
– электрическая мощность, кВт,
– тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, кВт (см. таб. 8.1),
– тепловая нагрузка ТУ теплофикационных отборов ТУ, кВт (см. таб. 8.1),
– полный расход условного топлива, кг/с, здесь
– расход условного топлива по отпуску теплоты,
- расход условного топлива по отпуску электроэнергии,
- расход условного топлива на ПВК, где
– тепловая нагрузка на ПВК (см. п. 2.4.3).
- низшая теплота сгорания условного топлива.
1 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
2 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
3 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
Вывод: КПД энергоблока при работе в третьем расчетном режиме превышает КПД энергоблока при работе в базовом и втором расчетном режимах. При работе энергоблока в базовом режиме добавочная вода подавалась в схему в деаэратор. При этом температура воды в деаэраторе
, энтальпия воды в деаэраторе
, а температура и энтальпия добавочной воды
соотвтественно. То есть добавочная вода «охлаждает» воду в деаэраторе, кроме того, для подогрева её в деаэраторе требуется дополнительный расход пара из отбора турбины. Во втором и третьем расчетном режимах добавочная вода подается в конденсатор, при этом температура основного конденсата в этом теплообменнике составляет
, энтальпия основного конденсата
При подаче добавочной воды в конденсатор её подогрев осуществляется за счет низкопотенциального тепла и не требует затрат тепла пара из отборов турбины с высоким давлением.
Однако самый большой КПД получен при расчете третьего режима, который отличается от второго тем, что в этом режиме возврат конденсата принят 0%, что в первую очередь повлияло на величину
. В силу отрицательной зависимости значения полной тепловой нагрузки ТУ от значения
первое значительно уменьшилось относительно первых двух расчетных режимов. Кроме того, тепловая нагрузка на паровых потребителей
в третьем расчетном режиме оказалась выше, чем в первых двух режимах. Таким образом, значение тепловой нагрузки турбоустановки по производству электроэнергии в третьем режиме получилось значительно меньше относительно первых двух, что при незначительных изменениях расчетной электрической мощности повлияло на значение КПД.
9.1 Выбор насосов
9.1.1 Сетевой насос
Максимальная подача
где Gсв
=
296,21 кг/с – расход сетевой воды;
υпс
=f
(Рсв
; tпс
)=0,0010898 м3
/кг – удельный объем прямой сетевой воды;
υос
=f
(Рсв
; tпс
)=0,0010221 м3
/кг – удельный объем обратной сетевой воды;
где Рсв
=1,5 МПа – давление сетевой воды;
ρв
=1000 кг/м3
– плотность воды;
g=9,8 м2
/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа СЭ2500–180 [2, таб. 5.6]. Характеристики насоса: подача
напор
Схема включения – один рабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.
9.1.2 Конденсатный насос
Максимальная подача
где υ
=f
(Ркн
; tк
)=0,001 м3
/кг – удельный объем;
– расход основного конденсата;
где Рок
=1,1 МПа – давление основного конденсата;
Рк
=0,003 МПа – давление в конденсаторе;
ρв
=1000 кг/м3
– плотность воды;
g=9,8 м2
/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа КсВ500–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса:
подача
напор
Схема включения – один рабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.
9.1.3 Питательный насос
Максимальная подача
где υ
=f
(Рпн
; tд
)=0,0011 м3
/кг – удельный объем,
здесь
– напор, развиваемый питательным насосом;
– расход питательной воды;
Напор
где Рпв
=19,5 МПа – давление питательной воды;
Рд
=0,7 МПа – давление в деаэраторе;
ρв
=1000 кг/м3
– плотность воды;
g=9,8 м2
/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа ПЭ-780–200 [2, таб. 5.4]. Характеристики насоса:
подача
напор
Схема включения – один рабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.
9.1.4 Дренажный насос для ПСВ 1
Максимальная подача
где
– расход дренажа из ПСВ 1;
υ
=f
(РПСВ1
; t
s
ПСВ1
)=0,001 м3
/кг – удельный объем;
Напор
где Рок
=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;
РПСВ1
=0,215 МПа – давление в ПСВ 1;
ρв
=1000 кг/м3
– плотность воды;
g=9,8 м2
/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа Кс80–155 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача
напор
Схема включения без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.
9.1.5 Дренажный насос для ПСВ 2
Максимальная подача
где
– расход дренажа из ПСВ 2;
υ
=f
(РПСВ2
; t
s
ПСВ2
)=0,001 м3
/кг – удельный объем;
Напор
где Рок
=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;
РПСВ2
=0,0757 МПа – давление в ПСВ 2;
ρв
=1000 кг/м3
– плотность воды;
g=9,8 м2
/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа Кс32–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача
напор
Схема включения без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.
9.1.6 Дренажный насос для ПНД 5
Максимальная подача
где
– расход дренажа из ПНД 5;
υ
=f
(РП5
; h
'П5
)=0,0010626 м3
/кг – удельный объем,
здесь h
'П5
–
энтальпия насыщения в ПНД 5,
РП5
=0,215 МПа – давление в ПНД 5;
где Рок
=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;
ρв
=1000 кг/м3
– плотность воды;
g=9,8 м2
/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа Кс80–155 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача
напор
Схема включения без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.
9.1.7 Дренажный насос для ПНД 6
Максимальная подача
где
– расход дренажа из ПНД 6;
υ
=f
(РП6
; h
'П6
)=0,0010785 м3
/кг – удельный объем,
здесь h
'П6
–
энтальпия насыщения в ПНД 6,
РП6
=0,0757 МПа – давление в ПНД 6;
Напор
где Рок
=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;
ρв
=1000 кг/м3
– плотность воды;
g=9,8 м2
/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа Кс32–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса:
подача
напор
Схема включения без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.
Давление в деаэраторе Рд
=0,7 МПа; температура насыщения t
д
=164,95 °С;
Номинальная производительность
Выбираем деаэрационную колонку типа КДП-1000А [2, таб. 3.25]
с характеристиками: номинальная производительность 277,8 кг/с, рабочее давление 0,76 МПа, рабочая температура 164,19 °С, объем 17 м3
.
Емкость бака деаэратора должна обеспечивать 15% запаса ПВ на 3,5 минуты:
,
Выбираем деаэраторный бак типа БДП-120–2А [2, таб. 3.26] объемом 150 м3
.
9.3.1 ПВД 1
Расход питательной воды
Поверхность теплообмена
где
- расход пара;
h
1
=3195,83 кДж/кг – энтальпия пара первого отбора;
h
'1
=1085,69 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 1;
k
– коэффициент теплопередачи;
– средний температурный напор, здесь
,
.
Выбираем подогреватель ПВ-775–265–45 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 775 м2
, максимальная температура пара 405°С; номинальный расход воды 194,4 кг/с.
9.3.2 ПВД 2
Расход питательной воды
Поверхность теплообмена
где
- расход пара;
h
2
=3094,32 кДж/кг – энтальпия пара второго отбора;
h
'2
=959,03 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 2;
k
– коэффициент теплопередачи;
– средний температурный напор, здесь
,
.
Выбираем подогреватель ПВ-760–230–14–1 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 676 м2
, максимальная температура пара 350 °С; номинальный расход воды 236,1 кг/с.
9.3.3 ПВД 3
Расход питательной воды
Поверхность теплообмена
где
- расход пара;
h
3
=2992,718 кДж/кг – энтальпия пара третьего отбора;
h
'3
=837,28 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 3;
k
– коэффициент теплопередачи;
– средний температурный напор, здесь
,
.
Выбираем подогреватель ПВ-760–230–14–1 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 676 м2
, максимальная температура пара 350°С; номинальный расход воды 236,1 кг/с.
9.3.4 ПНД 4
Расход основного конденсата
Поверхность теплообмена
где
- расход пара;
h
4
=2849,996 кДж/кг – энтальпия пара четвертого отбора;
h
'4
=645,00 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 4;
k
– коэффициент теплопередачи;
– средний температурный напор, здесь
,
.
Выбираем подогреватель ПН-550–25–1-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 580 м2
, максимальная температура пара 285°С; номинальный расход воды 216,7 кг/с.
9.3.5 ПНД 5
Расход основного конденсата
Поверхность теплообмена
где
– расход пара;
h
5
=2738,668 кДж/кг – энтальпия пара пятого отбора;
h
'5
=514,34 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 5;
k
– коэффициент теплопередачи;
– средний температурный напор, здесь
,
.
Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2
, максимальная температура пара 400 °С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.
9.3.6 ПНД 6
Расход основного конденсата
Поверхность теплообмена
где
– расход пара;
h
6
=2655,733 кДж/кг – энтальпия пара шестого отбора;
h
'6
=385,45 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 6;
k
– коэффициент теплопередачи;
– средний температурный напор, здесь
,
.
Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2
, максимальная температура пара 400°С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.
9.3.7 ПНД 7
Расход основного конденсата
Поверхность теплообмена
где
– расход пара;
h
7
=2521,123 кДж/кг – энтальпия пара седьмого отбора;
h
'7
=257,63 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 7;
k
– коэффициент теплопередачи;
– средний температурный напор, здесь
,
.
Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2
, максимальная температура пара 400°С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.
9.4.1 ПСВ 1
Рсв
=1,5 МПа,
Рп
=0,215 МПа,
G
св
=296,21 кг/с,
G
п
=17,469 кг/с,
t
п
=124,12°С,
t
св вх
=82,015°С,
t
св вых
=112,48°С.
Выбираем ПСВ-200–7–15 [2, таб. 3.29] с характеристиками: давление пара 0,78 МПа, температура пара 164,2°С, номинальный расход пара 18,28 кг/с, давление воды 1,57 МПа, температура воды на входе / выходе 70/150°С, номинальный расход воды 111 кг/с, 3 шт.
9.4.2 ПСВ 2
Рсв
=1,5 МПа,
Рп
=0,0757 МПа,
G
св
=296,21 кг/с,
G
п
=6,616 кг/с, t
п
=93,32°С, t
св вх
=70°С,
t
св вых
=82,015°С.
Выбираем ПСВ-200–7–15 [2, таб. 3.29] с характеристиками: давление пара 0,78 МПа, температура пара 164,2°С, номинальный расход пара 18,28 кг/с, давление воды 1,57 МПа, температура воды на входе / выходе 70/150°С, номинальный расход воды 111 кг/с, 3 шт.
Расход сетевой воды G
св
=296,21 кг/с =1066,356 т/ч,
Тепловая нагрузка ПВК Qпвк
=46900 кВт.
Выбираем котел водогрейный типа КВ-ГМ-50–150 [2, таб. 1.64] с характеристиками: номинальная теплопроизводительность 58,2 МВт, рабочее давление 0,98 – 2,45 МПа, расход воды через котел для пикового режима 1230 т/ч, температура на входе в котел 70–110°С, температура на выходе из котла 150°С.
Из теплообменного оборудования, комплектующего ПТУ ПТ-140–130:
Конденсатор К2–6000–1,
Основной эжектор ЭП-3–2А (2 шт.),
Охладитель уплотнений ЭУ-120–1.
Тип котла – прямоточный, без пп.
Р0
=13 МПа, t
0
=550 °С, t
пв
=245 °С,
D
п
=1,013•181,428=183,786 кг/с = 661,63 т/ч.
Выбираем котел П-60 с параметрами:
D
п
=670 т/ч, Р0
=13,8 МПа, t
0
=545 °С, t
пв
=240 °С,
Составляем сводную таблицу параметров выбранного оборудования (таблица 9.1).
Таблица 9.1
№
п.
|
Тип оборудования |
Типоразмер |
Наименование параметра |
Расчетные
параметры
|
Параметры оборудования |
Кол-во |
1. |
Сетевой насос |
СЭ2500–180 |
Подача, м3/ч |
1182,32 |
2500 |
1+1 |
Напор, м |
153,06 |
180 |
Конденсатный насос |
КсВ500–150 |
Подача, м3/ч |
445,284 |
500 |
1+1 |
Напор, м |
111,94 |
150 |
Питательный насос |
ПЭ-780–200 |
Подача, м3/ч |
764,18 |
780 |
1+1 |
Напор, м |
1918,367 |
2030 |
Дренажный насос |
Кс80–155 |
Подача, м3/ч |
66,03 |
80 |
1 |
Напор, м |
90,306 |
155 |
Кс32–150 |
Подача, м3/ч |
27 |
30 |
1 |
Напор, м |
104,52 |
150 |
Кс80–155 |
Подача, м3/ч |
62,097 |
80 |
1 |
Напор, м |
90,306 |
155 |
Кс32–150 |
Подача, м3/ч |
24,678 |
30 |
1 |
Напор, м |
104,52 |
150 |
2. |
Деаэрационная
колонка
|
КДП-1000А |
Номинальная произв-ть, кг/с |
202,165 |
277,8 |
1 |
Рабочее давление, МПа |
0,7 |
0,76 |
Рабочая температура, °С |
164,95 |
164,19 |
Деаэраторный бак |
БДП-120–2А |
Объем, м3
|
54,096 |
150 |
1 |
3. |
Подогреватель высокого давления |
ПВ-775–265–45 |
Площадь поверхности теплообмена, м2
|
631,567 |
775 |
1 |
Максимальная температура пара, °С |
237,39 |
405 |
Расход воды, кг/с |
183,787 |
194,4 |
ПВ-760–230–14–1 |
Площадь поверхности теплообмена, м2
|
574,49 |
676 |
1 |
Максимальная температура пара, °С |
225,92 |
350 |
Расход воды, кг/с |
183,787 |
236,1 |
ПВ-760–230–14–1 |
Площадь поверхности теплообмена, м2
|
574,49 |
676 |
Максимальная температура пара, °С |
350 |
Расход воды, кг/с |
183,787 |
236,1 |
Подогреватель низкого давления |
ПН-550–25–1-IV |
Площадь поверхности теплообмена, м2
|
448,7 |
580 |
1 |
Максимальная температура пара, °С |
154,83 |
285 |
Расход воды, кг/с |
152,43 |
216,7 |
ПН-400–26–2-IV |
Площадь поверхности теплообмена, м2
|
325,358 |
400 |
1 |
Максимальная температура пара, °С |
124,12 |
400 |
Расход воды, кг/с |
119,757 |
208,3 |
ПН-400–26–2-IV |
Площадь поверхности теплообмена, м2
|
315,49 |
400 |
1 |
Максимальная температура пара, °С |
93,32 |
400 |
Расход воды, кг/с |
107,1 |
208,3 |
ПН-400–26–2-IV |
Площадь поверхности теплообмена, м2
|
315,49 |
400 |
1 |
Максимальная температура пара, °С |
62,63 |
400 |
Расход воды, кг/с |
107,1 |
208,3 |
Сетевой подогреватель |
ПСВ-200–7–15 |
Давление пара, МПа |
0,215 |
0,78 |
3 |
Температура пара, °С |
124,12 |
164,2 |
Расход пара, кг/с |
17,469 |
18,28 |
Давление воды, МПа |
1,5 |
1,57 |
Температура воды вх/вых, °С |
82,015/
112,48
|
70/150 |
Расход сетевой воды, кг/с |
296,21 |
111 |
ПСВ-200–7–15 |
Давление пара, МПа |
0,0757 |
0,78 |
3 |
Температура пара, °С |
93,32 |
164,2 |
Расход пара, кг/с |
6,616 |
18,28 |
Давление воды, МПа |
1,5 |
1,57 |
Температура воды вх/вых, °С |
70/112,48 |
70/150 |
Расход сетевой воды, кг/с |
296,21 |
111 |
4. |
Пиковый Водогрейный котел |
КВ-ГМ-50–150 |
Номинальная теплопроизво-дительность, кВт |
46900 |
58200 |
1 |
Рабочее давление, МПа |
1,5 |
0,98÷2,45 |
Температура на входе, °С |
112,48 |
70÷110 |
Температура на выходе, °С |
150 |
150 |
Расход воды, т/ч |
1066,356 |
1230 |
5. |
Конденсатор |
К2–6000–1 |
1 |
Основной эжектор |
ЭП-3–2А |
2 |
Охладитель уплотнений |
ЭУ-120–1 |
1 |
6. |
Паровой котел |
П-60 |
Давление острого пара, МПа |
13 |
13,8 |
1 |
Температура острого пара, °С |
550 |
545 |
Температура пит. воды, °С |
245 |
240 |
Паропроизво-дительность, кг/с |
661,63 |
670 |
КПД |
0,87 |
0,87 |
В ходе расчета курсовой работы были решены поставленные задачи проектирования. В результате расчета были просчитаны показатели тепловой экономичности для трех режимов работы энергоблока и выбран наиболее экономичный режим. Также был произведен выбор оборудования для этого режима и составлена заказная спецификация. Были расширены знания по дисциплине и в ходе расчета были осмыслены вопросы на которые не было обращено особое внимание в прошлом семестре.
1. Расчет показателей работы электростанций. Методические указания для студентов направления 550900 «Теплоэнергетика», специальностей 100500 «Тепловые электрические станции» и 101000 «Атомные электрические станции и установки». – Томск: Изд. ТПУ, 2001. – 44 с.
2. Тепловые и атомные электростанции; Справочник/ Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2003 – 648 с.: ил. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).
3. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для вузов /
Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 464 с., ил.
4. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / Под ред.
В.Я. Гиршфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1987. – 328 с.: ил.
|