Реконструкция противодавленческой турбины З-46(50)-90(130)/11 Ивановской ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Ивановская ТЭЦ - 2 входит в состав Ивановского филиала ОАО «ТГК - 6», созданного 1 марта 2007 г. на базе генерирующих объектов ОАО «Ивановская генерирующая компания».

ОАО «ТГК - 6» является основным поставщиком тепловой и электрической энергии в шести регионах Центральной части Российской Федерации. Основными активами ОАО «ТГК - 6» являются 15 тепловых электростанций и 4 котельных общей установленной мощностью 3140 МВт и 10,5 тыс. Гкал/час. Средний износ мощностей составляет 61%.

Миссией ОАО «ТГК - 6» является содействие развитию и стабильности регионов расположения Компании через формирование инфраструктуры, обеспечивающей надёжное и бесперебойное энергоснабжение с использованием новых экологически чистых технологий, для развития промышленности и муниципальных образований.

В соответствии с интересами акционеров ОАО «ТГК - 6» своей стратегической целью считает долгосрочную максимизацию стоимости Компании за счёт экстенсивного и интенсивного развития на рынках тепловой и электрической энергии, повышения эффективности деятельности и выхода на открытые рынки капитала.

В рамках долгосрочной стратегии развития ОАО «ТГК - 6» намерено сущест - венно модернизировать и оптимизировать производственные активы путём реализации инвестиционных проектов.

Одним из таких проектов является проект реконструкции Ивановской ТЭЦ-2, который предусматривает подключение к действующей турбине Р-50 нового цилиндра, работающего на теплоперепаде от давления производственного отбора до давления теплофикационного отбора и установку за турбиной нового ПСГ (изменяется тип турбины Р-50-90 на ПТР-65-90).

Выхлоп существующей турбины заведён на два общестанционных коллектора пара 8-13 ата диаметром 500 мм. Потребность в реконструкции возникла вследствие отсутствия крупных потребителей пара и, как следствие, низкой годовой загрузки турбоагрегата (в среднем не более 400 часов в году).

Реконструкция предполагает поставку ЦСД с сохранением имеющихся на станции турбины и оборудования турбоустановки. ЦВД остается на прежнем месте, на существующем фундаменте. Существующий передний блок турбины переносится вперёд на 5 метров и размещается на достраиваемой части фундамента ЦСД в передней части существующей турбины. Ротор ВД модернизируется для обеспечения возможности соединения его с полумуфтой РСД. Корпус подшипников №2 и №3, вкладыш подшипника №2 поставляются новые. В летний период при отсутствии теплофикационной нагрузки подогреватель сетевой воды горизонтального типа (ПСГ-1850) будет выполнять функции конденсатора, то есть охлаждать конденсирующийся пар циркуляционной водой с номинальной температурой 20 ⁰С при конденсационных режимах. Это позволит использовать турбину практически круглый год - при любых тепловых нагрузках, дополнительно увеличить степень её использования и эффективность работы станции.

Преимущества проекта:

- обеспечение работоспособности турбины Р-46 (50) - 90 (130)/11 при низком уровне потребления пара промышленного отбора;

- значительное улучшение технико-экономических показателей работы стан - ции, повышение конкурентоспособности бизнеса;

- повышение надёжности станции, в том числе как теплоисточника (в условиях зимних ограничений по газу обеспечивается работоспособность на угле);

- увеличение установленной электрической и тепловой мощности станции за счёт модернизации турбины с организацией Т-отбора с нагрузкой 172 Гкал/ч (в настоящий момент П-отбор - 195 Гкал/ч - после проекта П-отбор 60 Гкал/ч).

1. Описание Ивановской ТЭЦ - 2

1.1 Общие сведения о станции

Станция находится в центральной части г. Иваново на правом берегу реки Уводь. Площадь промплощадки ТЭЦ составляет 23,3 га.

Строительство Ивановской ТЭЦ - 2 началось в 1949 году по проекту Всесоюзного государственного ордена Ленина проектного института «Тепло - электропроект». ТЭЦ сооружалась в четыре очереди и оснащалась оборудованием, отвечающим всем требованиям отечественного энергостроения того времени. Наличие опытных кадров строителей и монтажников способствовало скорейшему вводу ТЭЦ в число действующих.

11 ноября 1954 года был пущен турбогенератор №1. Последующие годы мощность станции возросла. В 1964 году она достигла проектного уровня.

С 1965 года началось ее расширение. В 1968 году установлены: пятый, самый мощный турбогенератор, седьмой энергетический котел, один водогрейный котёл, построена мазутная насосная.

В 1969 году со сдачей в эксплуатацию восьмого энергетического котла и второго водогрейного расширение станции закончилось.

Еще во время строительства ТЭЦ, а затем и в период ее расширения начался процесс совершенствования режимов и модернизации оборудования. На топливоподаче были реконструированы приводные и натяжные станции, транспортёрные ленты заменены на более широкие с увеличением скорости. В котельном цехе проведена реконструкция скрубберов с повышением КПД с 88% до 96%, осуществлен перевод котлов с торфа на сжигание подмосковного, а затем кузнецкого угля, освоено сжигание газа. В турбинном цехе была осуществлена реконструкция проточной части турбин №2, 3, 4, что позволило увеличить номинальную мощность каждой на 5 МВт. В электрическом цехе была проделана большая работа по внедрению средств автоматики в схемах питания собственных нужд ТЭЦ. В химическом цехе были реконструированы схемы подпитки котлов и теплосети с полной заменой бакового хозяйства, осуществлен перевод дренажных систем фильтров с пластмассовыми колпачками на щелевые из нержавеющей стали, что значительно повысило надежность химводоочистки. Все основное оборудование ТЭЦ оснащено тепловыми защитами, электронными регуляторами, электроприводами.

Весь тридцатипятилетний период работы ИвТЭЦ - 2 был нелегким. Пришлось осваивать сжигание целевого ряда топлив - торфа, подмосковного, кузнецкого, донецкого, силезского углей, мазута и газа. Длительное время ИвТЭЦ - 2 была основным источником теплоснабжения г. Иванова. И весь этот период коллектив ТЭЦ неизменно справлялся с поставленной задачей. В результате многолетней интенсивной эксплуатации основное оборудование электростанции к концу 70-х годов было в значительной мере изношено, требовалась коренная реконструкция. Пришло время обновления. В качестве основного вида топлива определился кузнецкий уголь. С 1977 года на котле №8 началась реконструкция по проекту перевода на сжигание кузнецкого угля. В 1978 году реконструкция была произведена на котле №7, в 1980 году - на котле №5. В 1980 году заменен турбо - генератор №1, в 1981 году - турбогенератор №2, в 1984 году - турбогенератор №3, в 1987 году - турбогенератор №4, после чего установленная мощность электростанции достигла 184 МВт.

В октябре 1989 года введен в работу новый газопровод и ГРП, что позволило увеличить сжигание газа, способствуя тем самым улучшению экологической обстановки в городе.

В настоящее время на станции ведётся реконструкция противодавленческой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11. Новая турбина будет типа ПТР - 65 - 8,8/0,12. По своим технико-экономическим показателям она будет существенно превосходить все имеющиеся на станции турбины на зимних режимах эксплуатации, а на летних режимах работы иметь показатели, сопоставимые с конденсационными турбинами.

Основные подразделения ТЭЦ:

1. Цех топливоподачи;

2. Котельный цех;

3. Турбинный цех;

4. Электрический цех;

5. Химический цех.

1.2 Цех топливоподачи

Основная цель деятельности ЦТП: своевременная и бесперебойная приёмка, обработка, подготовка и подача твёрдого и жидкого топлива в котельный цех.

В ведении цеха находятся следующие здания, сооружения и территория: здание разгрузочного корпуса; здание размораживающего корпуса; дробильный корпус с эстакадами 1,2 подъема; галерея 6-го транспортера; бункерная галерея; здание мазутной насосной; мазутные баки 1,2,3; эстакады разгрузки угля; здание механической мастерской; здание пожарной насосной; здание автоматизированной компрессорной станции; здание бытовых помещений на резервном складе; ремонтная мастерская на резервном складе; склад ГСМ; здание пожарной насосной на резервном складе; здание ж/д весов на резервном складе; автодороги на территории резервного склада топлива; территория резервного склада; пьезометрическая скважина №12; внешние сети фекальной и промышленной канализации; канализационные колодцы; сети пожарно-хозяйственного водопровода; сети отопления, горячего, холодного водоснабжения и канализации в зданиях и сооружениях, кроме производственных зданий в котельном, турбинном и химическом цехах; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления; колодцы пожарных гидрантов, находящиеся на территории цеха.

Основные задачи цеха:

- приёмка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

- механизированное складирование и хранение установленного запаса топлива при минимальных потерях;

- своевременная и бесперебойная подготовка и подача топлива в котельный цех;

- предотвращение загрязнения окружающей территории угольной пылью и брызгами нефтепродуктов;

- контроль за полнотой разгрузки железнодорожных вагонов и цистерн;

- подготовка первичной документации по претензионной работе по количеству и качеству;

- бесперебойное обеспечение цехов станции сжатым воздухом;

- поддержание в исправном техническом состоянии наружных сетей собственных нужд станции: пожарного и питьевого водопровода, канализации, отопления;

- поддержание в исправном техническом состоянии сантехнических приборов в душевых и туалетах станции;

- повышение производительности труда за счет совершенствования организации труда, внедрения автоматизации, механизации, передовых методов обслуживания и ремонта, снижения стоимости эксплуатационных расходов.

1.3 Котельный цех

Основные задачи цеха

Выполнение диспетчерского графика нагрузок и плана по выработке электрической и тепловой энергии.

Обеспечение надёжной безаварийной и экономичной работы всего закреп - ленного за цехом оборудования, поддержания оборудования в постоянной готовности к несению электрической и тепловой нагрузок.

Повышение производительности труда за счет совершенствования организации труда, внедрения механизации, автоматизации, передовых методов обслуживания и ремонта, снижения стоимости ремонтного обслуживания и эксплуатационных расходов.

Выполнение производственно-хозяйственных планов цеха.

Защита окружающей среды и людей от вредного влияния производства при выбросах с дымовыми газами.

Краткое описание котлоагрегатов

На станции установлено восемь барабанных парогенераторов с естественной циркуляцией: шесть - типа ТП - 170 и два - БКЗ - 220 - 100ф.

Станция имеет неблочную структуру, при которой магистрали свежего пара и питательной воды являются общими для всех парогенераторов.

Парогенератор БКЗ - 220 - 100ф

Паровой котел БКЗ-220 Барнаульского котельного завода имеет следующие характеристики:

- производительность по пару - 220 т/час

- рабочее давление в барабане - 110 кгс/см²

- давление перегретого пара - 100 кгс/см²

- температура перегретого пара - 510 ^оС

- температура питательной воды - 215 ^оС

Компоновка котла П - образная. Топка расположена в первом, восходящем газоходе. Во втором, нисходящем газоходе, расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, расположенные в рассечку. В верхнем горизонтальном газоходе расположен пароперегреватель.

Для приготовления угольной пыли на каждом к/а установлено по 3 бункера угля, 3 скребковых питателя топлива (СПТ), 3 молотковые мельницы (ММТ) с центробежными сепараторами пыли.

Котел оборудован 6-ю комбинированными пылегазовыми горелками, позволя - ющими в качестве основного топлива использовать как уголь, так и газ. В качестве растопочного топлива может использоваться мазут, для чего котел оборудован 4-я форсунками с паровым распыливанием мазута.

На котел установлено два механических шлакоудалителя (МШУ), два дутьевых вентилятора, два дымососа.

Очистка дымовых газов производится в газоочистительных установках - скрубберах.

Котел имеет один барабан. Для получения качественного пара применена схема двухступенчатого испарения и внутрибарабанные сепарационные устройства.

На котле установлен радиоционно-конвективный пароперегреватель. Радиационная часть пароперегревателя выполнена в виде ширмовых поверхностей нагрева, расположенных в топке, и труб потолочного пароперегревателя. Конвективные поверхности расположены в верхнем горизонтальном газоходе котла.

Регулирование температуры перегретого пара производится впрыском собственного конденсата в промежуточные камеры пароперегревателя.

В конвективной части котла смонтированы в рассечку двухступенчатый водяной экономайзер (гладкотрубный, стальной, неотключаемый, кипящего типа) и двухступенчатый воздухоподогреватель (трубчатый).

Парогенератор ТП - 170

Паровой котел ТП-170 Таганрогского котельного завода имеет следующие характеристики:

- производительность по пару: 170 т/час;

- рабочее давление в барабане: 110 кгс/см²;

- давление перегретого пара: 100 кгс/см²;

- температура перегретого пара: 510 ⁰С;

- температура питательной воды перед к/а: 215 ⁰С.

Компоновка котла П - образная. Топка камерного типа расположена в первом восходящем газоходе. Во втором, нисходящем газоходе, расположены в «рассечку» водяной экономайзер и воздухоподогреватель. В верхнем горизонтальном газоходе расположены пароперегреватели конвективного типа и 2 ступени. К/а №1 - 6 предназначены для сжигания кузнецкого угля. Для приготовления угольной пыли на каждом к/а установлено по 3 бункера угля, 3 скребковых питателя топлива, 3 мельницы.

На котлоагрегатах установлены молотковые мельницы с тангециальньм подводом воздуха с сепараторами пыли шахтного типа.

В качестве растопочного топлива и для подсветки факела применяется мазут марки М-80, М-100. Каждый котел оборудован 4-мя мазутными форсунками с паровым распыливанием мазута, а ст. №5 оборудован 6-ю м/ф (разработка ОРГРЭС).

На котлах ст. №№2,3,4,6 имеются горелочные устройства (6 штук на каждый к/а) для сжигания природного газа. На к/а ст. №5 имеются 3 газовые горелки с 33У.

На каждом к/а установлено по два механических шлакоудалителя, два дутьевых вентилятора, два дымососа. Для очистки дымовых газов - по четыре газоочистительные установки. Котлоагрегат имеет два барабана, разделенных на отсеки для получения качественного пара. На к/а ст. №№1,2,3,4 двухступенчатая схема испарения, на к/а ст. №№5,6 - трехступенчатая с выносными циклонами. На к/а установлен двухступенчатый конвективный п/п.

Регулирование температуры перегретого пара производится поверхностным пароохладителем, установленным на входе пара в пароперегреватель. На котле ст. №5 установлен конденсатор собственного конденсата для регулирования температуры пара впрыском собственного конденсата.

В конвективной шахте к/а смонтированы в «рассечку» двухступенчатый водяной экономайзер (гладкотрубный, стальной, не отключаемый, кипящего типа) и двухступенчатый воздухоподогреватель (трубчатый).

Питательный трубопровод к/а имеет две линии питания (рабочую и резервную) с запорной и регулируюшей арматурой.

1.4 Турбинный цех

В ведении цеха находятся следующие здания сооружения и территория: главный корпус турбинного цеха; здание береговой насосной с гидротехническими сооружениями; здание маслохозяйства; градирня; здание (колодец) переключательного пункта циркуляционных водопроводов; здание хлораторной; сети технологического водоснабжения; здание аккумуляторной насосной подпитки теплосети; аккумуляторные баки №1,2; строительные конструкции эстакады трубопроводов от здания главного корпуса турбинного цеха до дороги между зданием кислородных баллонов и зданием ХВО; строительные конструкции эстакад трубопроводов выводов А, В, С теплосети и паропровода на ХБК до помещений узлов учета; сети отопления производственных зданий цеха; пьезометрические скважины №№8, 9, 10, 15, 18, 22, 24, 27, 28; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления; колодцы пожарных гидрантов, находящиеся на территории цеха.

В ведении цеха находится следующее оборудование, механизмы и сети.

В машинном зале:

- главные паропроводы высокого давления;

- турбины №№1,2,4 мощностью 25 МВт, турбина №3 мощностью 46 МВт;

- турбина №5 мощностью 60 МВт;

- бойлерная установка с основными бойлерами №№1а, 2а, 2б, 3а, 3б, 4а, 4б, 5а, 5б и пиковыми бойлерами 1п, 2п, 3п, 4п, 5п;

- растопочная РОУ 90/1,2-2,5 ата;

- редукционно-охладительные установки: РОУ 90/1,2-2,5 ата №1 и БРОУ 90/8 - 13 ата №№2, 3, РОУ 8-13 /1,2-2,5 ата №3, 4;

- деаэраторы 1, 2 ата №№1, 2, 3, 4 подпитки т/сети;

- деаэраторы 1, 2 ата №№1, 2 подпитки котлов;

- деаэраторы 6 ата №№1, 2, 3, 4, 5, 6, 7;

- трубопроводы низкого давления;

- трубопроводы питательной воды до стены котельного цеха;

- питательные электронасосы №№1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8;

- насосы сырой воды подпитки котлов №№1, 2;

- насосы сырой воды подпитки т. сети на ХОВ №№1, 2, 3, 4, 5;

- насосы технической воды №№1, 2 на охлаждение подшипников;

- пожарный насос установки автоматического пожаротушения кабельных каналов;

- насосы п/тс №№1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10; ЦЭН №№7, 8 турбины №5;

- конденсатные насосы бойлеров №№1-10;

- сетевые насосы №№1-8;

- сливные насосы систем регенерации турбин № №1, 2, 3а, 3б, 4, 5а, 5б;

- насосы перекачки деаэрированной воды №№1, 2, 4 из деаэраторов п/к №№1, 2 в деаэраторы 6 ата;

- конденсатные насосы турбин №№1а, 1б, 2а, 2б, 4а, 4б, 5а, 5б;

- пусковые масляные насосы ТГ 1, 2, 3, 4, 5;

- масляные электронасосы системы смазки турбин 1-5;

- масляные насосы уплотнений генераторов №№1-5;

- подогреватели типа БО-200: ХОВп/тс №№1, 3, 4, 6, сырой воды БСВ №№1, 2;

- противопожарный водопровод;

- трубопровод питьевой воды с отключающей арматурой;

- трубопроводы водяного отопления с отключающей арматурой;

- установка для амминирования питательной воды;

На территории станции:

- градирня;

- напорные: левый, правый и №3 цирк. водоводы;

- сливные левый, правый цирк. водоводы;

- сифонные колодцы №1, 2, 3;

- переключательный колодец с задвижками;

- колодец опорожнения;

- шандорные колодцы;

На береговой насосной и хлораторной:

- циркуляционные насосы №№1, 2, 3, 4;

- дренажные насосы для опорожнения чистого и грязного отсеков;

- вакуумные насосы №№1, 2;

- вращающие сетки №№1-4;

- приемные устройства береговой насосной №№1, 2;

- переключательный колодец;

- оборудование хлораторной установки;

- трубопровод водяного отопления;

- трубопроводы питьевой воды.

1.5 Химический цех

Химический цех служит для организации процессов водоподготовки и контроля за водно-химическим режимом работы оборудования электростанции.

В ведении цеха находятся следующие здания, сооружения и территория: здание химводоочистки; склад мокрого хранения соли; склад коагулянта; склад серной кислоты; здание установки сбора и нейтрализации сбросных вод ХВО; здание насосной шламовых вод; здание насосной сточных вод; внешние сооружения ХВО 1-4 очереди; шатры-осветлители; баки химочищенной воды; здание экологической лаборатории; здание насосной серной кислоты; здание склада ёмкостей под кислоту и щёлочь; здание венткамеры ХВО; строительные конструкции эстакады трубопроводов от дороги между зданием кислородных баллонов и зданием ХВО вдоль здания ХВО до здания узла нейтрализации; сети отопления производственных зданий цеха; склад под боровом дымовой трубы №2; пьезометрические скважина №5; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления.

В ведении цеха находится следующее оборудование, механизмы и сети:

- оборудование химводоочистки;

- хозяйство химических реагентов;

- баковое хозяйство;

- оборудование и приборы химической лаборатории и экспресс-лаборатории;

- узел сбора и нейтрализации сточных вод ВПУ.

1.6 Водоснабжение ТЭЦ - 2

Береговая насосная станция предназначена для забора речной воды из реки Уводь и подачи ее к потребителям: КЦ и ТЦ.

Береговая насосная состоит из:

1) Оголовка четырех водоподводящих каналов;

2) Сороудерживающих решеток;

3) Вращающихся водоочистительных сеток (4 шт.);

4) Чистых отсеков сырой воды;

5) Циркуляционных насосов (4 шт.);

6) Переключательного колодца;

7) Дренажных приямков для сброса протечек воды (2 шт.);

8) Дренажных насосов (2 шт.);

9) Вакуумных насосов (2 шт.);

Каждый циркнасос имеет индивидуальный водоподводящий канал. Водоподводящие каналы начинаются с оголовка, состоящего из заграждения, плавающего на поверхности воды, четырех сороудерживающнх решеток на четырех ремонтных шандор для отключения каналов.

Плавающее заграждение состоит из цепочки щитов, прикреплённых к бакам (стальным бочкам) и защищает от попадания брёвен, досок в зону всасывания циркнасосов до берега на глубину 1,2 м от поверхности воды. Сороудерживающие решётки (по одной на каждый канал), представляют собой блок металлических пластин, расположенных под углом 10⁰ от вертикали, и служат для грубой очистки воды. Расстояние между пластинами 54 мм, толщина пластин 6 мм.

Вода из реки входит в водоподводящий канал, очищается на сороудерживаю щих решётках, проходит через трубопровод диаметром 1020 мм и попадает в железобетонную камеру (грязный отсек), находящуюся в здании БНС. Далее вода поступает в камеру Вр.С. Между грязным отсеком и камерой Вр.С установлена ремонтная шандора для отключения камеры Вр.С. Пройдя очистку от мелких предметов (рыба, водоросли, ракушки) на вращающейся сетке, вода направляется в чистый отсек (железобетонную камеру) и далее через трубопровод поступает на всас к ЦЭНу.

Для объединения чистых отсеков в перегородках между ними выполнены проёмы. С обеих сторон каждой из трёх перегородок установлены ремонтные шандоры для отключения чистых отсеков.

ЦЭНы перекачивают воду на общий коллектор, из которого вода поступает в два напорных циркводовода: левый и правый.

Для контроля уровня воды в реке на оголовке установлен поплавковый уровне - мер.

Для контроля степени загрязнения сороудерживающих решёток в грязном отсеке ЦЭН - 1,4 установлены поплавковые уровнемеры.

Для контроля степени загрязнения вращающихся сеток в чистых отсеках ЦЭН - 1,4 также установлены поплавковые уровнемеры.

Для отключения грязных и чистых отсеков служат шандоры. Чистые отсеки каналов могут сообщаться между собой.

Цирквода используется для охлаждения конденсаторов турбин, электродвигателей ПЭНов, подшипников насосов, масла, в схемах ГЗО, гидрозолоудаления и на подпитку теплосети и котлов.

Обслуживание оборудования береговой насосной станции производит дежурный слесарь ТЦ, а в его отсутствие СМ ТЦ или МОТО 5 гр.

Проектные горизонты воды в р. Уводь в месте водозабора:

- номинальный: 97,5 м;

- предельные: нижний - 94,8 м;

верхний - 98,4 м.

2. Тепловой расчёт паровой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11

2.1 Определение ориентировочного расхода пара на турбину

Ориентировочный расход пара G (кг/с) (без учёта утечек через концевые уплотнения и штоки регулирующих клапанов) определяем по формуле:

где - расчётная мощность турбогенератора, кВт.

Для агрегатов малой и средней мощности:

где N_Э - номинальная мощность;

H₀ = h₀ - h_кt = 3388,44 - 2832,49 = 555,95 кДж/кг - располагаемый тепловой перепад, определяемый по начальным параметрам Р₀ = 8,83 МПа, t₀ = 500 ⁰C h₀ = = 3388,44 кДж/кг, s₀ = 6,6716 и Р_К = 1,08 МПа, s_кt = s₀ = 6,6716 h_кt = 2832,49 кДж/кг;

- внутренний относительный КПД турбины, [5], рис.I - 2, стр. 7;

- механический КПД агрегата, [5], рис.I - 3, стр. 8;

- КПД электрического генератора, [5], рис.I - 4, стр. 9.

Таким образом,

2.2 Построение ориентировочного рабочего процесса турбины

Определяем давление перед соплами первой ступени. Потери давления на впуске оцениваются в 3 ? 6%, следовательно:

= (0,94 ? 0,97) · Р₀ = 0,95 · 8,83 = 8,39 МПа.

Определяем давление за последней ступенью турбины с учётом потери давления в выхлопном патрубке:

= 1,08 · 1,091 МПа.

где Р_К = 1,08 МПа - давление в магистрали за турбиной;

л = 0,04 - коэффициент местного сопротивления патрубка;

С_В = 50 м /с - скорость потока в выхлопном патрубке.

По известным МПа и МПа определяем тепловой перепад проточной части 3388,44 - 2845 = 543,44 кДж/кг.

Выбираем тепловой перепад регулирующей ступени. Так как в рассчитываемой турбине установлена одновенечная регулирующая ступень, принимаем = 100 кДж/кг.

Оцениваем внутренний относительный КПД регулирующей ступени:

0,795.

Построение ориентировочного процесса регулирующей ступени в
h - s диаграмме.

Внутренний тепловой перепад регулирующей ступени:

 кДж/кг.

Энтальпия пара на выходе из регулирующей ступени:

кДж/кг.

Оцениваем экономичность нерегулируемых ступеней турбины:

где G_СР = 88,73 кг/с - средний расход пара через ЦВД;

V_СР = м³/кг

- средний удельный объём пара, протекающего через нерегулируемые ступени ЦВД;

V₁ и V₂ - удельный объём пара на входе и на выходе из группы рассматриваемых ступеней;

= 450,12 кДж/кг - располагаемый тепловой перепад, приходящийся на нерегулируемые ступени, определяемый как отрезок изоэнтропы, проведённой из точки, характеризующей состояние пара после регулирующей ступени, до пересечения с изобарой .

Определение состояния пара за турбиной.

862 = 388 кДж/кг.

2920,94 кДж/кг.

Уточнение расхода пара на турбину.

Использованный теплоперепад всей турбины:

H_i = h₀ - h_к = 3388,44 - 2920,94 = 467,5 кДж/кг.

Внутренний относительный КПД турбины:

Уточнённый расход пара на турбину:

2.3 Ориентировочный расчёт регулирующей ступени

Задаёмся реакцией на ступень:

= 0,08.

Выбираем угол направления потока пара за соплами:

= 12⁰.

Выбираем отношение скоростей:

Условная теоретическая скорость, подсчитанная по всему располагае - мому теплоперепаду:

= 447,21 м/с.

Располагаемый тепловой перепад в соплах:

кДж/кг.

Теоретическая скорость истечения из сопл:

= 428,95 м/с.

Окружная скорость на среднем диаметре регулирующей ступени:

= 178,88 м/с.

редний диаметр ступени:

=

Произведение степени парциальности на высоту сопловой решётки:

= = 1,37 см.

Оптимальная степень парциальности (для одновенечной регулирующей ступени):

Высота сопловой решётки:

мм.

2.4 Определение размеров первой нерегулируемой ступени

Задаёмся реакцией на ступень:

= 0,1.

Выбираем угол направления потока пара за соплами:

= 12⁰.

Задаёмся величиной .

Поскольку размеры первой нерегулируемой ступени влияют в определённой степени на экономичность турбины, а также определяют число ступеней, выбор теплового перепада и размеров проточной части первой ступени проводится путём просчёта ряда вариантов. Расчёт сводим в таблицу 1.

Таблица 1

Величина	Размерность	Варианты
		1	2	3	4	5	6
	кДж/кг	25	30	35	40	45	50
	-	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54
	м/с	223,61	244,95	264,58	282,84	300	316,23
	м/с	120,75	132,27	142,87	152,73	162	170,76
	м	0,77	0,84	0,91	0,97	1,03	1,09
	-	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
	кДж/кг	22,5	27	31,5	36	40,5	45
	м/с	212,13	232,38	250,99	268,33	284,6	300
	м3 / кг	0,0547	0,0553	0,0561	0,0568	0,0575	0,0583
	мм	45,3	38,33	33,23	29,52	26,54	24,12
	шт.	15,53	12,94	11,09	9,71	8,63	7,76

Например, для первого варианта расчёт ведётся следующим образом.

1) Определяем условную (фиктивную) скорость:

= 223,61 м/с.

2) Определяем окружную скорость на среднем диаметре:

= 223,61 · 0,54 = 120,75 м/с.

3) Определяем средний диаметр ступени:

=

4) Определяем теплоперепад, срабатываемый в соплах первой ступени:

= (1 - 0,1) · 25 = 22,5 кДж/кг.

5) Находим теоретическую скорость истечения из сопл:

= 212,13 м/с.

6) Определяем произведение степени парциальности на высоту сопла:

= = 45,3 мм.

7) Приближённо оцениваем число ступеней турбины:

=

По данным таблицы 1 строим график (рис. 2).

Как видно из графика, при z = 10,73 11 = 32,23 мм,= 0,916 м, = 36,25 кДж/кг.

2.5 Определение размеров и теплового перепада последней ступени турбины

Цилиндр высокого давления турбины будет выполняться с постоянным внутренним диаметром ступеней. Для этого достаточно спроектировать последнюю ступень турбины с таким расчётом, чтобы внутренний диаметр её был равен внутреннему диаметру первой ступени, т.е. из условия:

.

Для этого следует выбрать соответствующий тепловой перепад на последнюю ступень.

Эту задачу решаем графическим способом. Задаёмся рядом значений d_Z (от d^I до 1,3d^I), и для каждого варианта находим внутренний диаметр. Расчёт сводим в таблицу 2.

По данным таблицы 2 строим график (рис. 3), по которому находим искомые тепловой перепад и диаметр последней ступени.

Таблица 2

№ п/п	Вели - чина	Размерность	Способ определения	I	II	III	IV
1	2	3	4	5	6	7	8
1	dz	м	задаётся	0,916	1,008	1,099	1,191
2	uz	м/с	uz = рdzn	143,81	158,26	172,54	186,99
3	xoz	-	задаётся равным	0,54	0,54	0,54	0,54
4		кДж/кг		35,46	42,95	51,05	59,95
5		-	задаётся равным сI	0,1	0,1	0,1	0,1
6		кДж/кг		31,91	38,66	45,95	53,96
7	c1t	м/с		252,63	278,06	303,15	328,51
8		град	задаётся равным	12	12	12	12
9	V2Z	м3/кг	находится по h-s диаграмме, одинаков для всех вариантов	0,209	0,209	0,209	0,209
10		м		0,122	0,101	0,085	0,072
11		м		0,794	0,907	1,014	1,119

Как видно из графика (рис. 3), средний диаметр последней ступени d_Z = 0,989 м, её тепловой перепад - кДж/кг.

2.6 Определение числа нерегулируемых ступеней и распределение теплового перепада

Для определения числа, размеров ступеней и их тепловых перепадов производим следующее графическое построение.

Берём в качестве базы отрезок прямой длиной 200 мм (рис. 4).

На концах этого отрезка в масштабе в качестве ординат откладываем диаметры первой и последней нерегулируемых ступеней. Соединяя концы этих отрезков, получаем линию предполагаемого изменения диаметров. При этом учитываем, что в ЦВД турбины пар расширяется незначительно, поэтому в качестве линии используем прямую.

На этом же графике наносим и кривую изменения х₀, причём значение этой величины для первой ступени ЦВД известны из ориентировочного расчёта этой ступени, а для последней ступени .

Полученные графики изменения диаметров и х₀ позволяют нанести кривую изменения тепловых перепадов.

Для этого в шести точках по длине базы определяем значения d и х₀, и для этих величин определяем тепловой перепад по формуле:

.

Например, для первой точки (d = 0,916 м):

кДж/кг.

Средняя ордината под кривой будет являться средним тепловым перепадом, приходящимся на одну нерегулируемую ступень.

кДж/кг,

где m - число отрезков, на которые разделена база.

По среднему тепловому перепаду определяем число нерегулируемых ступеней:



Для определения коэффициента возврата теплоты воспользуемся формулой Флюгеля:

,

где - внутренний относительный КПД ЦВД турбины, полученный из ориентировочного расчёта;

- располагаемый теплоперепад нерегулируемых ступеней;

z - число ступеней турбины, полученное из графика (рис. 2) при определении размеров первой нерегулируемой ступени;

k - коэффициент, зависящий от состояния пара; так как весь процесс расширения происходит в области перегретого пара k = 4,8 • 10^-4.

Таким образом,

Уточняем коэффициент возврата теплоты:

Далее производим деление базы на z - 1 равных отрезков. На границах отрезков наносим номера ступеней, и из этих точек восстанавливаем перпендикуляры до пересечения с линиями диаметров и теплоперепадов. Результаты заносим в таблицу 3.

Таблица 3

№ ступени	Диаметр ступени	h0 по графику	- - поправка	Корректированная величина h0	Степень реакции	Угол б1Э
1	0,916	35,39	0,22	35,61	0,1	12
2	0,923	35,94	0,23	36,17
3	0,929	36,45	0,23	36,68
4	0,936	36,95	0,23	37,18
5	0,943	37,46	0,24	37,7
6	0,949	38	0,24	38,24
7	0,956	38,55	0,24	38,79
8	0,963	39,09	0,25	39,34
9	0,969	39,6	0,25	39,85
10	0,976	40,13	0,25	40,38
11	0,982	40,69	0,26	40,95
12	0,989	41,26	0,26	41,52
У		459,51	2,9	462,41

Определяем невязку:

кДж/кг.

Так как невязка имеет положительное значение, величину прибавляем к тепловым перепадам всех ступеней. После корректировки тепловых перепадов уточнённые перепады также заносим в таблицу 3.

2.7 Подробный расчёт ступеней турбины

Расчёт регулирующей ступени

Расчёт сводим в таблицу 4.

Таблица 4

№	Наименование	Способ определения (расчётная формула)	Размерность	Регулирующая ступень
				Сопловая	Рабочая
1	Расход пара	из предварительного расчёта	кг/с	85,67
2	Давление пара перед ступенью	h - s диаграмма	МПа	8,39
3	Температура пара перед ступенью t0	h - s диаграмма	0С	500
4	Энтальпия пара перед ступенью h0	h - s диаграмма	кДж/кг	3388,44
5	Удельный объём пара перед ступенью V0	h - s диаграмма	м3/кг	0,0395
6	Давление торможения перед ступенью	=	МПа	8,39
7	Изоэнтропный теплоперепад	исходные данные	кДж/кг	100
8	Средний диаметр ступени dСР	из предварительного расчёта	м	1,139
9	Окружная скорость на среднем диаметре u	u =	м/с	178,88
10	Отношение скоростей u/c0	из предварительного расчёта	-	0,4
11	Степень реактивности	из предварительного расчёта	-	-	0,08
12	Изоэнтропный теплоперепад в сопловой и рабочей решётках ,	из предварительного расчёта	кДж/кг	92	8
13	Давление за сопловой и рабочей решётками,	h - s диаграмма	МПа	6,2783	6,1182
14	Удельный объём за сопловой и рабочей решётками V1t, V2t	h - s диаграмма	м3/кг	0,0495	0,0506
15	Теоретическая скорость выхода пара из решёток	,	м/с	428,95	267,4

Турбина в целом

Внутренняя мощность ЦВД.

Электрическая мощность турбоагрегата.

N_Э = N_i • з_М ? з_Г = 39946,1 • 0,99 • 0,986 = 38992,99 кВт.

Внутренний относительный КПД турбины.

3. Расчёт тепловой схемы паровой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11

3.1 Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины

Паровая турбина с противодавлением Р - 46 (50) - 90 (130)/11 предназначена для привода генератора типа ТВФ - 63 - 2 и для выработки пара на производственные нужды.

Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки представлена на рисунке 5. Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 12-ю ступенями давления. Ротор турбоагрегата вра - щается по часовой стрелке, если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника, цельнокованный; с ротором генератора ротор турбоагрегата соеди - няется жёсткой муфтой.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Пар подводится к отдельно расположенному стопорному клапану, откуда по пароперепускным трубам поступает к 4-м регулирующим клапанам (РКВД) паровпускной части цилиндра турбины. Турбина на Р₀ = 130 ата снабжена также 5-м РКВД (обводным), который перепускает пар из камеры регулирующей ступени в камеру турбины за 4-й ступенью. Для настоящей турбины (на Р₀ = 90 ата) этот 5-й клапан заглушен.

Система регенеративного подогрева состоит из трёх ПВД и деаэратора (присоединённого к третьему отбору турбины по предвключенной схеме). Кроме того, в системе имеются подогреватели, работающие на паре уплотнений и паре эжекторной установки.

Все ПВД (П - 3 ? П - 1) имеют встроенные охладители пара и охладители кон - денсата (дренажа). Слив конденсата из ПВД осуществляется каскадно в деаэратор Д - 6.

Для деаэрации питательной воды предусмотрен деаэратор на давление 6 ата; деаэрация добавочной воды и конденсата, возвращаемого с производства, производится в атмосферном деаэраторе (Д - 1,2).

Принят отпуск пара на производство непосредственно из отбора турбины с восполнением потерь химически очищенной водой.

Тепло продувочной воды котла используется в расширителе и охладителе непрерывной продувки.

Выпар Д - 6 используется в эжекторной установке или на уплотнение турбины; тепло выпара Д - 1,2 используется на подогрев химически очищенной воды.

В станционную установку химической очистки воды для приготовления добавки подаётся речная вода; подогрев её до температуры, определяемой технологией обработки (предочистки), производится в теплообменнике паром из производственного отбора турбины.

В системе предусмотрен дренажный бак, в который сливаются потоки: кон - денсат выпара деаэраторов, конденсат сальникового подогревателя; конденсат из дренажного бака дренажным насосом подаётся в Д - 1,2.

В таблице 5 представлены параметры пара в камерах нерегулируемых отборов в расчётном режиме.

Таблица 5

Номер отбора	Подогреватель	Давление, МПа	Температура, 0С
I	ПВД №3	3,73	425
II	ПВД №2	2,1	357
III	ПВД №1	1,08	294
	Деаэратор	1,08	294

3.2 Баланс пара и воды

Принимаем для данного случая:

- внутристанционные потери пара и конденсата в цикле 2% от расхода пара на турбину, то есть D_УТ = 0,02 • D;

- расход пара на эжекторную установку 0,5%, то есть D_ЭЖ = 0,005 • D;

- расход пара на концевые уплотнения в условном свежем паре 0,3%, т.е.
D_КУ = 0,003 • D.

Тогда расход пара из котла:

D_К = D + D_УТ + D_ЭЖ + D_КУ = (1+ 0,02 + 0,005 + 0,003) • D = 1,028 •D.

Принимаем процент непрерывной продувки из котла - 1,5%, то есть:

D_ПРОД = 0,015 • D_К = 0,015 • 1,028 • D = 0,01542 • D.

Таким образом, расход питательной воды составит:

D_ПВ = 1,028 • D + 0,01542 • D = 1,04342 · D.

Количество добавочной воды, направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки:

D_ДОБ = D_УТ + (1 - К) • D_П + D_ВР,

где (1 - К) • D_П - потеря пара и конденсата у промышленных тепловых потребителей ТЭЦ. Основными потребителями пара являются текстильные фабрики. Коэффициент возврата конденсата при этом составит К = 0,75.

D_ВР - количество воды, выходящей из расширителя непрерывной продувки, определяемое в результате его расчёта:

D_ПР = в ? D_ПРОД,

D_ВР = (1 - в) ? D_ПРОД,

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

В этой формуле:

ct_КВ - энтальпия котловой воды, определяемая по давлению в барабане; при Р_БАР = 1,2 • Р₀ = 1,2 • 8,83 = 10,596 МПа > ct_КВ = 1434,59 кДж/кг;

ct_ВР - энтальпия воды в расширителе. Определяется по давлению в деаэраторе, куда он подключен с учётом потери давления в сепарационном устройстве расширителя и соединённых паропроводов в размере ~ 10%; при Р_РНП = 1,1 * Р_ДЕАЭР = 1,1 • 0,5886 = 0,6475 МПа > ct_ВР = 683,47 кДж/кг;

h_ПР - энтальпия влажного насыщенного пара, выходящего из расширителя. Если принять его влажность 3%, то

h_ПР = ct_ВР + 0,97 • r = 683,47 + 0,97 • 2076,32 = 2697,5 кДж/кг,

где r = 2076,32 кДж/кг - скрытая теплота парообразования при Р_РНП = 0,6475 МПа.

Тогда

D_ПР = 0,358 • 0,01542 • D = 0,00552 • D.

D_ВР = (1 - 0,358) • 0,01542 • D = 0,0099 • D.

3.3 Построение условного процесса расширения пара в турбине в
h, s - диаграмме

Принимаем потерю давления в устройстве парораспределения цилиндра равной:

ДР_ЧВД = 5%.

В таком случае давление пара перед соплами первой ступени составит:

МПа;

С учётом этого значения потери давления строим условный процесс расширения пара в турбине в h, s - диаграмме (рис. 6).

Схема построения процесса:

- по h, s - диаграмме:

1) при Р₀ = 8,83 МПа и t₀ = 500 ⁰С: h₀ = 3388,44 кДж/кг; s₀ = 6,6716 кДж/(кг • К);

при = 8,39 МПа и h₀ = 3388,44 кДж/кг: = 6,6933 кДж/(кг • К).

2) при Р₃ = 3,73 МПа и s_3А = = 6,6933 кДж/(кг • К): h_3А = 3143,27 кДж/кг > h₃ = h₀ - (h₀ - h_3А) • = 3388,44 - (3388,44 - 3143,27) • 0,823 = 3186,67 кДж/кг.

3) при Р₂ = 2,1 МПа и s_2А = = 6,6933 кДж/(кг • К): h_2А = 2993,46 кДж/кг > h₂ = h₀ - (h₀ - h_2А) • = 3388,44 - (3388,44 - 2993,46) • 0,823 = 3063,37 кДж/кг.

4) при Р_К = 1,08 МПа и s_КА = = 6,6933 кДж/(кг • К): h_КА = 2842,88 кДж/кг > h_К = h₁ = h₀ - (h₀ - h_КА) • = 3388,44 - (3388,44 - 2842,88) • 0,823 == 2939,44 кДж/кг.

3.4 Определение параметров пара, питательной воды и основного конденсата по отдельным элементам принципиальной тепловой схемы

При расчёте принимаем:

- потери давления в паропроводах от турбины до регенеративных подогревателей:

№ отбора	№ подогре - вателя	Потеря, %
I	ПВД - 3	4
II	ПВД - 2	5
III	ПВД - 1 (Д - 6)	6

- падение давления греющего пара во встроенных пароохладителях ДР_ОП == 1,5%;

- недоохлаждение пара в охладителях пара против температуры насыщения Дt_ОП = 10 ⁰С;

- недогрев воды в основной поверхности ПВД дt_НЕД = 5 ⁰С;

- недоохлаждение конденсата греющего пара в охладителях конденсата (охладителях дренажа) Дt_ОД = 5 ⁰С;

- гидравлическое сопротивление регенеративных подогревателей:

ПВД ~ 0,49 Мпа.

Деаэратор питательной воды

Параметры питательной воды после деаэратора устанавливаются исходя из условия, что охлаждение её в баке - аккумуляторе отсутствует. Поэтому за деаэратором имеем:

Р_ДЕАЭР = 0,5886 МПа;

t_ДЕАЭР = 158,09 ⁰С;

= 667,18 кДж/кг.

Параметры воды после питательного насоса

а) При Р₀ = 8,83 МПа давление на нагнетании насоса должно быть Р_НАГН = 13,73 МПа;

б) Повышение энтальпии в насосе:

.

При Р_ДЕАЭР = 0,5886 МПа, высоте его установки над осью насоса 20 м и нормативной величине сопротивления тракта всасывания ДР_ВС = 0,0098 МПа, давление на всасывающем патрубке насоса будет равно:

0,775 МПа.

Удельный вес воды в насосе определяем по её средней температуре в насосе = 160 ⁰С и по среднему давлению:

При среднем значении з_Н = 0,78 найдём:

кДж/кг.

Таким образом, энтальпия воды после питательного насоса составит:

ct_ПН = + = 667,18 + 18,22 = 685,4 кДж/кг.

При Р_НАГН = 13,73 МПа и ct_ПН = 685,4 кДж/кг температура воды будет t_ПН = 160,5 ⁰С.

ПВД - 1

Питается паром из третьего отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

1,0152 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

1 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении = 1 МПа:

= 179,88 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

= + Дt_ОП = 179,88 + 10 = 189,88 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (1,0152 МПа, 189,88 ⁰С) = 2789,64 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

= - дt_НЕД = 179,88 - 5 = 174,88 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ1 = Р_НАГН - = 13,73 - 0,49 = 13,24 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (13,24 МПа, 174,88 ⁰С) = 747,14 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К1 = t_ПН + Дt_ОД = 160,5 + 5 = 165,5 ⁰С.

сt_К1 = 699,6 кДж/кг (при = 1 МПа).

Температуру питательной воды за подогревателем находим по формуле:

⁰С,

где подогрев воды в охладителе пара = 2 ⁰С - принимаем.

ПВД - 2

Питается паром из второго отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

1,995 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

1,965 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении = 1,965 МПа:

= 211,48 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

= + Дt_ОП = 211,48 + 10 = 221,48 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (1,995 МПа, 221,48 ⁰С) = 2817,65 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

= - дt_НЕД = 211,48 - 5 = 206,48 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ2 = Р_ПВ1 - = 13,24 - 0,49 = 12,75 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (12,75 МПа, 206,48 ⁰С) = 885,77 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К2 = t₁ + Дt_ОД = 176,88 + 5 = 181,88 ⁰С.

сt_К2 = 771,84 кДж/кг (при = 1,965 МПа).

Температуру питательной воды за подогревателем находим по формуле:

 ⁰С,

где подогрев воды в охладителе пара = 3 ⁰С - принимаем.

ПВД - 3

Питается паром из первого отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

3,5808 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

3,527 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении = 3,527 МПа:

= 242,98 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

= + Дt_ОП = 242,98 + 10 = 252,98 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (3,5808 МПа, 252,98 ⁰С) = 2830,44 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

= - дt_НЕД = 242,98 - 5 = 237,98 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ3 = Р_ПВ2 - = 12,75 - 0,49 = 12,26 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (12,26 МПа, 237,98 ⁰С) = 1029,04 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К3 = t₂ + Дt_ОД = 209,48 + 5 = 214,48 ⁰С.

сt_К3 = 918,55 кДж/кг (при = 3,527 МПа).

Найденные параметры пара, питательной воды и конденсата (дренажа) регенеративных подогревателей помещаем в таблицу 7.

3.5 Расчёт подогревателей высокого давления

На рисунке 7 представлена расчётная схема для подогревателей высокого давления турбины.

Для определения расхода пара составляем уравнения теплового баланса в соответствии с расчётной схемой.

I участок:

.

II участок:

.

III участок:

.

Значения коэффициентов, учитывающих потери тепла в подогревателях К₃, К₂ и К₁ принимаем равными:

К₃ = 1,008; К₂ = 1,007; К₁ = 1,006.

I участок:

II участок:

III участок:

После подсчётов:

1) 1911,89 · D₃ + 246,32 · D₂ = 144,42 · D_ПВ;

2) 2045,81 · D₂ + 149,8 · D₁ + 146,71 · D₃ = 139,6 · D_ПВ;

3) 2090,04 · D₁ + 72,24 · (D₂ + D₃) = 62,11 · D_ПВ.

Упрощаем её:

1) D₂ + 7,76 · D₃ = 0,586 · D_ПВ;

2) D₁ + 13,66 · D₂ + 0,98 · D₃ = 0,932 · D_ПВ;

3) 28,93 · D₁ + D₂ + D₃ = 0,86 · D_ПВ.

Решим систему уравнений по правилу Крамера.

1) Вычисляем определитель матрицы системы, разлагая его по первой строке:

Так как он не равне нулю, то система уравнений имеет единственное решение.

2) Вычисляем определители:



3) По формулам Крамера находим решение системы уравнений:

Подогрев питательной воды в охладителях пара устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.

ОП - 3:

t₃ = 243,08 ⁰С (Р_ПВ3 = 12,26 МПа).

ОП - 2:

t₂ = 209,84 ⁰С (Р_ПВ2 = 12,75 МПа).

ОП - 1:

t₁ = 175,75 ⁰С (Р_ПВ1 = 13,24 МПа).

Проверка правильности выполненных расчётов по тепловым балансам ПВД в целом:

П - 3:

П - 2:

П - 1:

Невязки незначительны. Поэтому

D₃ = 0,0676 · D_ПВ = 0,0676 · 1,04342 · D = 0,0705 · D;

D₂ = 0,0615 · D_ПВ = 0,0615 · 1,04342 · D = 0,0642 · D;

D₁ = 0,0253 · D_ПВ = 0,0253 · 1,04342 · D = 0,0264 · D.

Расход пара на турбину:

Удельный электрический расход пара на турбину:

Коэффициенты недовыработки отборов:

Таким образом,

D = 8,222 · 46000 + 0,0705 · D · 0,550624 + 0,0642 · D · 0,276013 = 378212 ++ 0,038819 · D + 0,01772 · D

Определяем расходы пара на регенеративные подогреватели:

D₃ = 0,0706 · D = 0,0705 · 111,355 7,851 кг/с;

D₂ = 0,0644 · D = 0,0642 · 111,355 = 7,149 кг/с;

D₁ = 0,0264 · D = 0,0264 · 111,355 = 2,94 кг/с;

УD = 17,94 кг/с.

Количество питательной воды, проходящей через ПВД турбины:

3.6 Расчёт деаэратора Д - 6

Примем подогрев воды в деаэраторе равным 10 ⁰С. Температура питательной воды на выходе из него соответствует температуре насыщения при давлении в нём Р_Д = 0,589 МПа и составляет t_Д = 158,11 ⁰С. Тогда температура воды на входе в деаэратор равна t_ПХОВ = 148,11 ⁰С, что соответствует энтальпии =
= 624,05 кДж/кг.