Энергоблок с турбиной Т-180/210-130

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1 Описание турбоустановки

1.1 Анализ возможностей повышения экономичности энергоблоков

1.2 Постановка задачи на дипломное проектирование

1.3 Патентный обзор

1.4 Особенности работы и дальнейшая эксплуатация ТУ

2 Расчет тепловой схемы первого энергоблока

2.1 Расчет процесса расширения в турбине Т-180/210-130 ЛМЗ

3 Расчет принципиальной тепловой схемы для блока с турбинами Т-180/210130 (ЛМЗ)

3.1 Определение предварительного расхода пара на турбину

3.2 Расчет подогревателей

3.2.1 Подогреватель высокого давления П1

3.2.2 Подогреватель высокого давления П2

3.2.3 Подогреватель высокого давления П3

3.2.4 Деаэратор

3.2.5 Подогреватель низкого давления П5

3.2.6 Подогреватель сетевой воды ПСГ

3.2.7 Подогреватель низкого давления П6 и смеситель СМ1

3.3 Составление и решение уравнений регенеративной схемы

3.3.1 Регенеративный подогреватель низкого давления П7 и смесителя СМ2

3.3.2 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления ПН-100

3.3.3 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления П8 и смесителя СМ3

3.3.4 Сальниковый подогреватель ПС-50

3.4 Определения расходов пара

3.4.1 Проверка правильности расчета

3.4.2 Коэффициенты недовыработки

3.5 Определения энергетических показателей энергоблока

4 Проработка технических предложений по улучшению показателей работы вспомогательного оборудования и систем в условиях энергоблока

4.1 Подбор питательных насосов

4.2 Определение режимов работы питательных насосов

4.2.1 Дроссельное регулирование

4.2.2 Регулирование с применением частотно-регулируемого привода (ЧРП)

Список использованных источников



Введение

Анализ развития российской энергетики за последние десятилетие показывает, что, несмотря на экономический спад производства, отечественная энергетика по реализации научно-технического прогресса не уступает передовым промышленно развитым странам. Свидетельством тому является достижения энергетиков бывшего СССР в создании, теплофикационных энергоблоков 175-250 МВт, в повышении эффективности технологии сжигания низкосортных углей, в разработке и создании парогазовых установок и их сооружении в составе Ленэнерго, Мосэенерго, Якутскенерго, в разработке новых водно - химических режимов ТЭС и АЭС, создании современных систем теплоснабжения, в строительстве и сооружении ТЭС на базе гидроагрегатов единичной мощностью 300-600МВт, а также вводе в действие ЛЭП на напряжение 500-1150 кВ.

Основное отечественное оборудование (котлы, турбины, генераторы, трансформаторы) по своему техническому уровню (конструкциям, тепловым схемам, основным технологическим и проектным решениям) лишь по не которым позициям уступают лучшим зарубежным аналогам, а по ряду других и превосходят их.

Однако даже самое совершенное оборудование, изготовленное по последнему слову техники, не гарантирует наивысшей эффективности, если оно не собрано в оптимальную технологическую тепловую схему. При выборе варианта построения тепловой схемы необходимо обеспечить наиболее низкие удельные расходы топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергии во всем регулировочном диапазоне нагрузок. Вырабатывать тепло на ТЭЦ исключительно выгодно. Вот почему половина электроэнергии в России вырабатывается на ТЭЦ.

Суммарная доля установленных мощностей на ТЭС и АЭС составляет около 80% и будет в дальнейшем возрастать. Сегодня продолжается эксплуатация основного теплоэнергетического оборудования ТЭС мощностью около 30 млн. кВт, имеющего наработку до 230-300 тыс.ч.

Эксплуатация такого физически изношенного и устаревшего неэкономичного оборудования дает большой перерасход топлива, а именно 10 млн. условного топлива в год. Перечисленные факторы обуславливают новые проблемы в энергетике на пути научно-технического прогресса, которые связаны с необходимостью решения двух главных стратегических задач: 1) повышение эффективности (рентабельности) энергопредприятий отрасли; 2)защита окружающей среды. Основная проблема развития теплоэнергетики состоит в том, что в предстоящие 15-17 лет 60% (76 млн. кВт), оборудования действующих ТЭС достигнут предельной наработки и потребуется ежегодно проводить замещение мощности в 5-6 млн. кВт.

Рассмотренные тенденции выдвигают задачи по усовершенствованию тепловых схем и компоновочных решений, а также повышения качества вспомогательного теплообменного и насосного оборудования. Наиболее значительным решением в этом плане является работа паровых турбин в составе энергоблоков.

В данном дипломном проекте поставлены следующие цели:

1. Расчет тепловой схемы первого энергоблока КТЭЦ-3.

2. Определения расхода электроэнергии на собственные нужды турбоустановке.

3. Экономический расчет затрат на модернизацию питательного насоса ПЭ-580-185-3.



1. Описание турбоустановки

Энергоблок включает в себя котлоагрегат типа ТПГЕ-215 паропроизводительностью 670т/ч и турбоагрегат Т-180/210-130-1 с параметрами свежего пара Р₀=13МПа, t₀=540⁰С, с промперегревом пара при Р_пп=2,77МПа до t_пп=540⁰С.

Котлоагрегат ТПГЕ-215 - однобарабанный, газоплотный с естественной циркуляцией и промперегревом выполнен по Т-образной компоновке. Котлоагрегат состоит из топочной камеры и двух опускных конвективных шахт, соединённых в верхней части переходными газоходами. Все стены топочной камеры, горизонтального газохода и конвективных шахт экранированы газоплотными панелями. В топочной камере установлен радиационный пароперегреватель высокого давления. В опускных конвективных шахтах размещён экономайзер в «рассечку» с воздухоподогревателем первичного и вторичного воздуха. Котлоагрегат оборудован двумя вентиляторами вторичного воздуха типа ВДН-26ПУ. Для удаления дымовых газов на котле установлено два дымососа типа ДОД-28,5. Для подогрева холодного воздуха перед воздухоподогревателем установлен калорифер типа СО-110, а также предусмотрена линия рециркуляции горячего воздуха на всас дутьевых вентиляторов вторичного и первичного воздуха.

Котлоагрегат предназначен для получения пара при сжигании каменного угля, мазута или газа, а также на совместное сжигание перечисленных видов топлива. Основным топливом для котла является природный газ Охинского месторождения. Резервное топливо - мазут.

Подача питательной воды на блок осуществляется двумя питательными насосами типа ПЭ-580-185-3. На всас насоса питательная вода поступает из бака - аккумулятора деаэратора 7 ата. Из насоса питательная вода под давлением 18,24 МПа, через ПВД, направляется в котёл.



Технические показатели насосного агрегата:

1.Подача, м3/ч	580
2.Давление на входе в насос, МПа	0,7
3.Давление на входе максимальное, МПа	0,98
4.Давление на выходе из насоса, МПа	18,8
5.Предельное давление насоса, МПа	22,5
6.Мощность, кВт	3705
7.КПД, %	78,5
8.Температура на входе в насос, 0С	165
9.Скорость вращения, об/мин	2985
10.Число ступеней, шт.	11

Котёл работает в блоке с турбиной Т-180/210-130-1 ЛМЗ, предназначенной для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, и генератором ТГВ-200-2 МУЗ.

Номинальные параметры турбоустановки следующие:

1.Мощность, МВт	180
2.Частота вращения ротора, об/мин	3000
3.Давление свежего пара, МПа	12,8
4.Температура свежего пара, 0С	540
5.Давление пара на выходе из ЦВД, МПа	2,77
6.Температура пара на выходе из ЦВД, 0С	333
7.Давление пара перед ЦСД, МПа	2,44
8.Температура пара перед ЦСД, 0С	540
9.Расход свежего пара на турбину, т/ч	656
10.Расход охлаждающей воды, м3/ч	22000
11.Температура охлаждающей воды, 0С	27
12.Тепловая нагрузка отопительных отборов, МВт	304
13.Расчётное давление в конденсаторе, МПа	0,0086

Максимальная мощность турбины 210 МВт обеспечивается при конденсационном режиме.

Проточная часть ЦВД состоит из 12 ступеней, включая одновенечную регулируемую ступень.

Паровпуск в ЦВД расположен со стороны среднего подшипника так, что лопаточный аппарат в ЦВД выполняется с левым вращением. Ротор ЦВД - цельнокованый. Пар после ЦВД направляется в промежуточный пароперегреватель котла, а затем через автоматические затворы и регулирующие клапаны среднего давления поступает в ЦСД. Проточная часть ЦСД состоит из 11 ступеней давления. Из ЦСД пар направляется в среднюю часть ЦНД. Кроме того, из выхлопной части (после II ступени) по двум трубам пар поступает к коробам клапанов верхнего Проточная часть каждого потока состоит из двух частей:

- первая (до нижнего теплофикационного отбора) имеет две ступени давления;

- вторая (после нижнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую ступень и одну ступень давления.

Пар нижнего теплофикационного отбора поступает в ПСГ - 1. Все восемь дисков ротора ЦНД- насадные. Роторы среднего и низкого давления соединены между собой жесткой муфтой. Давление теплофикационных отборов регулируются двумя поворотными диафрагмами, расположенными перед третьими ступенями ЦНД левого и правого потока. Разрешается работа с включенными нижним теплофикационным отбором и выключенным верхним теплофикационным отбором. Не допускается работа турбин при включенном верхнем теплофикационном отборе с выключенным нижним теплофикационным отбором.

Пределы регулирования давлений в теплофикационных отборах:

- в верхнем 0,6 - 2,0 кгс/см²;

- в нижнем 0,5 - 1,5 кгс/см².

Нагрев сетевой воды в ПСГ не должен превышать 50 ⁰С. Максимальная температура подогрева сетевой воды составляет 115 ⁰С при номинальном расходе пара на турбину.

Конденсационная установка состоит из конденсатора 180 КЦС-1 с поверхностью охлаждения 9000м², основных эжекторов типа ЭП-3-700-1, предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе, конденсатных (КСВ-320-160) насосов для откачки конденсата из конденсатосборника конденсатора и подачи в магистраль основного конденсата.

Основные технические характеристики конденсатного насоса:

1.Производительность, м³/ч 320

2.Создаваемый напор, м.в.ст. 160

3.Потребляемая мощность, кВт 186

4.КПД насоса, % 76

Регенеративная установка предназначена для подогрева конденсата и питательной воды паром из промежуточных нерегулируемых отборов турбины и состоит из четырёх подогревателей низкого давления, деаэратора, трёх подогревателей высокого давления.

Схемой установки предусматривается также использование для подогрева питательной воды тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений турбоагрегата.

Конденсат отработавшего в турбине пара подаётся конденсатными насосами через последовательно расположенные холодильники эжекторов, подогреватель (ПС-50-1), подогреватель низкого давления ПНД-1, охладитель пара из уплотнений турбины (ПН-100), подогреватели низкого давления ПНД-2,3,4, далее направляется в деаэратор (Д-7ата), из деаэратора питательным насосом подается через подогреватели высокого давления ПВД-5,6,7 в котёл. энергоблок турбоустановка питательный насос

Конденсат греющего пара из ПНД-1, ПС-50-1 и ПН-100 направляется в конденсатор, из ПНД-2 откачивается насосом в линию основного конденсата между ПНД-2 и ПНД-3. При малых нагрузках дренаж направляется в конденсатор. Конденсат греющего пара ПНД-3 откачивается сливным насосом в линию основного конденсата между ПНД-4 и ПНД-3. Из ПНД-4 конденсат каскадно направляется в ПНД-3. Предусматривается резервный слив из каждого подогревателя через регулирующие клапаны в конденсатор.

Слив конденсата из ПВД - каскадный. Конденсат греющего пара из ПВД-7 сливается в ПВД-6, а из ПВД-6 сливается в ПВД-5, откуда направляется в деаэратор. При малых нагрузках при давлении в камере отбора на ПВД-5 0.78МПа слив конденсата из ПВД5 переключатся в конденсатор, при этом конденсат из ПВД-7,6 направляется в деаэратор.

Теплофикационная установка состоит из двух основных подогревателей ПСГ-500-2,5-8-1, включенных последовательно по ходу сетевой воды. В ПСГ-1 вода нагревается паром нижнего отопительного отбора, в ПСГ-2 - верхнего. Регулирование нагрева сетевой воды в соответствии с температурным графиком производится изменением давления пара в отборах или изменением расхода воды через подогреватели. При этом турбина может работать по тепловому графику и в конденсационном режиме с регулируемым отбором пара на ПСГ. Догрев сетевой воды после ПСГ до температуры 150⁰С осуществляется в пиковых водогрейных котлах КВГМ-100, производительностью 100 Гкал/ч, работающих в зимний период.

Технические характеристики подогревателя ПСГ500-2,5-8

Расход воды, т/ч:

в том числе номинальный 6000

максимальный 7200

Расход пара, т/ч 295

Абсолютное давление пара корпусе, МПа 0,06-0,2

Номинальная теплопроизводительность, МВт 192

Гидравлическое сопротивление трубной системы, м 6

Насосная группа теплофикационной установки состоит из 6-ти сетевых насосов СЭ-1250-70 и СЭ-5000-70 первого подъема и 9-ти насосов СЭ-2500-180 и СЭ-1250-140 второго подъема, 4-х перекачивающих насоса СЭ-2500-70 и подпиточных насосов типа Д800-57.



1.1 Анализ возможностей повышения экономичности энергоблоков

В течение длительного времени принципиальная структура тепловой схемы паротурбинной установки, как в нашей стране, так и за рубежом изменялась несущественно. В последний период обозначилось стремление использовать все возможности для существенного повышения экономичности энергоблоков, что привело к изменениям и тепловой схемы. На угольных энергоблоках мощностью 550 МВт на немецких ТЭС Штаудлентер и 750 МВт ТЭС Бексбах-II КПД нетто составляет соответственно 43 и 46,3%. На ТЭС Бексбах I, построенной в 80-х годах, он был равен 39 %.

Анализ показывает, что увеличение КПД достигнуто благодаря проведению следующих мероприятий:

- повышению параметров пара до 25 МПа и 575/595 °С (примерно на 2 %);

- увеличению температуры питательной воды до 300 °С (на 0,7 %);

- снижению давления в конденсаторе в результате совершенствования конструкции и поддержанию его в чистоте (на 0,7 %);

- использованию тепла дымовых газов (на 0,6 %);

- совершенствованию турбины, вспомогательного оборудования и тепловой схемы (на 2,4 %).

В связи с совершенствованием тепловой схемы расчетная доля повышения КПД составляет 1,2... 1,3 %. Это обусловлено увеличением числа ступеней подогрева питательной воды до 9... 10 и числа сливных насосов до 2...3, повышением давления в деаэраторе до 1 МПа, а на одной из электростанций даже до 2,2 МПа, снижением недогрева воды в регенеративных подогревателях ПНД и ПВД до 1 ...2 °С и уменьшением гидравлического сопротивления паропроводов отборного пара до 1 ...2 % давления в отборе.

Эти мероприятия в той или иной степени могут быть использованы и в отечественной энергетике после соответствующих технико-экономических обоснований с учетом конкретных условий. Неперспективной представляется только тенденция повышения давления в деаэраторе из-за усложнения схемы и практической невозможности создания абсолютно надежной защиты от переполнения и подпрессовки деаэратора, а значит возникновения потенциальной опасности крупномасштабной аварии. Реализация же расчетного повышения экономичности на 0,1 ...0,2 % весьма проблематична /3/.

Продолжаются работы по совершенствованию вспомогательного оборудования. Так, в целях повышения тепловой экономичности ТЭС получают применение наряду с поверхностными контактные подогреватели низкого давления, испарительные установки мгновенного вскипания, новые типы деаэраторов, применяется турбопривод не только питательных насосов, но и воздуходувок. Больше внимания уделяется выбору и расчету пароводяных магистралей, являющихся основными связующими элементами ТЭС /4/. Расчет тепловой схемы, включающий в себя и расчет системы регенерации, позволяет установить показатели тепловой экономичности станции и отдельных установок, а также расходы пара и воды. По данным этого расчета уточняют технические характеристики оборудования.

При расчете тепловой схемы следует руководствоваться принципом сокращения необратимых потерь во всех элементах. Критерием оптимизации во всех случаях является минимум приведенных затрат /5/.

В теплофикационных турбинах отпуск теплоты внешнему потребителю позволяет выработать электроэнергию без потерь теплоты в конденсаторе турбины, что приводит к росту КПД турбоустановки. При регенеративном подогреве питательной воды на ТЭЦ к выработке электроэнергии на тепловом потреблении добавляют выработку ее паром регенеративных отборов. КПД турбоустановки ТЭЦ по производству электроэнергии возрастает особенно значительно при малом пропуске пара в конденсатор (на 20--25% относительно КПД турбоустановки без регенеративного подогрева воды).

На ТЭЦ регенеративные отборы осуществляют подогрев не только конденсата турбин, но и обратного конденсата от внешних потребителей теплоты и добавочной воды, компенсирующей в основном внешние потери пара и конденсата у потребителя. Обратный конденсат от потребителей имеет, как правило, более высокую температуру, чем основной конденсат. Доля его в общем потоке питательной воды довольно значительна, поэтому сумма регенеративных отборов на ТЭЦ и абсолютная экономия теплоты от регенерации менее значительна, чем на конденсационных электростанциях с теми же начальными параметрами пара и расходом пара и питательной воды.

Существенным отличием регенеративных отборов пара от теплофикационных является ограниченность количества используемой отработавшей теплоты турбин в зависимости от возможного подогрева питательной воды. Но на отработавшую теплоту регенеративных отборов топливо не расходуется. На отработавшую теплоту турбин для внешнего потребителя расходуется дополнительное количество топлива. Как и на конденсационных электростанциях, на ТЭЦ применяют многоступенчатый регенеративный подогрев воды, причем теплофикационные регулируемые отборы используются, кроме внешнего потребления, также и на регенеративный подогрев конденсата и питательной воды /6/.

1.2 Постановка задачи на дипломное проектирование

1. Провести патентный поиск по теме дипломного проекта и определить возможные направления решения исходя из цели дипломного проекта.

2. Выполнить расчет тепловой схемы на номинальном режиме первого энергоблока КТЭЦ-3.

3. Выполнить расчеты и сравнить экономичность работы энергоблока после реконструкции питательного электронасоса ПЭ-580-185-3.

4. Определения расхода электроэнергии на собственные нужды турбо- установки. Оценка удельного расхода топлива на отпускаемую электроэнергию.

5. Экономический расчет затрат на модернизацию питательного электронасоса ПЭ-580-185-3.

6. Экологичность и безопасность проекта.

Общие данные об объекте исследования

Объектом патентных исследований является: Совершенствования паровых турбин. Питательные насосы предназначены для подачи химически очищенной питательной воды в котел. По выполняемым функциям в тепловой схеме современной электростанции они относятся к основному энергетическому оборудованию. Целью исследований является выявление тенденций изменения в работе при реконструкции центробежного питательного насоса. При работе на номинальном режиме.

1.3 Патентный обзор

При проведении патентного поиска необходимо найти издания о возможности работы паротурбинной установки с выработкой максимальной электрической мощности на постоянном расходе острого пара. Для повышения технико-экономических показателей работы энергоблока выбрать документы по модернизации основного оборудования, реконструкций тепловых схем паротурбинной установки применительно к данному дипломному проекту. Отчет по патентному поиску и анализу предоставлен ниже на стандартных бланках.

Регламент поиска к заданию № 1

Наименование работы (темы) Совершенствования паровых турбин.

Шифр работы (темы) 06 _

Номер и дата утверждения задания 390 КПЗ 25.11.2010 _

Этап работы Дипломное проектирование

Цель поиска информации (в зависимости от задач патентных исследований, указанных в задании) Анализ выявленных технических решений по объекту патентных исследований

Обоснование регламента поиска: страны, выбранные по результатам предварительного поиска по реферативным журналам, источникам информации и глубина поиска 13 лет, обоснованы с учетом получения информации, достаточной для решения поставленной задачи патентных исследований.

Предмет поиска (объект исследования, его основные части, товар)	Страна поиска	Источники информации, по которым будет проводиться поиск	Ретроспективность	Наименование информационной базы (фонда)
		патентные	НТИ
		Наименование	Классификационные рубрики	Наименование	Рубрики УДК
1	2	3	4	5	6	7	8
паровые турбины	РФ	ОБ “изобретения” РБ “Изобретения мира” ОБ «ИМП»	F01D25/12 (2006.01) F01P3/22	Федеральный институт патентной собственности	621.438; 629.5.015; 629.5.01; 629.541; 629.563.4; 627.748	2006 - 2010	Научно-техническая библиотека КнАГТУ, Электронная база данных ФГУП «ФИПС»

ОТЧЁТ О ПОИСКЕ

1.Поиск проведён в соответствии с заданием Скоморовского

Станислав Альбинович

2.Этап работы Дипломное проектирование

3. Начало поиска 27.09.2010

окончание поиска 24.10.2010

4.Материалы, отобранные для последующего анализа:

Таблица 1.1 - Патентная документация

Предмет поиска (объект) исследо-вания, его составные части)	Страна выдачи, вид и номер охран-ного доку-мента. Клас-сификацион-ный индекс	Заявитель (патентооблада-тель), страна. Номер заявки, дата приоритета, конвенционный приоритет, дата публикации	Название изобретения (полной модели, образца)	Сведения о действии охранного документа или причина его аннули-рования
1	2	3	4	5
паровые турбины.	F01D25/12 (2006.01) F01P3/22 (2006.01)	Лесниченко Анатолий Яковлевич (RU), Кортенко Виктор Владимирович (RU), Валамин Александр Евгеньевич (RU), Гусев Александр Анатольевич (RU)	ВСТРОЕННАЯ СИСТЕМА ОХЛАЖДЕНИЯ ЦИЛИНДРОВ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОВЫХ ТУРБИН	действует
	Патент РФ F01D5/20 (2006.01) F01D5/12 (2006.01) F16J15/16	Автор(ы): Смыслов Анатолий Михайлович (RU), Смыслова Марина Константиновна (RU), Мингажев Аскар Джамилевич (RU)	РАБОЧАЯ ЛОПАТКА ТУРБОМАШИНЫ	Действует
	F01D11/02	МАНДРА Камлеш (US), КАО Джон (US), ПРЕДМОР Дэниел Р. (US), МОХАММЕД-ФАКИР Абдул-Азиз (US), ПАЛМЕР Джин (US), МАНШИ Джонатан (US)	ПАРОВАЯ ТУРБИНА	Действует



Таблица 1.2 - Научно-техническая, конъюнктурная, нормативная документация и материалы государственной регистрации (отчеты о научно-исследовательских работах)

Предмет поиска	Наименование источника информации с указанием страницы источника	Автор, фирма (держатель) технической документации	Год, место и орган издания (утверждения, депонирования источника)
1	2	3	4
паровые турбин.	Реферативный журнал энергетика 2009г. №11 09.11.22 с15	Шатов Сергей	Энергетика. Современные технологии как показатель эффективности САПР и графика 2009г. №4
	Реферативный журнал энергетика 2009г.№11 09.11.22.с40	Клер А.М., Максимов А.С., Степанов Е.Л., Жарков П.В., Тарариев Р.А.	Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом реального состояния основного оборудования Теплоэнергетика 2009г.
	Реферативный журнал энергетика 2009г.№12 09.12.22	Туголуков Е.А., Фадеев Е.А.	Энергетика и машиностроение пути развития. Электр. Ст 2009 №7 С.2-6
	Реферативный журнал энергетика 2009г.№12 09.12.22 Е3.	Braun M.DE.	Технико-экономические расчеты методы повышения коэффициента мощности Electro-und Cebaudete c-hn 2009 84№7 с.38-41

Таблица 1.3 - Тенденции развития объекта исследования

Выявленные тенденции развития объекта исследования	Источники информации	Технические решения, реализующие тенденции
		в объектах организаций (фирм)(изобретения и полезные модели, обнаруженные в источниках информации)	в исследуемом объекте объект, разраба-тываемый в ДР)
1	2	3	4
повышениеКПД паровых турбин.	Патент 2296228	ПРОТОЧНАЯ ЧАСТЬ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Изобретение относится к области энергетического машиностроения и предназначено для повышения экономичности первых нерегулируемых ступеней паровых турбин с сопловым парораспределением. Технической задачей, решаемой изобретением, является снижение окружной неравномерности потока пара перед сопловым аппаратом первой нерегулируемой ступени и повышение кпд нерегулируемой ступени. Поставленная задача решается тем, что проточная часть известной паровой турбины, содержащая сопловую коробку с расположенными в ней сопловыми лопатками, рабочее колесо регулирующей ступени, диафрагму первой нерегулируемой ступени с установленными в ней сопловыми лопатками, рабочее колесо и камеру, образованную между указанным колесом регулирующей ступени и диафрагмой первой нерегулируемой ступени, согласно изобретению, снабжена выпукло-вогнутым экраном, установленным перед сопловым устройством диафрагмы, выполненным с перфорацией, причем выпуклая часть расположена напротив соплового устройства и обращена в камеру, а вогнутая часть вытянута в радиальном направлении в сторону оси ротора. Отверстия перфорации выполнены разного размера, в части, наиболее удаленной от оси ротора, диаметр отверстий, по крайней мере, в два раза меньше диаметра отверстий, расположенных ближе к оси ротора.
	Патент RU 2296224	ПРОТОЧНАЯ ЧАСТЬ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Изобретение относится к области энергетического машиностроения, а именно к цилиндрам низкого давления для конденсационных паровых турбин. Проточная часть паровой турбины, преимущественно цилиндра низкого давления, содержит одноярусные и двухъярусные ступени, с помощью которых формируется проточная часть. Число ступеней в верхнем ярусе определяется в зависимости от числа ступеней в нижнем ярусе по защищаемым настоящим изобретением соотношениям. Степень реактивности у корня лопаток верхнего яруса выбрана в зависимости от степени реактивности у вершин лопаток нижнего яруса по соотношению, защищаемому настоящим изобретением. Изобретение позволяет оптимизировать проточную часть цилиндра низкого давления турбины, снизить потери энергии от утечек пара между верхними и нижними ярусами, а также увеличить пропускную способность цилиндра низкого давления
	Патент 2243384	ЭЛЕКТРОГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ И ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Электрогидравлическая система регулирования и парораспределения паровой турбины относится к области теплоэнергетики и может быть использована при производстве, реконструкции и эксплуатации систем регулирования паровых турбин. Практическим результатом использования предлагаемого изобретения является обеспечение безопасности, надежности, повышение степени автоматизации и упрощение условий эксплуатации турбоустановок. Достижение указанного технического результата обусловлено введением в систему блока управления положением регулирующих клапанов и пропорционально-интегрального регулятора с соответствующими связями, а также установка гидравлических сервомоторов непосредственно на регулирующих клапанах. Предлагаемое решение позволяет обеспечить требуемые Правилами технической эксплуатации электростанций внешние характеристики регулирования - неравномерность, нечувствительность, а также повысить устойчивость регулирования частоты вращения турбины путем устранения качаний регулирования на любых режимах работы турбины

Выводы

Проведя патентные исследования темы дипломного проекта, считаю, что при выполнении задания может быть использован патент.

Патент №2163702 «СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПИТАТЕЛЬНЫМИ НАСОСАМИ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК», страна заявитель РФ. Сущность этого патента состоит в следующем: Способ управления питательными насосами котельных установок путем определения параметров, характеризующих производительность насосов.



1.4 Особенности работы и дальнейшая эксплуатация ТУ

При блочной схеме ТЭЦ все основное оборудование паротурбинной установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки теплоэлектроцентрали. При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование на более высокие параметры, т.е. позволяет применять все более совершенное оборудование и повышать технико-экономические показатели электроцентрали. Процессы наладки и освоения нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов. Если возможная производительность котла выше необходимой для данного расхода, то часть пара нельзя перепустить на другую установку.



2. Расчет тепловой схемы первого энергоблока

2.1 Расчет процесса расширения в турбине Т-180/210-130 ЛМЗ

Цель данного расчета в определении параметров в отборах турбины для дальнейшего расчета конденсатно-питательного тракта. Исходными данными для расчета являются значения давления пара в камерах отбора и КПД отсеков турбины.

В конце расчета построим процесс расширения в h-s диаграмме.

Исходные данные: Параметры свежего пара:

МПа,

давление пара в отборах:

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

кПа.

давление за промежуточным пароперегревателем:

МПа;

давление в деаэраторе:

МПа;

давление сетевой воды в ПСГ

МПа;

расход сетевой воды через ПСГ

т/ч.

Энтальпию () и энтропию свежего пара найдем из hs диаграммы (при и ):

кДж/кг; кДж/кг·К;

Потеря давления в стопорном и регулирующих клапанах (принимаем):

%;

Давление за регулирующими клапанами

;

МПа;

Температуру и энтропию пара за регулирующими клапанами определяем из условия равенства энтальпий (дросселирование), тогда по hs диаграмме определим эти параметры при кДж/кг и :

;

кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в регулирующей ступени

относительный внутренний кпд ступени:

%;

давление пара за ступенью:

МПа;

Энтальпию и температуру пара за регулирующей ступенью определим из уравнения для внутреннего кпд:

Согласно определения внутреннего кпд запишем:

, (2.1)

где - располагаемый теплоперепад на i-ом участке,

- теплоперепад в случае адиабатического процесса,

Или для можно записать:

, (2.2)

Тогда при расширении в регулирующей ступени турбины, найдем:

, ,

где - энтальпия пара перед регулирующей ступенью;

- энтальпия пара за регулирующей ступенью;

- энтальпия пара за регулирующей ступенью при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг;

После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив получим:

,

кДж/кг.

Из hs диаграммы находим:

; кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в первом отсеке относительный внутренний кпд отсека:

%;

давление пара за отсеком:

МПа;

Температуру найдем использую формулу для внутреннего кпд

При расширении пара в первом отсеке турбины, найдем:

,

,

где - энтальпия пара перед первым отсеком;

- энтальпия пара за первым отсеком;

- энтальпия пара за первым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг;

После подстановок этих параметров в уравнение и выразив получим

,

.

Из hs - диаграммы находим

;

кДж/кг·К.

Процесс расширения пара во втором отсеке

относительный внутренний кпд отсека:

%,

давление пара за отсеком

МПа.

Температуру найдем используя формулу для внутреннего кпд

При расширении пара во втором отсеке турбины, найдем:

,

,

где - энтальпия пара перед вторым отсеком;

- энтальпия пара за вторым отсеком;

- энтальпия пара за вторым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив получим:

,

.

Из hs - диаграммы находим

; кДж/кг·К.

Промежуточный перегрев пара

давление за промежуточным пароперегревателем

МПа,

абсолютная потеря давления в ПП , Мпа

,

.

относительная потеря давления в ПП , %

температура пара за ПП

.

Энтальпию и энтропию пара за ПП найдем из hs - диаграммы в точке с параметрами и :

кДж/кг;

кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в третьем отсеке

относительный внутренний кпд отсека

%,

давление пара за отсеком

МПа,

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

При расширении пара в третьем отсеке турбины, запишем

,

,

где - энтальпия пара перед третьим отсеком;

- энтальпия пара за третьим отсеком;

- энтальпия пара за третьим отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг;

После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив получим:

,

.

Из hs - диаграммы находим

, кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в четвертом отсеке

относительный внутренний кпд отсека

%,

давление пара за отсеком:

МПа,

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где - энтальпия пара перед четвертым отсеком;

- энтальпия пара за четвертым отсеком;

- энтальпия пара за четвертым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим:

,

.

Из hs -диаграммы находим

,

кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в пятом отсеке

относительный внутренний кпд отсека

%,

давление пара за отсеком

МПа.

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где - энтальпия пара перед пятым отсеком;

- энтальпия пара за пятым отсеком;

- энтальпия пара за пятым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим:

,

.

Из hs - диаграммы находим

,

кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в шестом отсеке

относительный внутренний кпд отсека

%,

давление пара за отсеком

МПа.

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где - энтальпия пара перед шестым отсеком;

- энтальпия пара за шестым отсеком;

- энтальпия пара за шестым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим

,

.

Из hs - диаграммы находим

, кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в седьмом отсеке относительный внутренний кпд отсека

%,

давление пара за отсеком:

МПа.

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где - энтальпия пара перед седьмым отсеком;

- энтальпия пара за седьмым отсеком;

- энтальпия пара за седьмым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг;

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим

,

.

Из hs - диаграммы находим

,

кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в восьмом отсеке

относительный внутренний кпд отсека при течении сухого пара

%,

давление пара за отсеком

МПа.

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где - энтальпия пара перед восьмым отсеком;

- энтальпия пара за восьмым отсеком;

- энтальпия пара за восьмым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

кДж/кг·К.

Тогда при и находим

кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим:

,

.

Из hs - диаграммы находим

,

кДж/кг·К,

.

Определим температуру пара в начале фазового перехода

начальное приближение:

Приближенно можно принять, что в области близкой к , тогда из hs - диаграммы найдем при и

кДж/кг,

Энтропию фазового перехода найдем из уравнения для

Из hs - диаграммы при и определим

.

Проверим:

Параметры в точке начала фазового перехода при и

кДж/кг,

МПа,

кДж/кг·К.

Кпд ступеней при течении влажного пара принимаем равным произведению средней степени сухости на участке и КПД при течении сухого пара

,

,

Уточняем расчет при этом кпд:

,

.

Из hs - диаграммы находим

,

кДж/кг·К,

.

Рассчитаем срабатываемый теплоперепад

,

.

Изобразим процесс расширения пара в турбине на hs - диаграмме (рисунок 2.1)

Рисунок 2.1 - Расширение пара в турбине



3. Расчет принципиальной тепловой схемы для блока с турбинами Т-180/210130 (ЛМЗ)

3.1 Определение предварительного расхода пара на турбину

1. Исходные данные для расчета параметры свежего пара

,

.

Энтальпия свежего пара

.

Относительный расход рабочего тела на утечки - потери, восполняемые термическим методом подготовки добавочной воды:

;

Для предварительного расчета принимаем утечки пара через уплотнения равными:

;

При предварительном расчете принципиальной тепловой схемы принимаем, что протечки через уплотнения направляются в подогреватель уплотнений ПУ и сальниковый подогреватель. Это упрощение сделано исходя из тех фактов, что более детальная проработка схемы протечек пара на данном этапе расчета не приведет к существенному уточнению результатов относительный расход питательной воды складывается из расхода в конденсатор, в отборы турбины, протечек через уплотнения и потери рабочего тела.

Принимаем относительный расход в голову турбины равным единице.

Тогда относительный расход питательной воды на выходе из последнего ПВД равен:

,

.

Коэффициент, учитывающий рассеивание теплоты в теплообменниках:

.

3.2 Расчет подогревателей

3.2.1 Подогреватель высокого давления П1

Определению подлежит относительный расход пара из первого отбора турбины в регенеративный подогреватель высокого давления П1.

Параметры пара в отборе (из расчета процесса расширения)

,

.

Параметры пара при и определены ранее и составляют

.

Принимаем потери в трубопроводах от камеры первого отбора до подогревателя высокого давления П1

.

давление и температура насыщения греющего пара в П1:

Из hs - диаграммы найдем параметры пара на линии насыщения при (точка пересечения изобары с линией насыщения)

,

Недогрев воды до температуры насыщения принимаем в П1 равным

тогда температура питательной воды

.

С учетом подогрева в пароохладителе третьего подогревателя температура питательной воды

,

.

Предварительно оценим давление питательной воды в П1. Это необходимо для определения ее теплофизических свойств. Принимая во внимание, что основные необходимые для расчета теплофизические свойства в основном зависят от температуры, а не от давления, зададимся давлением питательной воды, которое впоследствии уточним:

Тогда энтальпия питательной воды на выходе из П1

Из hs - диаграммы найдем параметры питательной воды при и

,

Энтальпия питательной воды после дроссельной шайбы

Из hs - диаграммы найдем параметры воды при и

,

Давление пара на выхлопе из ЦВД (отбор пара для П2)

Принимаем потери в трубопроводах от выхлопа из ЦВД до второго подогревателя высокого давления П2 равными

.

Тогда давление и температура насыщения греющего пара в П2

,

.

Из hs - диаграммы найдем параметры пара на линии насыщения при (точка пересечения изобары с линией насыщения)

.

Принимаем недогрев воды до температуры насыщения в П2 равным

Тогда температура питательной воды перед П1 (за П2)

,

Примем предварительно давление питательной воды на выходе из П2 (с учетом, что 14 м.вод.ст. = 0,137 МПа) МПа равным

Энтальпия питательной воды перед П1 (за П2)

Из hs - диаграммы найдем параметры воды при и

.

Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П1 равным

.

Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П1

,

Из hs диаграммы найдем параметры воды при и

.

Составим уравнение теплового баланса для определения относительного расхода пара в регенеративный подогреватель П1

,

Решим данное уравнение относительно

Тогда расход дренажа из П1

,

.

3.2.2 Подогреватель высокого давления П2

Определению подлежит относительный расход пара из второго отбора турбины в регенеративный подогреватель высокого давления П2.

параметры пара в отборе

,

.

Параметры пара при и определены ранее и составляют

.

Энтальпия питательной воды на выходе из П2 (температура и давление определены в п.2 при расчете П1)

.

Давление пара на выхлопе из третьего отсека (отбор пара для П3)

.

Принимаем потери в трубопроводах от камеры третьего отбора до третьего подогревателя высокого давления П3 равными

.

Тогда давление насыщения в П3 МПа

,

Из hs - диаграммы найдем параметры пара на линии насыщения при (точка пересечения изобары с линией насыщения)

.

Принимаем недогрев воды до температуры насыщения в П3 равным

.

Тогда температура питательной воды перед П2 (за П3)

,

Примем предварительно давление питательной воды на выходе из П2 Мпа

,

Энтальпия питательной воды перед П2 (за П3)

Из hs - диаграммы найдем параметры воды при и

.

Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П2 равным

.

Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П2

,

Из hs-диаграммы найдем параметры воды при и

.

Составим уравнение теплового баланса для определения относительного расхода пара в регенеративный подогреватель П2

Решим данное уравнение относительно

Расход дренажа из П2

,

3.2.3 Подогреватель высокого давления П3

Определению подлежит расход пара из третьего отбора турбины в подогреватель высокого давления П3.

Параметры пара в отборе

,

.

Параметры пара при и найдены ранее и составляют

.

Энтальпия питательной воды на выходе из П3 (температура и давление определены в п.3 при расчете П2)

.

Давление греющего пара в деаэраторе

.

Энтальпия и температура пара на линии насыщения при давлении в деаэраторе берутся из hs - диаграммы, где найдем параметры пара на линии насыщения при :

, .

Давление на входе в питательный насос МПа

,

Давление на выходе из питательного насоса принимаем равным Мпа

,

Составим уравнение для определения температуры на выходе из питательного насоса и решим его методом подбора относительно

Примем

, ,

где - удельный объем воды на выходе из питательного насоса, определяемый из hs-диаграммы при и. Находим м³/кг;

- удельный объем воды на входе в питательный насос, определяемый из hs-диаграммы при и . Находим м³/кг;

- энтальпия на выходе из питательного насоса, определяемая из hs-диаграммы при и. Находим кДж/кг.

,

.

Тогда необходимо уточнить температуру, примем

Тогда из hs - диаграммы при этой температуре найдем

м³/кг,

м³/кг,

кДж/кг.

,

.

Равенство выполняется с большой точностью. Тогда .

Рассчитаем подогрев воды в питательном насосе

,

.

Энтальпия питательной воды на выходе из питательного насоса (на входе в П3)

.

Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П3 равным

.

Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П3

,

Из hs диаграммы найдем параметры дренажной воды при и

.

Составим уравнение теплового баланса для определения относительного расхода пара в регенеративный подогреватель П3.

Решим следующую систему уравнений относительно и

Отсюда

Подставим во второе уравнение системы и выразим

кДж/кг.

Находим

кДж/кг.

Найдем расход дренажа из П3

, .

Рассчитаем добавок в конденсатор

кДж/кг, .

3.2.4 Деаэратор

Определению подлежит расход греющего пара из третьего отбора турбины в деаэратор и расход основного конденсата на входе в деаэратор.

давление и параметры воды и пара в деаэраторе

МПа,

.

Энтальпия воды и водяного пара определяются по hs - диаграмме на линии насыщения при

Для воды

кДж/кг,

Для пара

кДж/кг.

Параметры пара в отборе берем из расчета процесса расширения пара

МПа,

,

кДж/кг.

давление пара на выхлопе из четвертого отсека (отбор пара для П5)

МПа.

принимаем потери в трубопроводах от камеры четвертого отбора до пятого подогревателя низкого давления П5 равными

.

тогда давление и температура насыщения греющего пара в П5 Мпа

,

.

Тогда уточняем значение

По hs - диаграмме определяем параметры пара на линии насыщения при МПа (точка пересечения изобары с линией насыщения)

.

принимаем недогрев до температуры насыщения в П5 равным

.

тогда температура основного конденсата перед деаэратором (за П5)

.

разность высот между деаэраторной колонкой и П5

м.

примем с определенной погрешностью давление основного конденсата в П5 равным Мпа

,

где - удельный объем конденсированной воды в состоянии насыщения при давлении (), тогда

МПа.

Из hs-диаграммы найдем на линии насыщения для воды

м³/кг. Тогда

тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П5 по hs - диаграмме при и равна

кДж/кг.

составим уравнения теплового и материального баланса для деаэратора, получим систему уравнений

,

Решим систему уравнений относительно и , тогда

,

Подставим в первое уравнение системы:

.

3.2.5 Подогреватель низкого давления П5

Определению подлежит относительный расход пара из четвертого отбора турбины в регенеративный подогреватель низкого давления П5.

параметры пара в отборе

МПа,

,

кДж/кг.

давление и температура насыщения греющего пара в П5 рассчитаны ранее и составляют

МПа,

.

предварительно зададимся, с последующим уточнением, энтальпией основного конденсата после смесителя СМ1

кДж/кг.

принимаем давление основного конденсата за СМ1 равным Мпа

.

температуру основного конденсата за СМ1 найдем из hs - диаграммы при и

.

теплообменник П5 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпию дренажа найдем из hs - диаграммы при и

кДж/кг.

энтальпия основного конденсата на входе и выходе из П5

кДж/кг.

составим уравнение теплового баланса для П5

Тогда относительный расход дренажа

.

3.2.6 Подогреватель сетевой воды ПСГ

Цель расчета в определении расхода греющего пара в ПСГ и параметров рабочих сред на входе и выходе из подогревателей.

Исходные данные

Давление сетевой воды в ПСГ

МПа,

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1

.

Параметры греющего пара в отборе в верхний сетевой подогреватель

МПа, ,

Энтальпию пара определяем из hs - диаграммы при и

кДж/кг.

Параметры греющего пара в отборе в нижний сетевой подогреватель

МПа,

,

Энтальпию пара определяем из hs - диаграммы при и

кДж/кг.

Принимаем потери в трубопроводах до нижнего сетевого подогревателя равными

.

Тогда давление и температура насыщения греющего пара в ПСГ-1

,

МПа,

Температуру насыщения определим из hs диаграммы при

.

Принимаем недогрев до температуры насыщения в ПСГ-1 равным

.

Тогда температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1

,

энтальпия пара и конденсата в ПСГ-1

пар (из hs - диаграммы при )

кДж/кг.

конденсат (из hs - диаграммы при )

кДж/кг.

Энтальпия сетевой воды на выходе из ПСГ-1

Из hs - диаграммы при и

кДж/кг,

Энтальпия сетевой воды на входе в ПСГ-1

Из hs - диаграммы при и

кДж/кг.

Тепловая нагрузка ПСГ-1

,

где ,

,

расход пара в ПСГ-1

Доля отбора пара в ПСГ-1

Принимаем потери в трубопроводах до верхнего сетевого подогревателя равными:

.

тогда давление и температура насыщения греющего пара в ПСГ-2

,

.

Температуру пара на линии насыщения определим по hs - диаграмме при давлении

,

принимаем недогрев до температуры насыщения в ПСГ-2 равным

,

тогда температура сетевой воды на выходе из ПСГ-2

,

энтальпия пара и конденсата в ПСГ-2

пар (из hs - диаграммы при )

кДж/кг,

конденсат (из hs - диаграммы при )

кДж/кг.

Энтальпия сетевой воды на выходе из ПСГ-2 (определяется из hs-диаграммы при )

кДж/кг.

Энтальпия сетевой воды на входе в ПСГ-2 (из hs-диаграммы при ):

кДж/кг.

Тепловая нагрузка ПСГ-2 МВт

,

.

расход пара в ПСГ-2 т/ч

Доля отбора пара в ПСГ-2

Общая тепловая тепловая мощность ПСГ МВт

3.2.7 Подогреватель низкого давление П6 и смеситель СМ1

Цель расчета в определении расхода греющего пара из пятого отбора турбины в П6 и параметров рабочих сред на входе и выходе из подогревателя.

Параметры пара в отборе (определены ранее)

МПа,

МП,

кДж/кг.

Принимаем потери в трубопроводах:

.

Тогда давление и соответствующая температура насыщения греющего пара в П6 Мпа

,

.

Температуру на линии насыщения определим по hs-диаграмме при

энтальпия воды на линии насыщения при давлении в П6 (по hs-диаграмме при )

кДж/кг.

теплообменник П6 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия дренажа

кДж/кг.

Принимаем недогрев основного конденсата до температуры насыщения:

.

Тогда температура основного конденсата на выходе из П6

,

Принимаем давление основного конденсата за П6 равным МПа

,

Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П6 определяется из hs-диаграммы при и

кДж/кг.

Принимаем предварительно энтальпию основного конденсата на входе в П6, то есть на выходе из СМ2

кДж/кг.

Уравнение теплового баланса П6

уравнение материального баланса СМ1

,

уравнение теплового баланса СМ1

,

выразим из уравнения теплового баланса СМ1 энтальпию основного конденсата после смесителя

составим и решим систему уравнений относительно расхода греющего пара в П6 и расхода основного конденсата через П6

Начальное приближение

,

Из второго уравнения системы выразим

,

и подставим в первое уравнение системы и выразим

,

.

Энтальпия основного конденсата после смесителя кДж/кг

Сравним с ранее принятым:

кДж/кг.

3.3 Составление и решение уравнений регенеративной схемы

3.3.1 Регенеративный подогреватель низкого давления П7 и смесителя СМ2

Цель расчета в определении относительного расхода греющего пара из шестого отбора турбины в П7.

Параметры пара в шестом отборе (на П7)

МПа,

МПа,

кДж/кг.

Принимаем потери в трубопроводах

.

Тогда давление и соответствующая температура насыщения греющего пара в П7 Мпа

,

.

Температуру насыщения определяем по hs-диаграмме при давлении

.

Энтальпия воды на линии насыщения при давлении в П7 определяется из hs- диаграммы при

кДж/кг.

Теплообменник П7 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия дренажа

кДж/кг.

Принимаем недогрев до температуры насыщения в П7 равным

,

тогда температура основного конденсата на выходе из П7

,

Принимаем давление основного конденсата за П7 равным МПа

,

Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П7 определим из hs- диаграммы при и

кДж/кг.

Принимаем предварительно энтальпию основного конденсата на входе в П7

кДж/кг.

Уравнение теплового баланса П7

уравнение материального баланса СМ2