Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

(ФГБОУВПО «АмГУ»)

Факультет Энергетический

Кафедра Энергетики

Специальность 140106.65 - Энергообеспечение предприятий

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: Тепловой расчет паровой турбины ПТ-60/75-130/13

по дисциплине «Основы проектирования тепловых двигателей»

Исполнитель Н.А. Булычев

Руководитель Е.Ю. Васильковская

Нормоконтроль Н.Н. Медзяловская

Благовещенск 2014

РЕФЕРАТ

ПАРОВАЯ ТУРБИНА, ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТУРБОУСТАНОВКИ, РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВАТЕЛЬ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ, ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС.

Целью курсового проекта является расчет турбоустановки марки

ПТ-60/75-130/13. В ходе работы необходимо определить действительные теплоперепады и внутренние мощности отсеков турбины.

СОДЕРЖАНИЕ

турбина тепловой регенеративный

• Перечень условных обозначений
• Введение
• 1. Описание турбоустановки
• 1.1 Общие сведения о турбине
• 1.2 Конструкция турбин
• 1.3 Регулирование и защита
• 1.4 Конденсационная установка
• 1.5 Регенеративная установка
• 1.6 Комплектующее оборудование
• 1.7 Изображение принципиальной схемы турбоустановки
• 2. Предварительное построение теплового процесса турбины в h,s - диаграмме и оценка расхода пара турбиной
• 2.1 Тепловой расчет
• 2.2 Расход пара турбоустановки
• 3. Тепловой расчет системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановки
• 3.1 Характеристика системы РППВ
• 3.2 Определение основных параметров воды и пара
• 3.3 Расчет подогревателей
• Заключение
• Библиографический список
• Приложение А hS- диаграмма для турбины марки ПТ 60/75 - 130/13
• ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
• Д - деаэратор
• ПВД - подогреватель высокого давления
• ПНД - подогреватель низкого давления
• ПСГ - подогреватель сетевой воды
• ПУ - пароуплотнители
• ПЭН - питательные насосы
• РППВ - регенеративный подогрев питательной воды
• ЧВД - части высокого давления
• ЧНД - части низкого давления

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время ученые пришли к выводу, что в основе энергетики ближайшего будущего по-прежнему останется теплоэнергетика на невозобновляемых ресурсах, но структура ее изменится. По их прогнозам значительно должно сократиться использование нефти и существенно возрасти производство электроэнергии на атомных электростанциях.

Около 75 % всей электроэнергии России производится на тепловых электростанциях. Большинство городов России снабжаются именно ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды.

Тепловой двигатель, в котором энергия пара преобразуется в механическую, называется паровая турбина [4].

В зависимости от характера теплового процесса паровые турбины подразделяются на 3 основные группы:

- конденсационные - без регулируемых (с поддержанием давления) отборов пара;

- теплофикационные - с регулируемыми отборами;

- турбины специального назначения.

Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.

У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которая покрывает возникающий дефицит в электроэнергии.

В турбинах с регулируемым отбором часть пара отводится из первой или второй промежуточных ступеней, а остальной пар идет в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень турбины) выбирают в зависимости от нужных параметров пара.

У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из первой или второй промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.

Задачами данного курсового проекта являются:

1 Описать турбоустановку;

2 Произвести предварительное построение теплового процесса турбины в h,S - диаграмме и оценка расхода пара турбиной;

3 Произвести тепловой расчет системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановки.

1. ОПИСАНИЕ ТУРБОУСТАНОВКИ

1.1 Общие сведения о турбоустановке

Теплофикационная паровая турбина ПТ-60/75-130/13 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) с промышленным и отопительными отборами пара номинальной мощностью 60 МВт, максимальной 75 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-8О-2 с частотой вращения 50 с^-1 и отпуска тепла для нужд производства и отопления.

При заказе турбины, а также в другой документации, где ее следует обозначать «Турбина паровая ПТ-60/75-130/ 13 ТУ 108-948-80».

Турбина ПТ-60/75-130/ 13 соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.

Номинальные значения основных параметров турбины ПТ-60/75-130/ 13 приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Номинальные значения основных параметров турбины

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный с абсолютным давлением (1,28±0,3) МПа и два отопительных отбора: верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 МПа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,128 МПа. Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе - при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количестве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.

Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД. К подогревателям пар поступает из отборов турбины.

Максимальная мощность турбины при выключенных производственном и отопительных отборах‚ при расходе охлаждающей воды 8000 м³/ч с температурой 20 °С‚ полностью включенной регенерации составит 60 МВт. Максимальная мощность турбины 75 МВт, получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диаграммой режимов.

Предусматривается возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной и сетевой воды через встроенный пучок.

При повышении давления свежего пара до 13,72 МПа и температуры до 565 °С допускается работа турбины в течение не более получаса, причем общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч/год.

1.2 Конструкция турбины

Турбина ПТ-60/75-130/ 13 представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет двухвенечную регулирующую ступень и 8 ступеней давления.

ЦНД имеет пятнадцать ступеней, в качестве регулирующих ступеней перед ЧСД и ЧНД установлены одновенечные диски.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ-80-2 соединяются жесткой муфтой.

Парораспределение турбины - сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара, идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.

Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева, и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте тока в сети 50Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбогенератора 50 с^-1 (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49,0-50,5 Гц. Допускается кратковременная работа турбины при минимальной частоте 48,5 Гц два раза в год продолжительностью 3-4 мин или один раз в год продолжительностью до 6 мин.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод свежего пара на переднее уплотнение ЦВД.

Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 8 м.

1.3 Регулирование и защита

Турбина снабжена гидравлической системой регулирования.

В системе регулирования имеется ЭГП, на который воздействует технологическая защита и противоаварийная автоматика энергосистемы, что приводит к закрытию и открытию регулирующих клапанов.

Для защиты от недопустимого возрастания частоты вращения турбина снабжена регулятором безопасности, два центробежных бойка которого мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11-13% сверх номинальной, чем вызывается закрытие автоматического затвора свежего пара, регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы. Кроме того, имеется дополнительная защита на блоке золотников регулятора скорости, срабатывающая при повышении частоты на 11,5%.

Турбина снабжена электромагнитным выключателем, при срабатывании которого закрываются автоматический затвор, регулирующие клапаны и поворотная диафрагма ЦНД.

На электромагнитный выключатель воздействуют: реле осевого сдвига при перемещении ротора в осевом направлении на величину, превышающую предельно допустимую; вакуум-реле при недопустимом падении вакуума в конденсаторе до 470 мм. рт. ст.(при снижении вакуума до 650 мм. рт. ст. вакуум-реле подает предупредительный сигнал); потенциометры температуры свежего пара при недопустимом понижении температуры свежего пара без выдержки времени; ключ для дистанционного отключения турбины на щите управления; реле падения давления в системе смазки с выдержкой времени 3 с при одновременной подаче аварийного сигнала.

Турбина снабжена ограничителем мощности, используемым в особых случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов.

Обратные клапаны предназначены для предотвращения разгона турбины обратным потоком пара.

Рабочей жидкостью в системе регулирования является минеральное масло.

Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов через ЧСД и поворотной диафрагмы перепуска пара в ЧНД производится сервомоторами, которые управляются регулятором скорости и регуляторами давления отборов.

Регулятор скорости предназначен для поддержания частоты вращения турбогенератора с неравномерностью около 4 %. Он снабжен механизмом управления, который используется для: зарядки золотников регулятора безопасности и открытия автоматического затвора свежего пара; изменения частоты вращения турбогенератора (причем обеспечивается возможность синхронизации генератора при любой аварийной частоте в системе); поддержания заданной нагрузки генератора при параллельной работе генератора; поддержания нормальной частоты при одиночной работе генератора; повышения частоты вращения при испытании бойков регулятора безопасности.

Механизм управления может приводиться в действие как вручную - непосредственно у турбины, так и дистанционно - со щита управления.

Регуляторы давления сильфонной конструкции предназначены для автоматического поддержания давления пара в камерах регулируемых отборов с неравномерностью около 0,20 МПа для производственного отбора и около 0,04 МПа - для отопительного отбора.

Турбоагрегат оборудован электронными регуляторами с исполнительными механизмами для поддержания:

- заданного давления пара в коллекторе концевых уплотнений путем воздействия на клапан по дачи пара давлением 0,059 МПа из уравнительной линии деаэраторов или из парового пространства бака;

- уровня в конденсатосборнике конденсатора с максимальным отклонением от заданного ±200 мл (этим же регулятором включается рециркуляции конденсата при малых расходах пара в конденсаторе);

- уровня конденсата, греющего пара во всех подогревателях системы регенерации.

- турбоагрегат снабжен защитными устройствами:

- для совместного отключения всех ПВД с одно временным включением обводной линии и подаче сигнала (устройство срабатывает в случае аварийного повышения уровня конденсата вследствие повреждений пли нарушений плотности трубно; системы в одном из ПВД до первого предела);

- атмосферными клапанами - диафрагмами установленными на выхлопных патрубках ЦНД и открывающимися при повышении давления в патрубках до 0,12 МПа.

Система маслоснабжения предназначена для обеспечения смазкой подшипников и системы регулирования.

В баке объемом 14 м³ установлены фильтры и указатели уровня.

Турбина снабжена одним резервным насосом с электродвигателем переменного тока и одним аварийным насосом с электродвигателем постоянной тока.

При снижении давления смазки до соответствующих значений автоматически от реле давления смазки (РДС) включаются резервный и аварийный насосы. РДС периодически испытывается во время работы турбины.

Масло охлаждается в двух маслоохладителях Охладители - поверхностного типа, вертикального исполнения.

1.4 Конденсационная установка

Конденсационная установка включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные насосы эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.

Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным пучком общей поверхностью охлаждения 3000 м: и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создашь разрежения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику для подогрев подпиточной воды во встроенном пучке.

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехстуненчатых эжекторов (одна резервный), предназначенных для отсоса воздуха обеспечения нормального процесса теплообмена конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах теплообмена, и одного пускового эжектора для быстрого поднятия вакуума в конденсаторе.

В конденсационном устройстве устанавливаются два конденсатных насоса (один резервный) вертикального типа для откачки конденсата, подачи его в деаэратор через охладители эжектора, охладители уплотнений и ПНД. Охлаждающая вода для конденсатора и газоохладителей генератора подается циркуляционными насосами.

Пусковой эжектор циркуляционной системы предназначен для заполнения системы водой перед пуском турбоустановки, а также для удаления воздуха при скоплении его в верхних точках сливных циркуляционных водоводов и в верхних водяных камерах маслоохладителей.

Для срыва вакуума используется электрозадвижка на трубопроводе отсоса воздуха из конденсатора, установленная у пускового эжектора.

1.5 Регенеративная установка

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели - поверхностного типа.

ПНД устанавливаются отдельной группой.

ПВД № 1, 2 и 3 - вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.

Слив конденсата греющего пара из подогревателей - каскадный. Из ПНД №2 конденсат откачивается сливным насосом.

Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы. Каждый подогреватель представляет собой горизонтальной пароводяной теплообменный аппарат с поверхностью теплообмена 800 м², которая образована прямыми латунными трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.

1.6 Комплектующее оборудование

В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:

- паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротным устройством, фундаментными рамами, паровой коробкой с автоматическим стопорным клапаном, обшивкой турбины, внутри турбинными трубопроводами;

- бак масляный, маслоохладитель, эжекторы основной, пусковой и циркуляционной системы;

- регенеративная установка с подогревателями поверхностного типа с регулирующими и предохранительными клапанами;

- установка сетевых подогревателей, включающая сетевые подогреватели №1 и 2 с регулирующим клапаном;

- насосы и электрооборудование паротурбинной установки;

- конденсаторная группа с задвижками на входе и выходе охлаждающей воды.

1.7 Изображение принципиальной схемы турбоустановки

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема турбины ПТ-60/75-130/13 ТМЗ

2. ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ ПОСТРОЕНИЕ ТЕПЛОВОГО ПРОЦЕССА ТУРБИНЫ В H,S - ДИАГРАММЕ И ОЦЕНКА РАСХОДА ПАРА ТУРБИНОЙ

2.1 Тепловой расчет

Тепловой расчет турбоустановки предполагает оценку процесса расширения пара в h,S - диаграмме для всей проточной части турбины. В результате построения процесса расширения в h,S -диаграмме определяются изоэнтропийные и действительные перепады энтальпий.

Исходными данными при построении предварительного процесса расширения служат начальные и конечные параметры пара, параметры пара в характерных точках проточной части турбины (например, параметры в регенеративных отборах, регулируемых отборах и пр.), величина потерь давления в паровпускных и регулирующих органах турбины, а также ориентировочно заданные или принятые относительные внутренние КПД турбины или ее отсеков.

Рассмотрим построение процесса расширения пара в турбине с теплофикационным отбором (Приложение А).

N_э=60 МВт; Р₀=12.75 МПа; Т₀=565 ?; Р_к=3.5 МПа; Р_Т1=0.25 МПа;

Р_Т2=0.118 МПа; Р_Т^П=1.28 МПа;

По начальным параметрам в h,S - диаграмме[1] строим точку О. Определяем в этой точке энтальпию h₀=3512 кДж/кг. [3]

Давление перед соплами регулирующей ступени:

(1)

МПа

По значениям и h₀ стром в HS - диаграмме точку О'. В этой точке определяем температуру Т'=562 ?. [3]

Потеря давления в выходном патрубке:

(2)

где =0.04 - опытный коэффициент, =100-120 м/с - скорость пара в выхлопном патрубке трубы. Приняв =120 м/с, получаем =0.164 МПа.

Давление пара за последней ступенью турбины:

(3)

кПа.

В месте пересечения давления и перпендикуляра от точки О' получаем точку 2_t, энтальпия в которой равна h_2t=2004 кДж/кг, х=0.775. [3]

Находим располагаемый теплоперепад приходящийся на турбину:

(4)

кДж/кг.

Прототип данной турбины имеет два цилиндра: высокого и низкого давления. При этом отборы расположены в обоих цилиндрах.

Приняв средний относительный внутренний КПД = 0.8, найдем теоритические и действительные теплоперепады на эти отсеки, а также параметры пара в точке отбора.

По известным данным Р_Т1, Р_Т2, Р_Т^П и hS - диаграмме находим:

Р_Т1=0.25 МПа, кДж/кг;

Р_Т2=0.118 МПа, кДж/кг;

Р_Т^П=1.28 МПа, кДж/кг.

Теоритический теплоперепад:

(5)

кДж/кг.

(6)

кДж/кг.

(7)

кДж/кг.

(8)

кДж/кг.

Приняв потери давления в регулирующих органах ЧНД равным 10 % от Р_Т2 найдем значение давления перед соплами ЧНД.

Р_Т2=0.118 МПа;

(9)

МПа

Из точки опускаем перпендикуляр до давления - находим точку 2t^' и определяем в ней энтальпию кДж/кг.

Найдем теоритический теплоперепад ЦНД:

(10)

кДж/кг.

Приняв КПД ЦНД = 0.826, найдем действительный теплоперепад энтальпий.

(11)

кДж/кг.

Отложим от точки и проведем перпендикуляр до давления - получаем точку 2. [3]

Соединяем и 2. Находим h₂=2404 кДж/кг.

Действительный перепад энтальпий на турбину:

(12)

кДж/кг.

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

(13)

кДж/кг.

Ошибка ? 0.1% за счет погрешностей измерений. Принимаем действительный теплоперепад кДж/кг.

2.2 Расход пара турбоустановки

Оценив величины механического КПД турбины и КПД электрогенератора в 0.99 для каждого и приняв k_p=1.13, определим расход пара на турбину:

(14)

где k_p - коэффициент регенерации, определяемый по таблице 3;

N_э- номинальная электрическая мощность турбины, кВт;

Н_i-действи-тельный перепад энтальпий на турбину, определяемый в результате построения процесса расширения пара, кДж/кг.

Таблица 2 - Характеристики турбоустановок.

Начальные параметры пара	Число ступеней подогрева	Температура питательной воды, Тпв, К	kp
Р0, МПа	Т0, К
3,4	708	4	413-423	1,07-1,12
8,8	758-808	5	483-493	1,10-1,15
12,7	838	7	503-508	1,12-1,17
23,5	833/833	8-9	518-533	1,22-1,25

Определяем расход пара по формуле (14):

3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ ТУРБОУСТАНОВКИ

3.1 Характеристика системы РППВ

Расчет выполняется согласно изображенной на рис.1 тепловой схеме турбины с промышленным и отопительными отборами пара типа ПТ-60/75-130/13. Система РППВ состоит из трех подогревателей высокого давления (ПВД 1, 2, 3), деаэратора повышенного давления (ДВП), четырех подогревателей низкого давления (ПНД 1, 2, 3,4).

3.2 Определение основных параметров воды и пара

Определяем температуру насыщения при Р₀=12.8 МПа.

?.

Определяем температуру питательной воды на входе в котел:

(15)

?.

Определяем температуру насыщения в деаэраторе:

МПа.

?.

Определяем температуру конденсата после конденсатора:

кПа.

?.

Определяем температуру после охладителя эжектора:

(16)

?.

Определяем температуру воды после охладителей уплотнений:

(17)

?.

Подогрев в ПВД:

(18)

?.

одогрев в ПНД:

(19)

(20)

?.

Из формулы (20) ?, из формулы (19) ?.

Далее согласно изложенной выше методике определяются температуры и энтальпии питательной воды на входе и выходе подогревателей, температуры насыщения, давления и энтальпии греющего пара регенеративных отборов. Все подсчеты сводятся в таблицу 3 для удобства составления уравнений тепловых балансов подогревателей и определения долей отборов.

3.3 Расчет подогревателей

ПВД 1

Расчет ведется на 1 кг пара, входящего в турбину. Уравнение теплового баланса первого подогревателя:

Рисунок 2 - Расход пара в ПВД 1

(21)

где -КПД подогревателя зависит от температуры насыщения греющего пара отборов и характеризует потерю теплоты от излучения в окружающую среду [4].

ПВД 2

Аналогично составляется уравнение теплового баланса второго подогревателя с учетом слива конденсатора подогревателя в количестве с энтальпией

Рисунок 3 - Расход пара в ПВД 2

(22)

откуда:

ПВД 3

При составлении теплового баланса третьего подогревателя учитывается каскадный слив конденсата из второго подогревателя в количестве с энтальпией

Рисунок 4 - Расход пара в ПВД 3

(23)

откуда:

Деаэратор

В деаэратор, кроме греющего пара, сливаются конденсат из третьего подогревателя в количестве с энтальпией и основной конденсат из линии питательной воды в количестве в энтальпией .

Рисунок 5 - Расход пара в деаэраторе

При смешивании этих потоков на выходе из деаэратора устанавливаются температура, равная температуре насыщения греющего пара. Из деаэратора иногда отводится пар на основной эжектор, эжектор отсоса, на концевые уплотнения и т.д. Теплота, вносимая и отводимая этими потоками, должна учитываться при составлении теплового баланса деаэратора.

Для рассматриваемого случая уравнение теплового баланса деаэратора имеет следующий вид:

(24)

откуда:

ПНД 4

Уравнение теплового баланса четвертого подогревателя:

Рисунок 6 - Расход пара в ПНД 4

(25)

ПНД 5

Уравнение теплового баланса пятого подогревателя составляется с учетом слива конденсата четвертого подогревателя в количестве с энтальпией и подачи конденсата отбора в количестве с энтальпией дренажным насосом в линию питательной воды между четвертым и пятым подогревателями:



Рисунок 6 - Расход пара в ПНД 5

(26)

откуда

ПНД 6

Уравнение теплового баланса шестого подогревателя составляется с учетом подачи дренажным насосом конденсата греющего пара в количестве с энтальпией в линию питательной воды между пятым и шестым подогревателями.

Рисунок 7 - Расход пара в ПНД 6

(27)

ПНД 7

Уравнение теплового баланса седьмого подогревателя составляется с учетом подачи конденсата греющего пара в конденсатор в количестве и с энтальпией .

Рисунок 7 - Расход пара в ПНД

(28)

Расходы пара в регенеративных подогревателях

(29)

Внутренние мощности отсеков

1 отсек:

2 отсек:

3 отсек:

4 отсек:

5 отсек:

6 отсек:

;

7 отсек:

8 отсек:

Суммарная мощность турбины:

Относительная ошибка:

? = [ (62300.17 -60000 )/62300.17 ] х 100% = 3.7 % ,что не превышает допустимых 5% .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте произведен расчет турбоустановки марки ПТ-60/75-130/13

В ходе работы были произведены:

- предварительное построение теплового процесса турбины в hS - диаграмме и оценка расхода пара турбиной;

- тепловой расчет системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановки.

Действительный теплоперепад .

Суммарные внутренние мощности отсеков турбин . Погрешность составила 4,9 %.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1 Турбины тепловых и атомных электрические станции: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. / А.Г. Костюк [и др.]. - М.: Изд-во МЭИ, 2006. - 488 c.

2 Бойко, Е.А.,. Тепловые электрические станции (Паротурбинные энергетические установки): Справочное пособие / Е.А. Бойко, К.В. Баженов, П.А. Грачев.- Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006.-152 с.

3 Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник / А.А. Александров, Б.А. Григорьев. - М.: Изд-во МЭИ, 2004. - 424 с.

4 hs - диаграмма водяного пара. Справочник. В.И. Алексеев, 2010. - 1с

ПРИЛОЖЕНИЕ A

hS- диаграмма для турбины марки ПТ 60/75 - 130/13

Рисунок А.1 - hS- диаграмма для турбины марки ПТ 60/75 - 130/13

Размещено на Allbest.ru