Реконструкция противодавленческой турбины З-46 (50) — 90 (130) /11 Ивановской ТЭЦ
![Дипломная: Реконструкция противодавленческой турбины З-46 (50) — 90 (130) /11 Ивановской ТЭЦ](https://gugn.ru/work/1320803/cover.png)
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… Читать ещё >
Реконструкция противодавленческой турбины З-46 (50) — 90 (130) /11 Ивановской ТЭЦ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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 NЭ — номинальная мощность;
H0 = h0 — hкt = 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 РК = 1,08 МПа, sкt = s0 = 6,6716 hкt = 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 РК = 1,08 МПа — давление в магистрали за турбиной;
л = 0,04 — коэффициент местного сопротивления патрубка;
СВ = 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 GСР = 88,73 кг/с — средний расход пара через ЦВД;
VСР = 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:
Hi = h0 — hк = 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 | ||||||
кДж/кг | ||||||||
; | 0,54 | 0,54 | 0,54 | 0,54 | 0,54 | 0,54 | ||
м/с | 223,61 | 244,95 | 264,58 | 282,84 | 316,23 | |||
м/с | 120,75 | 132,27 | 142,87 | 152,73 | 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 | 31,5 | 40,5 | |||||
м/с | 212,13 | 232,38 | 250,99 | 268,33 | 284,6 | |||
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 dZ (от dI до 1,3dI), 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 | |
dz | м | задаётся | 0,916 | 1,008 | 1,099 | 1,191 | ||
uz | м/с | uz = рdzn | 143,81 | 158,26 | 172,54 | 186,99 | ||
xoz | ; | задаётся равным | 0,54 | 0,54 | 0,54 | 0,54 | ||
кДж/кг | 35,46 | 42,95 | 51,05 | 59,95 | ||||
; | задаётся равным сI | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | |||
кДж/кг | 31,91 | 38,66 | 45,95 | 53,96 | ||||
c1t | м/с | 252,63 | 278,06 | 303,15 | 328,51 | |||
град | задаётся равным | |||||||
V2Z | м3/кг | находится по h-s диаграмме, одинаков для всех вариантов | 0,209 | 0,209 | 0,209 | 0,209 | ||
м | 0,122 | 0,101 | 0,085 | 0,072 | ||||
м | 0,794 | 0,907 | 1,014 | 1,119 | ||||
Как видно из графика (рис. 3), средний диаметр последней ступени dZ = 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 | |
0,916 | 35,39 | 0,22 | 35,61 | 0,1 | |||
0,923 | 35,94 | 0,23 | 36,17 | ||||
0,929 | 36,45 | 0,23 | 36,68 | ||||
0,936 | 36,95 | 0,23 | 37,18 | ||||
0,943 | 37,46 | 0,24 | 37,7 | ||||
0,949 | 0,24 | 38,24 | |||||
0,956 | 38,55 | 0,24 | 38,79 | ||||
0,963 | 39,09 | 0,25 | 39,34 | ||||
0,969 | 39,6 | 0,25 | 39,85 | ||||
0,976 | 40,13 | 0,25 | 40,38 | ||||
0,982 | 40,69 | 0,26 | 40,95 | ||||
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 | |||||
Расход пара | из предварительного расчёта | кг/с | 85,67 | |||
Давление пара перед ступенью | h — s диаграмма | МПа | 8,39 | |||
Температура пара перед ступенью t0 | h — s диаграмма | 0С | ||||
Энтальпия пара перед ступенью h0 | h — s диаграмма | кДж/кг | 3388,44 | |||
Удельный объём пара перед ступенью V0 | h — s диаграмма | м3/кг | 0,0395 | |||
Давление торможения перед ступенью | = | МПа | 8,39 | |||
Изоэнтропный теплоперепад | исходные данные | кДж/кг | ||||
Средний диаметр ступени dСР | из предварительного расчёта | м | 1,139 | |||
Окружная скорость на среднем диаметре u | u = | м/с | 178,88 | |||
Отношение скоростей u/c0 | из предварительного расчёта | ; | 0,4 | |||
Степень реактивности | из предварительного расчёта | ; | ; | 0,08 | ||
Изоэнтропный теплоперепад в сопловой и рабочей решётках , | из предварительного расчёта | кДж/кг | ||||
Давление за сопловой и рабочей решётками, | h — s диаграмма | МПа | 6,2783 | 6,1182 | ||
Удельный объём за сопловой и рабочей решётками V1t, V2t | h — s диаграмма | м3/кг | 0,0495 | 0,0506 | ||
Теоретическая скорость выхода пара из решёток | м/с | 428,95 | 267,4 | |||
Турбина в целом
Внутренняя мощность ЦВД.
Электрическая мощность турбоагрегата.
NЭ = Ni • зМ? зГ = 39 946,1 • 0,99 • 0,986 = 38 992,99 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 | ||
II | ПВД № 2 | 2,1 | ||
III | ПВД № 1 | 1,08 | ||
Деаэратор | 1,08 | |||
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 DУТ = 0,02 • D;
— расход пара на эжекторную установку 0,5%, то есть DЭЖ = 0,005 • D;
— расход пара на концевые уплотнения в условном свежем паре 0,3%, т. е.
DКУ = 0,003 • D.
Тогда расход пара из котла:
DК = D + DУТ + DЭЖ + DКУ = (1+ 0,02 + 0,005 + 0,003) • D = 1,028 •D.
Принимаем процент непрерывной продувки из котла — 1,5%, то есть:
DПРОД = 0,015 • DК = 0,015 • 1,028 • D = 0,1 542 • D.
Таким образом, расход питательной воды составит:
DПВ = 1,028 • D + 0,1 542 • D = 1,4 342 · D.
Количество добавочной воды, направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки:
DДОБ = DУТ + (1 — К) • DП + DВР,
где (1 — К) • DП — потеря пара и конденсата у промышленных тепловых потребителей ТЭЦ. Основными потребителями пара являются текстильные фабрики. Коэффициент возврата конденсата при этом составит К = 0,75.
DВР — количество воды, выходящей из расширителя непрерывной продувки, определяемое в результате его расчёта:
DПР = в? DПРОД,
DВР = (1 — в)? DПРОД,
где в — доля пара, выделившегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки:
В этой формуле:
ctКВ — энтальпия котловой воды, определяемая по давлению в барабане; при РБАР = 1,2 • Р0 = 1,2 • 8,83 = 10,596 МПа > ctКВ = 1434,59 кДж/кг;
ctВР — 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 РРНП = 1,1 * РДЕАЭР = 1,1 • 0,5886 = 0,6475 МПа > ctВР = 683,47 кДж/кг;
hПР — энтальпия влажного насыщенного пара, выходящего из расширителя. Если принять его влажность 3%, то
hПР = ctВР + 0,97 • r = 683,47 + 0,97 • 2076,32 = 2697,5 кДж/кг, где r = 2076,32 кДж/кг — скрытая теплота парообразования при РРНП = 0,6475 МПа.
Тогда
DПР = 0,358 • 0,1 542 • D = 0,552 • D.
DВР = (1 — 0,358) • 0,1 542 • 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:
ДРЧВД = 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 s3А = = 6,6933 кДж/(кг • К): h3А = 3143,27 кДж/кг > h3 = h0 — (h0 — h3А) • = 3388,44 — (3388,44 — 3143,27) • 0,823 = 3186,67 кДж/кг.
3) при Р2 = 2,1 МПа и s2А = = 6,6933 кДж/(кг • К): h2А = 2993,46 кДж/кг > h2 = h0 — (h0 — h2А) • = 3388,44 — (3388,44 — 2993,46) • 0,823 = 3063,37 кДж/кг.
4) при РК = 1,08 МПа и sКА = = 6,6933 кДж/(кг • К): hКА = 2842,88 кДж/кг > hК = h1 = h0 — (h0 — hКА) • = 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 | ||
II | ПВД — 2 | ||
III | ПВД — 1 (Д — 6) | ||
— падение давления греющего пара во встроенных пароохладителях ДРОП == 1,5%;
— недоохлаждение пара в охладителях пара против температуры насыщения ДtОП = 10 0С;
— недогрев воды в основной поверхности ПВД дtНЕД = 5 0С;
— недоохлаждение конденсата греющего пара в охладителях конденсата (охладителях дренажа) ДtОД = 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:
РДЕАЭР = 0,5886 МПа;
tДЕАЭР = 158,09 0С;
= 667,18 кДж/кг.
Параметры воды после питательного насоса
а) При Р0 = 8,83 МПа давление на нагнетании насоса должно быть РНАГН = 13,73 МПа;
б) Повышение энтальпии в насосе:
.
При РДЕАЭР = 0,5886 МПа, высоте его установки над осью насоса 20 м и нормативной величине сопротивления тракта всасывания ДРВС = 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 зН = 0,78 найдём:
кДж/кг.
Таким образом, энтальпия воды после питательного насоса составит:
ctПН = + = 667,18 + 18,22 = 685,4 кДж/кг.
При РНАГН = 13,73 МПа и ctПН = 685,4 кДж/кг температура воды будет tПН = 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:
= + ДtОП = 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:
= - дtНЕД = 179,88 — 5 = 174,88 0С.
Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ1 = РНАГН — = 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:
tК1 = tПН + ДtОД = 160,5 + 5 = 165,5 0С.
сtК1 = 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:
= + ДtОП = 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:
= - дtНЕД = 211,48 — 5 = 206,48 0С.
Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ2 = РПВ1 — = 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:
tК2 = t1 + ДtОД = 176,88 + 5 = 181,88 0С.
сtК2 = 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:
= + ДtОП = 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:
= - дtНЕД = 242,98 — 5 = 237,98 0С.
Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ3 = РПВ2 — = 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:
tК3 = t2 + ДtОД = 209,48 + 5 = 214,48 0С.
сtК3 = 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 · DПВ;
2) 2045,81 · D2 + 149,8 · D1 + 146,71 · D3 = 139,6 · DПВ;
3) 2090,04 · D1 + 72,24 · (D2 + D3) = 62,11 · DПВ.
Упрощаем её:
1) D2 + 7,76 · D3 = 0,586 · DПВ;
2) D1 + 13,66 · D2 + 0,98 · D3 = 0,932 · DПВ;
3) 28,93 · D1 + D2 + D3 = 0,86 · DПВ.
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 (РПВ3 = 12,26 МПа).
ОП — 2:
t2 = 209,84 0С (РПВ2 = 12,75 МПа).
ОП — 1:
t1 = 175,75 0С (РПВ1 = 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 · DПВ = 0,0676 · 1,4 342 · D = 0,0705 · D;
D2 = 0,0615 · DПВ = 0,0615 · 1,4 342 · D = 0,0642 · D;
D1 = 0,0253 · DПВ = 0,0253 · 1,4 342 · D = 0,0264 · D.
Расход пара на турбину:
Удельный электрический расход пара на турбину:
Коэффициенты недовыработки отборов:
Таким образом,
D = 8,222 · 46 000 + 0,0705 · D · 0,550 624 + 0,0642 · D · 0,276 013 = 378 212 ++ 0,38 819 · D + 0,1 772 · 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 РД = 0,589 МПа и составляет tД = 158,11 0С. Тогда температура воды на входе в деаэратор равна tПХОВ = 148,11 0С, что соответствует энтальпии =
= 624,05 кДж/кг.