Курсовая Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145130 на показ
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-25Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
![](https://bukvasha.net/assets/images/emoji__ok.png)
Предоплата всего
от 25%
![](https://bukvasha.net/assets/images/emoji__signature.png)
Подписываем
договор
Пояснительная записка к курсовой работе
Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности
Введение
Интенсивное развитие теплоэнергетики, освоение новых типов схем и оборудования для получения и использования электрической и тепловой энергии, внедрение в практику новых методов расчетов и конструирования, обновление нормативных материалов – все это требует углубленных знаний у современных специалистов.
Поэтому целью курсовой работы является расширение, углубление и закрепления знаний по дисциплине и приобретение навыки их практического использования.
Данная курсовая работа по энергетическим установкам ставит следующие задачи:
· исследовать влияние изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности;
· научиться разбираться в тепловых схемах современных ТЭС и АЭС;
· изучить назначение, принцип действия и связи основного и вспомогательного оборудования паротурбинных энергоблоков;
· научиться составлять и решать уравнения материальных и тепловых балансов элементов тепловых схем;
· научиться определять показатели тепловой экономичности ТЭС и АЭС;
· приобрести навыки выбора основного и вспомогательного оборудования
1. Описание тепловой схемы
Электрическая мощность энергоблока по заданию составляет 140 МВт. Прототипом при разработке тепловой схемы является установка ПТ-140–130 (Уральский ТМЗ).
Принципиальная тепловая схема энергетического блока представлена на рисунке 1.
Теплофикационная паровая турбина ПТ-140–130 одновальная, двухцилиндровая. Оба теплофикационных отбора выполнены в средней части ЦНД и разделены промежуточным отсеком. Парораспределение ЦВД и ЦНД сопловое. Регулирование давления отопительных отборов независимое и осуществляется с помощью поворотных диафрагм. Производственный отбор пара осуществляется из выходного патрубка ЦВД.
Регенеративная система турбоустановки включает подогреватели, утилизирующие теплоту пара из уплотнений и эжекторов, четыре ПНД, деаэратор и три ПВД. Подогреватели низкого давления питаются греющим паром из ЦНД турбины, а ПВД и деаэратор – из ЦВД.
Каждый из роторов валопровода лежит в двух опорных подшипниках. Задний подшипник ЦВД – комбинированный: диски первых шести ступеней откованы за одно с валом, остальные диски – насадные. Для уменьшения осевого усилия на валу в области переднего концевого уплотнения ЦНД выполнен ступенчатый разгрузочный диск больших размеров.
Корпус ЦНД имеет два технологических разъема. Передняя и средняя части – литые, задняя – сварная. Все диафрагмы установлены в обоймах, пространство между которыми использовано для размещения патрубков отборов.
С учетом работы в области значительной влажности из-за отсутствия промежуточного перегрева пара лопатки последней ступени выполнены умеренной длины, что обеспечивает её надёжность против эрозийного износа.
Система регулирования турбины выполнена электрогидравлической. Рассматриваемая турбина имеет четыре регулируемых параметра (давление в трех отборах и электрическая мощность).
Система регулирования обеспечивает все режимы, важные для турбины с отборами пара. В частности, турбина может работать как турбина с двумя отборами, если диафрагма верхнего отопительного отбора открыта полностью, а соответствующий регулятор давления отключен. Полное закрытие диафрагмы ЧНД позволяет осуществить режим работы с противодавлением: при этом тепло пара, пропускаемого через ЧНД для вентиляции, используется для подогрева сетевой воды.
Электрическая часть системы регулирования обеспечивает хорошее качество регулирования мощности и давления в отборах и ускоряет срабатывание системы защиты в аварийных ситуациях.
Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема энергоблока ПТ-145–130
2. Расчет принципиальной тепловой схемы блока в базовом режиме
2.1 Определение давлений пара в отборах турбины
2.1.1 Подогрев питательной воды в тракте высокого давления (рис. 2.1)
где
Значение подогрева в каждом подогревателе:
Подогрев основного конденсата в тракте низкого давления (рис. 2.2).
где
здесь
где
Значение подогрева в каждом подогревателе:
Температура питательной воды t
пв
j за каждым подогревателем
Температура насыщения в подогревателях высокого давления
где
Давление в подогревателях высокого давления
Давление пара в отборах турбины на ПВД
С учетом потерь давление пара в отборе
Температура основного конденсата (ок) t
ок
j за каждым подогревателем
Температура насыщения в подогревателях низкого давления
где
Давление в подогревателях высокого давления
Давление пара в отборах турбины на ПНД
С учетом потерь давление пара в отборе
Температура сетевой воды за сетевыми подогревателями
Значения давления пара в отопительных отборах турбины
2.2 Процесс расширения пара в теплофикационной турбине с промышленным отбором
Таблица 2.1 – Значения КПД hoi цилиндров турбины типа ПТ-140–130
Относительный внутренний КПД hoi цилиндров | |
ЦВД | ЦНД |
0,817 | 0,700 |
Определяем значение энтальпии пара в точке 0:
Определяем давление пара в точке 0¢ за стопорным и регулирующим клапанами турбины по h-S диаграмме на пересечении энтальпии h0 и давления Р0¢ меньше Р0 на величину потерь от дросселирования в стопорном (СК) и регулирующих (РК) клапанах (3¸5% от Р0):
Р0¢=(0,97¸0,95) ×Р0=0,95 ×13=12,35 МПа.
Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦВД:
Определяем энтальпии пара в отборах ЦВД:
Определяем значение давления пара в точке 3¢ с учетом потерь в производственном отборе 10¸15%:
Р3¢=(0,90¸0,85) ×Р3=0,9 ×1,5208=1,36872 МПа.
Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:
Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:
Определяем давление пара в точке 5¢ с учетом потерь в отопительном отборе 30¸40%:
Р5¢=(0,60¸0,70) ×Р5=0,7 ×0,226=0,1582 МПа.
Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:
Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:
Определение действительного теплоперепада турбины
Теоретический теплоперепад ЦВД
Действительный теплоперепад ЦВД
Теоретический теплоперепад ЦНД
Действительный теплоперепад ЦНД
Действительный теплоперепад турбины
2.3 Составление сводной таблицы параметров пара и воды
Значения давлений пара в отборах турбины определены в п. 2.1.
Значения энтальпий пара в отборах турбины определены в процессе построения процесса расширения пара в турбине в hs-диаграмме в п. 2.2.
Значения давлений пара в подогревателях определены в п. 2.1.
Значения температуры дренажа греющего пара определены в п. 2.1. как значения температуры насыщения в подогревателях.
Значения энтальпий дренажа греющего пара определяются по программе Н2О
Значения температуры питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определены в п. 2.1.
Давление питательной воды
Давление основного конденсата
Давление сетевой воды
Значения энтальпий питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определяются по программе Н2О
Удельная работа отборов
Коэффициент недовыработки мощности паром
Таблица 2.2. – Параметры пара, воды и конденсата
Точка процесса в турбине | Элемен- ты тепловой схемы | Пар в турбине (отборе) | Пар в подог-ревателе | Дренаж греющего пара | Питательная, сетевая вода, основной конденсат | Удельная работа отбора | Коэф. недовы-работки | ||||
Ротб | hотб | Рп | tн | h' | tпв | Рпв | hпв,ок,св | hj | yj | ||
МПа | кДж/кг | МПа | °С | кДж/кг | °С | МПа | кДж/кг | кДж/кг | - | ||
0 | - | 13 | 3471,39 | | | | | | | | |
0' | - | 12,35 | 3471,39 | | | | | | | | |
1 | П1 | 4,1747 | 3195,83 | 3,9759 | 250 | 1085,69 | 245 | 19,5 | 1063,18 | 275,56 | 0,7564 |
2 | П2 | 2,5937 | 3094,32 | 2,4702 | 223,32 | 959,03 | 218,32 | 19,5 | 941,5 | 377,07 | 0,667 |
3 | П3 | 1,5208 | 2992,718 | 1,4484 | 196,64 | 837,28 | 191,64 | 19,5 | 823,51 | 478,672 | 0,577 |
3 | Д | 1,5208 | 2992,718 | 1,4484 | 164,95 | 697,13 | 164,95 | 0,7 | 697,13 | 478,672 | 0,577 |
4 | П4 | 0,541 | 2849,996 | 0,515 | 152,95 | 645,00 | 149,95 | 1,1 | 632,42 | 621,394 | 0,451 |
5 | П5 | 0,226 | 2738,668 | 0,215 | 122,483 | 514,34 | 119,483 | 1,1 | 502,22 | 732,722 | 0,352 |
6 | П6 | 0,0795 | 2655,733 | 0,0757 | 92,015 | 385,45 | 89,015 | 1,1 | 373,63 | 815,657 | 0,279 |
7 | П7 | 0,0225 | 2521,123 | 0,0214 | 61,5478 | 257,63 | 58,5478 | 1,1 | 245,99 | 950,267 | 0,1598 |
к' | К | 0,0032 | 2340,327 | 0,003 | 24,08 | 100,99 | 24,08 | 0,003 | 100,99 | 1131,063 | 0 |
5 | ПСВ1 | 0,226 | 2738,668 | 0,215 | 122,483 | 514,34 | 112,483 | 1,5 | 472,85 | 732,722 | 0,352 |
6 | ПСВ2 | 0,0795 | 2655,733 | 0,0757 | 92,015 | 385,45 | 82,015 | 1,5 | 344,55 | 815,657 | 0,279 |
2.4 Расчет схем отпуска теплоты
Рисунок 2.4 – Расчетная схема отпуска теплоты с ПВК
Разобьем Qот по ступеням подогрева сетевой воды QСП и QПВК учитывая, что тепловая нагрузка любого подогревателя при постоянной теплоемкости воды Ср пропорциональна нагреву воды в нем. Тогда:
где t
пс, t
ос – температуры прямой на входе в теплосеть и обратной на выходе сетевой воды, которые определяются из температурного графика теплосети; t
ПСВ1, t
ПСВ2 – температура сетевой воды за ПСВ1 и ПСВ2 соответственно;
G
св – расход сетевой воды в кг/с;
Ср – средняя изобарная теплоемкость воды.
t
пс=150°С;
t
ос=70°С;
t
ПСВ1=112,48°С;
t
ПСВ1=82,015°С;
Ср=4.22¸4.24 кДж/(кг×°С); принимаю: Ср=4,22 кДж/(кг×°С);
Q
от=100 МВт – тепловая нагрузка.
Расход сетевой воды
Тепловая нагрузка
ПСВ1:
ПСВ2:
ПВК:
Расход греющего пара из отборов на ПСВ1 и ПСВ2 определяются из уравнений тепловых балансов:
Где G
ПСВ1, G
ПСВ2 – расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
– энтальпии греющего пара из отборов соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
– энтальпии дренажа греющего пара соответственно из ПСВ1 и ПСВ2;
h
п =0,98 – КПД сетевых подогревателей.
2.5 Предварительная оценка расхода пара на турбину
где N
э=140 МВт – заданная электрическая мощность;
Hi – действительный теплоперепад турбины, кДж/кг;
h
м, h
г – КПД механический и генератора (принимаю h
м=0,98, h
г =0,98);
k
р – коэффициент регенерации, он зависит от многих факторов и находится в пределах от 1,15 до 1,4 (принимаю k
р =1,21);
G
ПСВ1, G
ПСВ2 – расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
G
П – расход пара из производственного отбора;
Yj – коэффициенты недовыработки мощности отборов.
2.6 Расчет вспомогательных элементов тепловой схемы
В рассматриваемой схеме, вспомогательными элементами являются охладители эжекторов и уплотнений.
Охладители эжекторов (ОЭ) и уплотнений (ОУ)
Служат для конденсации пара из эжекторов и уплотнений турбины, при этом проходящий через них основной конденсат
В расчете нужно учесть подогрев основного конденсата. С учетом этого подогрева температура основного конденсата после ОЭ и ОУ запишется следующим образом
где
Энтальпия основного конденсата при этой температуре равна
Температура добавочной воды
2.7 Составление общих уравнений материального баланса
Материальные балансы по пару
Относительный расход пара на турбину
где
Относительный расход пара из парогенератора
где
0,002¸0,003, принимаю
Материальные балансы по воде
Относительный расход питательной воды
где
Материальный баланс добавочной воды
где
2.8 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей высокого давления регенеративной системы
ПВД 1
Рисунок 2.5. – Расчетная схема ПВД 1
Уравнение теплового баланса для ПВД 1:
где
ПВД 2
Рисунок 2.6. – Расчетная схема ПВД 2
Уравнение теплового баланса для ПВД 2:
где
ПВД 3
Рисунок 2.7. – Расчетная схема ПВД 3
Уравнение теплового баланса для ПВД 3:
где
2.9 Расчет деаэратора
Рисунок 2.8 – Расчетная схема деаэратора
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов
Где
0,02¸0,04, принимаю
Решая систему:
с помощью программы MathCad получаем:
2.10 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы
Рисунок 2.9 – Расчетная схема группы ПНД
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой
Где
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
2.11 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме
Относительные расходы пара из отборов:
α
1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;
α
2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;
α
3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;
α
3д=0,0575 – относительный расход пара в деаэратор;
α
4=0,0405 – относительный расход пара в ПНД 4;
α
5=0,02819 – относительный расход пара в ПНД 5;
α
ПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;
α
6=0,02647 – относительный расход пара в ПНД 6;
α
ПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;
α
7=0,026699 – относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
Относительная ошибка
2.12 Определение расхода пара на турбину
где Nэ – заданная электрическая мощность;
Hi – действительный теплоперепад турбины;
Относительная ошибка
2.13 Проверка мощности
где G0 – расход пара на турбину;
Hi – действительный теплоперепад турбины;
Относительная ошибка
3. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в базовом режиме
3.1 Тепловая нагрузка ПГУ
3.2 Полная тепловая нагрузка ТУ
3.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление
3.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
3.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
3.6 КПД ТУ по производству электроэнергии
3.7
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
3.8
КПД блока по отпуску электроэнергии
где
3.9
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии
3.10
КПД блока по отпуску теплоты
3.11
Удельный расход условного топлива на выработку теплоты
4. Расчет регенеративной системы второго режима
Во втором расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подается в конденсатор. В этом случае расчет схемы целесообразно начать с расчета деаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. для первого и второго режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока при работе во втором режиме приведена на рисунке 4.2.
4.1 Расчет деаэратора
Рисунок 4.1. – Расчетная схема деаэратора
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов
Где
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
Рисунок 4.2 – Принципиальная тепловая схема энергоблока при работе во втором расчетном режиме
4.2 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы
Рисунок 4.3 – Расчетная схема группы ПНД
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой
Где
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
4.3 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме
Относительные расходы пара из отборов:
α
1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;
α
2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;
α
3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;
α
3д=0,0475678 – относительный расход пара в деаэратор;
относительный расход пара из производственного отбора;
α
4=0,0438289 – относительный расход пара в ПНД 4;
α
5=0,0309285 – относительный расход пара в ПНД 5;
α
ПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;
α
6=0,0291914 – относительный расход пара в ПНД 6;
α
ПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;
α
7=0,02943836 – относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
Относительная ошибка
4.4 Определение расхода пара на турбину
где Nэ – заданная электрическая мощность;
Hi – действительный теплоперепад турбины;
Относительная ошибка
4.5 Проверка мощности
где G0 – расход пара на турбину;
Hi – действительный теплоперепад турбины;
Относительная ошибка
5. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе во втором расчетном режиме
5.1 Тепловая нагрузка ПГУ
5.2 Полная тепловая нагрузка ТУ
5.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление
5.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
5.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
5.6 КПД ТУ по производству электроэнергии
5.7
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
5.8
КПД блока по отпуску электроэнергии
где
5.9
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии
5.10
КПД блока по отпуску теплоты
5.11
Удельный расход условного топлива на выработку теплоты
6. Расчет регенеративной системы третьего режима
В третьем расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подается в конденсатор, возврат конденсата равен 0%. В этом случае необходимо уточнить материальный баланс добавочной воды и начать расчет схемы с расчета деаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. (за исключением п. 2.7.3) для первого и третьего режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока при работе в третьем расчетном режиме соответствует схеме при работе во втором расчетном режиме и приведена на рисунке 4.2.
6.1 Материальный баланс добавочной воды
где
6.2 Расчет деаэратора
Рисунок 6.1. – Расчетная схема деаэратора
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов
Где
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
6.3 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы
Рисунок 6.2 – Расчетная схема группы ПНД
Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой
Где
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
6.4 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме
Относительные расходы пара из отборов:
α
1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;
α
2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;
α
3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;
α
3д=0,035427 – относительный расход пара в деаэратор;
α
4=0,04959 – относительный расход пара в ПНД 4;
α
5=0,035647 – относительный расход пара в ПНД 5;
α
ПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;
α
6=0,033866 – относительный расход пара в ПНД 6;
α
ПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;
α
7=0,034153 – относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
Относительная ошибка
6.5 Определение расхода пара на турбину
где Nэ – заданная электрическая мощность;
Hi – действительный теплоперепад турбины;
Относительная ошибка
Расчет произведен верно.
6.6 Проверка мощности
где G0 – расход пара на турбину;
Hi – действительный теплоперепад турбины;
Относительная ошибка
Расчет произведен верно.
7. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в третьем расчетном режиме
7.1 Тепловая нагрузка ПГУ
7.2 Полная тепловая нагрузка ТУ
7.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление
7.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
7.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
7.6 КПД ТУ по производству электроэнергии
7.7 КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
7.8
КПД блока по отпуску электроэнергии
где
7.9
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии
7.10
КПД блока по отпуску теплоты
7.11
Удельный расход условного топлива на выработку теплоты
8. Анализ результатов, полученных в результате расчета трех режимов работы энергоблока
Сведем данные, полученные ранее в таблицу.
Таблица 8.1 – Показатели тепловой экономичности энергоблока при работе в трех режимах
Наименование показателя | Базовый режим | Второй режим | Третий режим |
Расход пара на турбину, G 0, | 182,117 | 181,605 | 181,428 |
Расчетная электрическая мощность, N' э, МВт | 139.997 | 140,01428 | 140,01339 |
Тепловая нагрузка ПГУ, Q пг, кВт | 444277,468 | 443028,436 | 442596,64 |
Полная тепловая нагрузка ТУ, Q ту, кВт | 439459,73 | 438224,238 | 423426,634 |
Тепловая нагрузка ТУ на отопление, Q т, кВт | 54183,67 | 54183,67 | 54183,67 |
Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, Q п, кВт | 61105,38 | 61105,38 | 63710,874 |
Тепловая нагрузка ТУ по производству э/э, | 324170,68 | 322935,188 | 305532,09 |
КПД ТУ по производству э/э, | 0,43187 | 0,4335 | 0,458217 |
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с турбиной, | 0,989 | 0,989 | 0,957 |
КПД блока по отпуску э/э, | 0,353 | 0,3543 | 0,37455 |
Удельный расход условного топлива по отпуску э/э, | 348,44 | 347,118 | 328,394 |
КПД блока по отпуску теплоты, | 0,84322 | 0,84322 | 0,816 |
Удельный расход условного топлива по отпуску теплоты, | 40,44 | 40,44 | 41,792 |
Для наглядного обоснования выбора более экономичного варианта вычислим полный КПД энергоблока для каждого режима.
Полный КПД энергоблока
где
1 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
2 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
3 вариант
Расход условного топлива на выработку электроэнергии
Расход условного топлива на выработку теплоты
Расход условного топлива на ПВК
Вывод: КПД энергоблока при работе в третьем расчетном режиме превышает КПД энергоблока при работе в базовом и втором расчетном режимах. При работе энергоблока в базовом режиме добавочная вода подавалась в схему в деаэратор. При этом температура воды в деаэраторе
Однако самый большой КПД получен при расчете третьего режима, который отличается от второго тем, что в этом режиме возврат конденсата принят 0%, что в первую очередь повлияло на величину
9. Выбор оборудования пароводяного тракта
9.1 Выбор насосов
9.1.1 Сетевой насос
Максимальная подача
где Gсв=296,21 кг/с – расход сетевой воды;
υпс=f(Рсв; tпс)= 0,0010898 м3/кг – удельный объем прямой сетевой воды;
υос=f(Рсв; tпс)= 0,0010221 м3/кг – удельный объем обратной сетевой воды;
где Рсв=1,5 МПа – давление сетевой воды;
ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;
g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа СЭ2500–180 [2, таб. 5.6]. Характеристики насоса: подача
9.1.2 Конденсатный насос
Максимальная подача
где υ=f(Ркн; tк)= 0,001 м3/кг – удельный объем;
где Рок=1,1 МПа – давление основного конденсата;
Рк=0,003 МПа – давление в конденсаторе;
ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;
g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа КсВ500–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса:
подача
9.1.3 Питательный насос
Максимальная подача
где υ=f(Рпн; tд)= 0,0011 м3/кг – удельный объем,
здесь
Напор
где Рпв=19,5 МПа – давление питательной воды;
Рд=0,7 МПа – давление в деаэраторе;
ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;
g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа ПЭ-780–200 [2, таб. 5.4]. Характеристики насоса:
подача
9.1.4 Дренажный насос для ПСВ 1
Максимальная подача
где
υ=f(РПСВ1; ts
ПСВ1)= 0,001 м3/кг – удельный объем;
Напор
где Рок=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;
РПСВ1=0,215 МПа – давление в ПСВ 1;
ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;
g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа Кс80–155 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача
9.1.5 Дренажный насос для ПСВ 2
Максимальная подача
где
υ=f(РПСВ2; ts
ПСВ2)= 0,001 м3/кг – удельный объем;
Напор
где Рок=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;
РПСВ2=0,0757 МПа – давление в ПСВ 2;
ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;
g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа Кс32–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача
9.1.6 Дренажный насос для ПНД 5
Максимальная подача
где
υ=f(РП5; h
'П5)= 0,0010626 м3/кг – удельный объем,
здесь h
'П5 – энтальпия насыщения в ПНД 5,
РП5=0,215 МПа – давление в ПНД 5;
где Рок=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;
ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;
g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа Кс80–155 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача
9.1.7 Дренажный насос для ПНД 6
Максимальная подача
где
υ=f(РП6; h
'П6)= 0,0010785 м3/кг – удельный объем,
здесь h
'П6 – энтальпия насыщения в ПНД 6,
РП6=0,0757 МПа – давление в ПНД 6;
Напор
где Рок=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;
ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;
g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;
Выбираем насос типа Кс32–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса:
подача
9.2 Выбор деаэратора
Давление в деаэраторе Рд=0,7 МПа; температура насыщения t
д=164,95 °С;
Номинальная производительность
Выбираем деаэрационную колонку типа КДП-1000А [2, таб. 3.25]
с характеристиками: номинальная производительность 277,8 кг/с, рабочее давление 0,76 МПа, рабочая температура 164,19 °С, объем 17 м3.
Емкость бака деаэратора должна обеспечивать 15% запаса ПВ на 3,5 минуты:
Выбираем деаэраторный бак типа БДП-120–2А [2, таб. 3.26] объемом 150 м3.
9.3 Выбор подогревателей
9.3.1 ПВД 1
Расход питательной воды
Поверхность теплообмена
где
h
1=3195,83 кДж/кг – энтальпия пара первого отбора;
h
'1=1085,69 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 1;
k – коэффициент теплопередачи;
Выбираем подогреватель ПВ-775–265–45 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 775 м2, максимальная температура пара 405°С; номинальный расход воды 194,4 кг/с.
9.3.2 ПВД 2
Расход питательной воды
Поверхность теплообмена
где
h
2=3094,32 кДж/кг – энтальпия пара второго отбора;
h
'2=959,03 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 2;
k – коэффициент теплопередачи;
Выбираем подогреватель ПВ-760–230–14–1 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 676 м2, максимальная температура пара 350 °С; номинальный расход воды 236,1 кг/с.
9.3.3 ПВД 3
Расход питательной воды
Поверхность теплообмена
где
h
3=2992,718 кДж/кг – энтальпия пара третьего отбора;
h
'3=837,28 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 3;
k – коэффициент теплопередачи;
Выбираем подогреватель ПВ-760–230–14–1 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 676 м2, максимальная температура пара 350°С; номинальный расход воды 236,1 кг/с.
9.3.4 ПНД 4
Расход основного конденсата
Поверхность теплообмена
где
h
4=2849,996 кДж/кг – энтальпия пара четвертого отбора;
h
'4=645,00 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 4;
k – коэффициент теплопередачи;
Выбираем подогреватель ПН-550–25–1-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 580 м2, максимальная температура пара 285°С; номинальный расход воды 216,7 кг/с.
9.3.5 ПНД 5
Расход основного конденсата
Поверхность теплообмена
где
h
5=2738,668 кДж/кг – энтальпия пара пятого отбора;
h
'5=514,34 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 5;
k – коэффициент теплопередачи;
Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400 °С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.
9.3.6 ПНД 6
Расход основного конденсата
Поверхность теплообмена
где
h
6=2655,733 кДж/кг – энтальпия пара шестого отбора;
h
'6=385,45 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 6;
k – коэффициент теплопередачи;
Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400°С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.
9.3.7 ПНД 7
Расход основного конденсата
Поверхность теплообмена
где
h
7=2521,123 кДж/кг – энтальпия пара седьмого отбора;
h
'7=257,63 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 7;
k – коэффициент теплопередачи;
Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400°С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.
9.4 Выбор сетевых подогревателей
9.4.1 ПСВ 1
Рсв=1,5 МПа,
Рп=0,215 МПа,
G
св=296,21 кг/с,
G
п=17,469 кг/с,
t
п=124,12°С,
t
св вх=82,015°С,
t
св вых=112,48°С.
Выбираем ПСВ-200–7–15 [2, таб. 3.29] с характеристиками: давление пара 0,78 МПа, температура пара 164,2°С, номинальный расход пара 18,28 кг/с, давление воды 1,57 МПа, температура воды на входе / выходе 70/150°С, номинальный расход воды 111 кг/с, 3 шт.
9.4.2 ПСВ 2
Рсв=1,5 МПа,
Рп=0,0757 МПа,
G
св=296,21 кг/с,
G
п=6,616 кг/с, t
п=93,32°С, t
св вх=70°С,
t
св вых=82,015°С.
Выбираем ПСВ-200–7–15 [2, таб. 3.29] с характеристиками: давление пара 0,78 МПа, температура пара 164,2°С, номинальный расход пара 18,28 кг/с, давление воды 1,57 МПа, температура воды на входе / выходе 70/150°С, номинальный расход воды 111 кг/с, 3 шт.
9.5 Выбор ПВК
Расход сетевой воды G
св=296,21 кг/с =1066,356 т/ч,
Тепловая нагрузка ПВК Qпвк=46900 кВт.
Выбираем котел водогрейный типа КВ-ГМ-50–150 [2, таб. 1.64] с характеристиками: номинальная теплопроизводительность 58,2 МВт, рабочее давление 0,98 – 2,45 МПа, расход воды через котел для пикового режима 1230 т/ч, температура на входе в котел 70–110°С, температура на выходе из котла 150°С.
9.6 Выбор вспомогательных теплообменников
Из теплообменного оборудования, комплектующего ПТУ ПТ-140–130:
Конденсатор К2–6000–1,
Основной эжектор ЭП-3–2А (2 шт.),
Охладитель уплотнений ЭУ-120–1.
9.7 Выбор парового котла
Тип котла – прямоточный, без пп.
Р0=13 МПа, t
0=550 °С, t
пв=245 °С,
D
п=1,013•181,428=183,786 кг/с = 661,63 т/ч.
Выбираем котел П-60 с параметрами:
D
п=670 т/ч, Р0=13,8 МПа, t
0=545 °С, t
пв=240 °С,
Составляем сводную таблицу параметров выбранного оборудования (таблица 9.1).
Таблица 9.1
№ п. | Тип оборудования | Типоразмер | Наименование параметра | Расчетные параметры | Параметры оборудования | Кол-во | ||
1. | Сетевой насос | СЭ2500–180 | Подача, м3/ч | 1182,32 | 2500 | 1+1 | ||
Напор, м | 153,06 | 180 | ||||||
Конденсатный насос | КсВ500–150 | Подача, м3/ч | 445,284 | 500 | 1+1 | |||
Напор, м | 111,94 | 150 | ||||||
Питательный насос | ПЭ-780–200 | Подача, м3/ч | 764,18 | 780 | 1+1 | |||
Напор, м | 1918,367 | 2030 | ||||||
Дренажный насос | Кс80–155 | Подача, м3/ч | 66,03 | 80 | 1 | |||
Напор, м | 90,306 | 155 | ||||||
Кс32–150 | Подача, м3/ч | 27 | 30 | 1 | ||||
Напор, м | 104,52 | 150 | ||||||
Кс80–155 | Подача, м3/ч | 62,097 | 80 | 1 | ||||
Напор, м | 90,306 | 155 | ||||||
Кс32–150 | Подача, м3/ч | 24,678 | 30 | 1 | ||||
Напор, м | 104,52 | 150 | ||||||
2. | Деаэрационная колонка | КДП-1000А | Номинальная произв-ть, кг/с | 202,165 | 277,8 | 1 | ||
Рабочее давление, МПа | 0,7 | 0,76 | ||||||
Рабочая температура, °С | 164,95 | 164,19 | ||||||
Деаэраторный бак | БДП-120–2А | Объем, м3 | 54,096 | 150 | 1 | |||
3. | Подогреватель высокого давления | ПВ-775–265–45 | Площадь поверхности теплообмена, м2 | 631,567 | 775 | 1 | ||
Максимальная температура пара, °С | 237,39 | 405 | ||||||
Расход воды, кг/с | 183,787 | 194,4 | ||||||
ПВ-760–230–14–1 | Площадь поверхности теплообмена, м2 | 574,49 | 676 | 1 | ||||
| | | Максимальная температура пара, °С | 225,92 | 350 | | ||
Расход воды, кг/с | 183,787 | 236,1 | ||||||
ПВ-760–230–14–1 | Площадь поверхности теплообмена, м2 | 574,49 | 676 | | ||||
Максимальная температура пара, °С | | 350 | ||||||
Расход воды, кг/с | 183,787 | 236,1 | ||||||
Подогреватель низкого давления | ПН-550–25–1-IV | Площадь поверхности теплообмена, м2 | 448,7 | 580 | 1 | |||
Максимальная температура пара, °С | 154,83 | 285 | ||||||
Расход воды, кг/с | 152,43 | 216,7 | ||||||
ПН-400–26–2-IV | Площадь поверхности теплообмена, м2 | 325,358 | 400 | 1 | ||||
Максимальная температура пара, °С | 124,12 | 400 | ||||||
Расход воды, кг/с | 119,757 | 208,3 | ||||||
ПН-400–26–2-IV | Площадь поверхности теплообмена, м2 | 315,49 | 400 | 1 | ||||
Максимальная температура пара, °С | 93,32 | 400 | ||||||
Расход воды, кг/с | 107,1 | 208,3 | ||||||
| | ПН-400–26–2-IV | Площадь поверхности теплообмена, м2 | 315,49 | 400 | 1 | ||
Максимальная температура пара, °С | 62,63 | 400 | ||||||
Расход воды, кг/с | 107,1 | 208,3 | ||||||
Сетевой подогреватель | ПСВ-200–7–15 | Давление пара, МПа | 0,215 | 0,78 | 3 | |||
Температура пара, °С | 124,12 | 164,2 | ||||||
Расход пара, кг/с | 17,469 | 18,28 | ||||||
Давление воды, МПа | 1,5 | 1,57 | ||||||
Температура воды вх/вых, °С | 82,015/ 112,48 | 70/150 | ||||||
Расход сетевой воды, кг/с | 296,21 | 111 | ||||||
ПСВ-200–7–15 | Давление пара, МПа | 0,0757 | 0,78 | 3 | ||||
Температура пара, °С | 93,32 | 164,2 | ||||||
Расход пара, кг/с | 6,616 | 18,28 | ||||||
Давление воды, МПа | 1,5 | 1,57 | ||||||
Температура воды вх/вых, °С | 70/112,48 | 70/150 | ||||||
Расход сетевой воды, кг/с | 296,21 | 111 | ||||||
4. | Пиковый Водогрейный котел | КВ-ГМ-50–150 | Номинальная теплопроизво-дительность, кВт | 46900 | 58200 | 1 | ||
| | | Рабочее давление, МПа | 1,5 | 0,98ч2,45 | | ||
Температура на входе, °С | 112,48 | 70ч110 | ||||||
Температура на выходе, °С | 150 | 150 | ||||||
Расход воды, т/ч | 1066,356 | 1230 | ||||||
5. | Конденсатор | К2–6000–1 | | | | 1 | ||
Основной эжектор | ЭП-3–2А | | | | 2 | |||
Охладитель уплотнений | ЭУ-120–1 | | | | 1 | |||
6. | Паровой котел | П-60 | Давление острого пара, МПа | 13 | 13,8 | 1 | ||
Температура острого пара, °С | 550 | 545 | ||||||
Температура пит. воды, °С | 245 | 240 | ||||||
Паропроизво-дительность, кг/с | 661,63 | 670 | ||||||
КПД | 0,87 | 0,87 | ||||||
Заключение
В ходе расчета курсовой работы были решены поставленные задачи проектирования. В результате расчета были просчитаны показатели тепловой экономичности для трех режимов работы энергоблока и выбран наиболее экономичный режим. Также был произведен выбор оборудования для этого режима и составлена заказная спецификация. Были расширены знания по дисциплине и в ходе расчета были осмыслены вопросы на которые не было обращено особое внимание в прошлом семестре.
Список литературы
1. Расчет показателей работы электростанций. Методические указания для студентов направления 550900 «Теплоэнергетика», специальностей 100500 «Тепловые электрические станции» и 101000 «Атомные электрические станции и установки». – Томск: Изд. ТПУ, 2001. – 44 с.
2. Тепловые и атомные электростанции; Справочник/ Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2003 – 648 с.: ил. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).
3. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для вузов /
Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 464 с., ил.
4. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / Под ред.
В.Я. Гиршфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1987. – 328 с.: ил.