145806 (728759), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

В линию основного конденсата между ПНД2 и ПНД3, а также между ПНД3 и ПНД4 вводится конденсат греющего пара из сетевых подогревателей ПСГ1 и ПСГ2.

Основной конденсат, пройдя группу подогревателей низкого давления, поступает в деаэратор, также в деаэратор поступает возвратный конденсат производственного отбора пара, конденсат греющего пара из ПВД5, а также пар отсосов от штоков клапанов. В деаэраторе осуществляется термическая деаэрация основного конденсата, который после деаэратора называется питательной водой. Питательным насосом, имеющим электропривод, питательная вода подается в группу подогревателей высокого давления. В ПВД применяется каскадный слив дренажа греющего пара. После ПВД питательная вода поступает в паровой котел.

Турбина ПТ-80-130 имеет сетевую установку состоящую из подогревателей ПСГ1, ПСГ2, сетевые насосы 1 и 2 ступени и пиковый водогрейный котел.

2.2 Расчет принципиальной тепловой схемы на заданный режим

2.2.1 Исходные данные для расчета

1. Вид топлива: газ-мазут;

2. Тип технического водоснабжения: оборотное с градирнями;

3. Начальные параметры пара: МПа

С

1. Параметры питательной воды: МПа

С

1. Давление пара в отборах турбины (МПа):

1. Расход пара в отборах турбины (т/ч):

1. Температура сырой воды: С

2. Температурный график теплосети: 150 С – 70 С

3. КПД цилиндров турбины: η = 0,83

η = 0,85

η = 0,7

1. Тепловая нагрузка потребителей:

по горячей воде 12 МВт

48 МВт

0 МВт

по пару 80 т/ч

1. Коэффициент теплофикации: α = 0,5

2.2.2 Расчет теплофикационной установки блока с турбоустановкой ПТ-80-130

2.2.2.1 Суммарная нагрузка по горячей воде:

(МВт) (2.2.2.1)

12 + 48 + 0 = 60 (МВт)

2.2.2.2 Максимальная нагрузка по горячей воде (отопительная):

/α (МВт) (2.2.2.2)

60/0,5 = 120 (МВт)

2.2.2.3 Расход сетевой воды:

= ( 3600^. )/ ( ) (т/ч) (2.2.2.3)

где = 4,19 кДж/кг – теплоемкость воды.

= (3600^.120)/4,19^.(150 - 70) = 1288,78 (т/ч)

2.2.2.4 Утечка воды в тепловых сетях: принимается в размере 0,5 %

от , т.е.

= 0,005^. (т/ч) (2.2.2.4)

= 0,005^.1288,78 = 6,44 (т/ч)

2.2.2.5 Расход воды на горячее водоснабжение:

= 3,6^. /10 ^{. .}( ) (т/ч) (2.2.2.5)

где принимается на 5 С ниже чем :

= 65 С

= 3,6^.12/10 ^.4,19^.(65 - 5) = 171,84 (т/ч)

2.2.2.6 Расход подпиточной воды:

= + (т/ч) (2.2.2.6)

= 171,84 + 6,44 = 178,28 (т/ч)

2.2.2.7 Температура подпиточной воды: определяется по давлению

пара в вакуумном деаэраторе = 40 С

2.2.2.8 Теплота с утечкой:

= 10 ^{. . .} ( )/3,6 (МВт) (2.2.2.7)

где = ( )/2 ( С) (2.2.2.8)

= (150 + 70)/2 = 110 ( С)

= 10 ^.6,44^.4,19(110 – 5)/3,6 = 0,79 (МВт)

2.2.2.9 Тепло вносимое с подпиточной водой:

= 10 ^{. . .} ( )/3,6 (МВт) (2.2.2.9)

= 10 ^.178,28^.4,19(40 – 5)/3,6 = 7,26 (МВт)

2.2.2.10 Тепловая нагрузка сетевой подогревательной установки:

(МВт) (2.2.2.10)

120 + 0,79 – 7,26 = 113,53 (МВт)

2.2.2.11 Теплофикационная нагрузка пиковых водогрейных котлов:

(МВт) (2.2.2.11)

113,53 – 0 – 48 = 65,53 (МВт)

2.2.2.12 Расход пара на основные сетевые подогреватели:

1. Расход пара на верхний сетевой подогреватель

= 0 (т/ч) (2.2.2.12)

1. Расход на нижний сетевой подогреватель

= 3600( )/( )^.η (т/ч) (2.2.2.13)

= 3600(48 + 12)/(2666 – 391,72) ^.0,98 = 96,91 (т/ч)

2.2.2.13 Расход пара на деаэратор подпитки теплосети:

= ^{. .} ( )/( ^. )^.η (т/ч) (2.2.2.14)

где = 28 С – температура химочищенной воды;

η = 0,98 – к.п.д. теплосети.

= 178,28^.4,19(40 – 28)/(2636,8 – 4,19^.28)^.0,98 = 3,63 (т/ч)

2.2.2.14 Расход химочищенной воды на подпитку теплосети:

= - (т/ч) (2.2.2.15)

= 178,28 – 3,63 = 174,65 (т/ч)

2.2.3 Определение параметров пара и воды в регенеративных установках принципиальной тепловой схемы

2.2.3.1 Нарисовать регенеративную часть высокого давления (рис2.2).

2.2.3.2 Температура насыщения пара в отборах (определяется по термодинамическим таблицам воды и водяного пара по давлению пара в отборах):

= 4 МПа = 250,33 С

= 2,35 МПа = 220,67 С

= 1,25 МПа = 189,81 С

2.2.3.3 Температура питательной воды:

за ПВД1 = - θ = 250,33 – 4 = 246,33 С (2.2.3.1)

за ПВД2 = - θ = 220,67 – 4 = 216,67 С (2.2.3.2)

за ПВД3 = - θ = 189,81 – 4 = 185,81 С (2.2.3.3)

где θ ( С) – величина недогрева до температуры насыщения греющего пара. Для группы подогревателей высокого давления θ = 3 – 5 С

2.2.3.4 Нарисовать регенеративную часть низкого давления (рис.2.3).

2.2.3.5 Температура насыщения пара в отборах (определяется по термодинамическим таблицам воды и водяного пара по давлению в отборах):

= 0,2 МПа = 120,23 С

= 0,15 МПа = 111,37 С

= 0,08 МПа = 93,51 С

= 0,04 МПа = 75,89 С

2.2.3.6 Температура конденсата:

за ПНД4 = - θ = 120,23 – 7 = 113,23 С (2.2.3.4)

за ПНД5 = - θ = 111,37 – 7 = 104,37 С (2.2.3.5)

за ПНД6 = - θ = 93,51 – 7 = 86,51 С (2.2.3.6)

за ПНД7 = - θ = 75,89 – 7 = 68,89 С (2.2.3.7)

где θ ( С) - величина недогрева до температуры насыщения греющего пара. Для группы подогревателей низкого давления θ = 5 – 10 С.

2.2.4 Построение процесса расширения пара в турбине

2.2.4.1 Относительный электрический КПД - η (определяется по заданию в зависимости от типа турбины):

η = η ^. η ^. η (%) (2.2.4.1)

η = 0,83^.0,85^.0,7 = 0,49 (%)

2.2.4.2 Относительный внутренний КПД - η :

η = η / η ^. η (%) (2.2.4.2)

η = 0,49/0,98^.0,99 = 0,51 (%)

2.2.4.3 Построить процесс расширения пара в турбине по i,sдиаграмме,(рис2.4).

= 13 (МПа)

= 540 ( С)

= 3455 (кДж/кг)

= 0,9^. (МПа) (2.2.4.3)

= 0,9^.13 =11,7 (МПа)

= 3130 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.4)

= 3455 – (3455 – 3130) ^.0,83 = 3185,25 (кДж/кг)

= 3045 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.5)

= 3185,25 – (3185,25 – 3045)^.0,83 = 3068,84 (кДж/кг)

= 2915 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.6)

= 3068,84 – (3068,84 – 2915)^.0,83 = 2941,15 (кДж/кг)

= 0,9^. (МПа) (2.2.4.7)

=0,9^.1,25 = 1,125 (МПа)

= 2610 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.8)

= 2941,15 – (2941,15 – 2610)^.0,85 = 2659,67 (кДж/кг)

= 2609 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.9)

= 2659,67 – (2659,67 – 2609)^.0,85 = 2616,6 (кДж/кг)

= 2520 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.10)

= 2616,6 – (2616,6 – 2520)^.0,85 = 2534,49 (кДж/кг)

= 2435 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.11)

= 2534,49 – (2534,49 – 2435)^.0,7 = 2464,85 (кДж/кг)

= 2130 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.12)

= 2464,85 – (2464,85 – 2130)^.0,7 = 2230,46 (кДж/кг)

2.2.4.4 Определить располагаемый теплоперепад:

= - (кДж/кг) (2.2.4.13)

= 3455 – 2915 = 540 (кДж/кг)

= - (кДж/кг) (2.2.4.14)

= 2915 – 2520 = 395 (кДж/кг)

= - (кДж/кг) (2.2.4.15)

= 2520 – 2130 = 390 (кДж/кг)

2.2.4.5 Определить полезноиспользуемый теплоперепад:

= - (кДж/кг) (2.2.4.16)

= 3455 – 2941,15 = 513,85 (кДж/кг)

= - (кДж/кг) (2.2.4.17)

= 2941,15 – 2534,49 = 406,6 (кДж/кг)

= - (кДж/кг) (2.2.4.18)

= 2534,49 – 2230,46 = 304,03 (кДж/кг)

2.2.4.6 Определить полный полезноиспользуемый теплоперепад:

= + + (кДж/кг) (2.2.4.19)

= 513,85 + 406,66 + 304,03 = 1224,54 (кДж/кг)

2.2.5 Материальный тепловой баланс пара и питательной воды

2.2.5.1 Материальный тепловой баланс по пару:

α = 1 + α + α + α (2.2.5.1)

α = 1 + 0,01 + 0,01 + 0,004 = 1,024

2.2.5.2 Материальный баланс по питательной воде:

α = α + α (2.2.5.2)

где α = 0,01

α = 1,024 + 0,01 = 1,034

2.2.6 Сводная таблица параметров пара и воды

2.2.7 Расчет коэффициентов недовыработки пара в отборах турбины

Характеристики

Список файлов реферата