Расчёт сетевых подогревателей
Федеральное агентство образования
Тверской государственный технический университет
Кафедра «Гидравлика, теплотехника и гидропривод»
Курсовая работа по дисциплине: Техническая термодинамика
Расчет теплофикационной паротурбинной установки
Вариант № 24
Выполнил: Кочуров А.В.
Проверил: Кочановский Ф.В.
Тверь 2019
Содержание
1. Исходные данные и их обозначения .................................................................3
2. Расчёт теплофикационной паротурбинной установки....................................4
2.1. Анализ принципиальной тепловой схемы ТЭЦ............................................4
2.2. Построение процесса расширения пара в проточной части турбины ....... 5
2.3. Определение расхода сетевой воды (расчёт сетевых подогревателей)...... 9
2.4. Расчет сепаратора непрерывной продувки ................................................ 12
2.5. Расчет подогревателя высокого давления....................................................14
2.6 Определение расходов пара D2, D3,Dk...........................................................16
2.7. Расчет мощности турбоагрегата ..................................................................18
2.8. Расчет мощности привода питательного насоса ....................................... 19
2.9 Энергетические показатели теплофикационной ПТУ ............................... 20
Литература..........................................................................................................22
|
|
Исходные данные и их обозначения
Dпп = 118 кг/с | p0 = 12,9 МПа | = 0,84 |
t0 = 560 °С | p1 = 2,8 МПа | = 0,855 |
tнв = -5 °C | p2 = 0,7 МПа | = 0,805 |
p3 = 0,54 МПа | ||
p5 = 0,09 МПа | ||
pк = 0,0044 МПа |
Dпп - количество пара, вырабатываемого парогенератором (расход па-ра);
p0, t0 – давление и температура пара перед стопорным клапаном турби-ны;
p1, p2, p3, p5 - давления отборов пара;
ηоi - внутренние относительные КПД;
pк - давление в конденсаторе турбины;
tнв - температура наружного воздуха
Расчёт теплофикационной паротурбинной установки
Анализ принципиальной тепловой схемы ТЭЦ
Рис. 1 Схема теплофикационной паротурбинной установки
ПГ – парогенератор
ДН – дренажный насос
ВЭ – водяной экономайзер
ПНД – регенеративный подогреватель низкого давления
ПЕ – пароперегреватель
ПВД – регенеративный подогреватель высокого давления
ЦВД – цилиндр высокого давления
Д – деаэратор
ЦНД – цилиндр низкого давления
Р – редуктор непрерывной продувки
ЦСД – цилиндр среднего давления
|
|
С – сепаратор непрерывной продувки
ЭГ – электрогенератор
ОП – охладитель продувки
СК – стопорный клапан
СП1 – нижний сетевой подогреватель
К – конденсатор турбины
СП2 – верхний сетевой подогреватель
КН – конденсатный насос
РОУ – редукционно-охладительная установка
ПН – питательный насос
ПВК – пиковый водогрейный котел
СН1, СН2 – сетевые насосы 1 и 2 подъема
В курсовой работе требуется рассчитать упрощенную тепловую схему (рис.1) блока с барабанным парогенератором и трехцилиндровой паровой турбиной, имеющей два теплофикационных отбора из последних отсеков цилиндра среднего давления. Цилиндр низкого давления двухпоточный, с поворотными регулирующими диафрагмами на каждом потоке, без отбора пара. Регенеративная подогревательная установка состоит из ПВД, деаэратора и ПНД. Химически очищенная добавочная вода подается в деаэратор через охладитель продувки.
При пониженной температуре наружного воздуха сетевая вода после сетевых подогревателей нижней и верхней ступеней подогревается в пиковом водогрейном котле
2.2. Построение процесса расширения пара
|
|
в проточной части турбины
Процесс расширения пара в проточной части турбины строится в виде hs-диаграммы (рис.2) по заданным начальным и конечным параметрам пара в турбине (табл. П1): давлениям пара отборов и относительным внутренним КПД частей высокого, среднего и низкого давлений турбины.
Таблица П1. Исходные данные для построения процесса расширения пара
1. Находим с помощью hs-диаграммы точку 0 на пересечении изобары p0 =12,9МПа с изотермой t0=560°С. Определим по диаграмме параметры этой точки:
h0 = 3500 кДж/кг; s0 = 6,64 кДж/(кг∙К).
2. Находим точку 0′. Так как в стопорном клапане СК (рис. 1) и в регулирующих клапанах (далее) происходит дросселирование пара, приводящее к потерям давления, то при построении учитываем потери давления
Δp0 = p0 - = (0,03...0,05)p0,
где p0 - давление перед клапаном, - давление за клапаном.
Примем Δp0 = 0,04∙p0 МПа. Тогда
МПа.
Параметры точки 0′ определим по hs-диаграмме:
t0′ = 558 °С; v0′ = 0,028 м3/кг; s0′ = 6,67 кДж/(кг∙К).
3. Находим точку 1a из условия адиабатного (то есть без теплообмена со средой) процесса расширения пара в турбине. Так как s=const, то проводим вертикальную линию из точки 0′ до пересечения её с изобарой p1.
Параметры точки 1a:
|
|
ha1 = 3050 кДж/кг; sa1 = 6,67 кДж/(кг∙К).
4. Находим точку 1. Рассчитаем теплопадение Hi в ЧВД турбины:
кДж/кг,
где
кДж/кг.
Тогда
кДж/кг,
кДж/кг.
Двигаясь по изобаре p1 до пересечения её с изолинией энтальпии h1, находим точку 1. Параметры точки 1:
h1 = 3122 кДж/кг; s1 = 6,82 кДж/(кг∙К).
5. Находим точку 1′. Здесь также определяем потери давления на дросселирование в перепускных трубопроводах между ЧВД и ЧСД турбины:
,
где pпт – давление в перепускных трубопроводах. В нашем случае pпт =p1.
Примем МПа. Получим
МПа.
Определим по hs-диаграмме параметры точки 1′:
h1′ = 3122 кДж/кг; s1′ = 6,86 кДж/(кг∙К).
6. Находим точку 5a, проведя вертикальную линию из точки 1′ до изобары p5.
Параметры точки 5 a:
h5a = 2455кДж/кг; s5a = 6,86 кДж/(кг∙К).
7. Находим точку 5, рассчитав теплопадение Hi в ЧСД турбины:
, кДж/кг,
где
3122-2455=667 кДж/кг.
Тогда
кДж/кг,
кДж/кг.
Двигаясь по изобаре p5 до пересечения её с изоэнтальпой h5, находим точку 5. Параметры точки 5:
h5 = 2552 кДж/кг; s5 = 7,21 кДж/(кг∙К).
8. Находим точку 5′, определив потери давления на дросселирование пара в органах парораспределения перед ЧНД турбины:
,
где p – давление перед регулирующими клапанами ЧНД. У нас p=p5.
МПа.
МПа.
Параметры точки 5′:
h5′ = 2530,34 кДж/кг; s5′ = 7,25 кДж/(кг∙К).
9. Находим точки 2 и 3, соединив линией точки 1′ и 5. Точки пересечения этой линии с изобарами p2 и p3 и есть искомые точки 2 и 3.
Параметры точки 2:
h2 = 2870 кДж/кг; s2 = 6,95 кДж/(кг∙К).
Параметры точки 3:
h3 = 2830 кДж/кг; s3 = 6,97 кДж/(кг∙К).
10. Находим точку Ka′, опустив вертикальную линию из точки 5′ до изобары pк.
Параметры точки Ka ′:
hKa′ = 2150 кДж/кг; s Ka′ = 7,25 кДж/(кг∙К).
11. Находим точку K, рассчитав теплопадение в ЧНД турбины:
кДж/кг,
где
кДж/кг.
Тогда
кДж/кг,
кДж/кг.
Двигаясь по изобаре pк до пересечения её с изоэнтальпой hк, находим точку К. Параметры точки К:
hк = 2228 кДж/кг; sк = 7,37 кДж/(кг∙К).
12. Находим точку Кa, опустив вертикальную линию от точки 0 до изобары pк.
Параметры точки Кa:
hкa = 2000 кДж/кг; sкa = 6,64 кДж/(кг∙К).
Расчёт сетевых подогревателей
В рассматриваемой тепловой схеме в качестве сетевых подогревателей используются поверхностные пароводяные водонагреватели, позволяющие изолировать теплоносители друг от друга и обеспечивать наибольшую надежность и простоту эксплуатации. Кроме того, поверхностные водонагре-ватели позволяют сохранить в чистоте конденсат греющего пара.
1. Найдём на графике тепловой нагрузки Q (рис. 3) по заданной температуре наружного воздуха = -5°C тепловую нагрузку Qт=Qотб теплофикационной установки:
Q = 190 МВт.
2. Найдём на графиках tос и tвс (рис. 3) по заданной температуре наружного воздуха температуру воды перед нижним t1вх и после верхнего t2вых подогревателей, а соответствующие им энтальпии – по таблицам [3]:
t1вх = tос =40°C, h1вх =167,54 кДж/кг;
t2вых = tвс =100°C h2вых =419,1 кДж/кг.
3. Определим по таблицам [3, Таблица II] температуру конденсата греющего пара (как температуру насыщенного пара) на входе в СП1 по заданному давлению пара из отбора №5 p5=0,09 МПа:
°C.
4. Определим температуру сетевой воды после СП1 с учетом её недогрева υ=5 °C до температуры конденсата греющего пара из соотношения:
,
откуда температура сетевой воды после СП1
°C.
5. Определим температуру насыщения греющего пара в СП2 по температуре t2вых сетевой воды на выходе из СП2 и её недогреву до :
= t2вых +υ.
Принимаем для СП2 недогрев υ =8…10ºС. Тогда
= 100 +10 = 110°C.
6. Определим c помощью hs-диаграммы (или, лучше, по «Таблицам» [3]) давление p4 греющего пара в СП2 по температуре насыщения пара:
p4 = 0,14 МПа.
7. Распределим тепловую нагрузку между верхним Qв и нижним Qн сетевыми подогревателями пропорционально подогревам сетевой воды в них, то есть соответственно соотношению (взятому из тепловых балансов СП):
,
где D4, D5 – массовый расход греющего пара, поступающего в СП2 и СП1, кг/с; h4, h5 - энтальпии греющего пара из отборов №4 и №5, кДж/кг; h4н, h5н, h1вх, h2вых, hп1 -энтальпии конденсата греющего пара СП2 и СП1, воды перед СП1, после СП2 и после СП1, кДж/кг; Gc – массовый расход сетевой воды, кг/с; ηп =0,98...0,99 – КПД подогревателей.
Принимаем ηп = 0,98. Вычислим значение отношения нагрузок
.
Из соотношения QТ=Qв+Qн получаем
МВт и
МВт.
8. Вычислим энтальпии и конденсата греющего пара на выходе из СП2 и СП1:
,
,
где cpк – изобарная теплоёмкость греющего пара (при соответствующей температуре) из Таблицы YI [3]. Получим:
кДж/кг,
кДж/кг.
9. Определим энтальпию сетевой воды после СП1:
,
где cpв – изобарная теплоёмкость воды (при ) из Таблицы YI [3]. Получим
кДж/кг.
10. По давлениям p4 и p5 из hs-диаграммы (или по «Таблицам») определим энтальпии греющего пара из отборов №4 и №5, Дж/кг:
h4 = 2615 кДж/кг; h5 = 2552 кДж/кг.
11. Определим отборы пара ,используя уравнения теплового баланса подогревателей:
D5(h5 - h5н)ηп = Gс(hп1 - h1вх) = Qн,
D4(h4 - h4н)ηп = Gc(h2вых - hп1) = Qв.
Для верхнего подогревателя (СП2)
кг/с,
для нижнего подогревателя (СП1)
кг/с.
12. Расход сетевой воды определяем из уравнения теплового баланса одного из СП (например, верхнего):
кг/с.
Рис.4.Схема сетевых подогревателей
Дата добавления: 2019-02-26; просмотров: 925; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!