Приложение. Приложение Составление теплового баланса

Турбина ПТ-135/165-130 – теплофикационная паровая турбина с регулируемыми одним производственным и двумя теплофикационными отборами пара для нужд производства, отопления и горячего водоснабжения. Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рис.1.

Номинальная мощность турбоустановки равна 135 МВт при следующих значениях параметров одного из режимов, гарантируемых заводом-изготовителем:

Максимальная величина производственного отбора при отсутствии теплофикационных отборов состовляет 108,3 кг/с при мощности на клеммах генератора 135 МВт и 133,3 кг/с при мощности 110 МВт.

Максимальная электрическая мощность турбоустановки 165 МВт достигается при величине расхода производственного отбора 62 кг/с и отключенных теплофикационных отборах.

Номинальная мощность турбоустановки в конденсационном режиме (производственный и теплофикационные отборы отключены) составляет 120 МВт.

Предусмотрен нерегулируемый отбор пара после 7-ой ступени при давлении около 3,43 МПа. Разрешается отбор пара для внешнего потребления после 16-ой ступени в количестве 20,8 кг/с сверх расхода на регенеративный подогреватель П4 (см.рис.2).

Теплофикационные отборы могут использоваться как для подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях (бойлерах), так и для подогрева добавочной воды в станционных теплообменниках.

Система автоматического регулирования позволяет одновременно и Независимо друг от друга регулировать генерируемую электрическую мощность, производственный отбор и два теплофикационных отбора. При этом удовлетворяются графики электрической и трех тепловых нагрузок.

Рис.1. Принципиальная схема турбоустановки ПТ-135-130

Рис.2. Схема потоков пара в цилиндрах и в концевых уплотнениях турбины ПТ-135-130

Турбина состоит из двух цилиндров: цилиндра высокого давления ЦВД и цилиндра среднего-низкого давления ЦСНД. ЦВД – двухстенный, противоточный. Внутренний корпус подвешен в наружном корпусе на четырёх лапах. В левом потоке, ноправленном в сторону переднего подшипника, расположены одновенечная регулирующая ступень и шесть ступеней давления. Пар после ЦВД направляется на производство по четырем паропроводам диаметром 350 мм и к регулирующим клапанам ЦСНД по четырём перепускным трубам диаметром 350 мм. ЦВД турбины ПТ-135/165-130 унифицирован с ЦВД турбин Р-100-130 и Т-175-130.

В ЦСНД имеются: семь ступеней части среднего давления ЧСД (до камеры верхнего теплофикационного отбора), две ступени промежуточного отсека ПО (между камерами теплофикационных отборов) и три ступени части низкого давления ЧНД. Общее число ступеней в турбине – 25, в том числе четыре одновенечных регулирующих ступени (первые ступени в ЦВД, ЧСД, ПО и ЧНД).

В конденсатор К поступает отработавший в турбине пар. Конденсатор-двухпоточный, с встроенным пучком. Через встроенный пучок, поверхность которого составляет 18% поверхности конденсатора, пропускается циркуляционная (охлаждающая) или подпиточная вода. Номинальный расход подпиточной воды через встроенный пучок составляет 0,42 м 3 /с и 0,84 м 3 /с при включении соответственно в четыре и два хода. Технические условия на турбину не предусматривают пропуск через встроенный пучок сетевой воды.

Конденсатор снабжен пароохладителем для снижения температуры в выхлопном патрубке турбины на режимах с малым пропуском пара в конденсатор. Конденсат на впрыск пароохладителя подводится от напорной линии конденсатных насосов в количестве 8,3 кг/с. Через пароохладитель предусмотрен также ввод химочищенной воды в количестве не более 11,1 кг/с.

Конструкция конденсатора позволяет ему работать как на полной поверхности охлаждения, так и на части поверхности, в том числе при режимах работы турбины по тепловому графику на одном встроенном пучке с охлаждением его либо циркуляционной, либо подпиточной водой.

Основной эжектор и эжектор уплотнений имеют встроенные теплообменники ПЭО и ПЭУ для конденсации и утилизации теплоты паровоздушной смеси, отсасываемой соответственно из конденсатора и последних камер концевых уплотнений турбины. Часто теплообменники ПЭО и ПЭУ называют холодильниками эжекторов ЭО и ЭУ соответственно.

Сальниковый подогреватель ПС предназначен для отсоса и конденсации пара из промежуточных камер концевых уплотнений турбины и использования теплоты этого пара для подогрева основного конденсата.

Основной конденсат из конденсатора турбины подается в систему регенеративного подогрева конденсатными насосами КН. Основной конденсат подогревается в теплообменнике основного эжектора ПЭО, в теплообменнике эжектора уплотнений ПЭУ, в сальниковом подогревателе ПС, в четырех подогревателях низкого давления П1, П2, П3, П4, в деаэраторе Д повышенного давления (0,59 МПа) и в трёх подогревателях высокого давления П5, П6, П7. Типоразмеры подогревателей приведены в табл.1.

Трёхступенчатый теплообменникосновного эжектора ПЭО допускает пропуск основного конденсата в количестве не менее 19 кг/с и не более 56 кг/с. Гидравлическое сопротивление ПЭО по водяной стороне составляет соответственно 200-470 кПа.

Двухступенчатый ПЭУ рассчитан на пропуск основного конденсата в количестве от 50 до 125 кг/с. Гидравлическое сопротивление по водяной стороне составляет соответственно 200-780 кПа.

Номинальный расход основного конденсата через сальниковый подогреватель равен 111 кг/с. Гидравлическое сопротивление ПС равно 100 кПа.

Конденсат ПЭО и ПС сливается через гидрозатворы в конденсатор. Конденсат ПЭУ сливает в атмосферный расширитель. На трубопроводе основного конденсата между сальниковым подогревателем и регенеративным подогревателем П1 установлен клапан рециркуляции типа КУР-4-110/80-1. Клапан рециркуляции обеспечивает возврат в конденсатор части основного конденсата для сбора его в конденсатосборнике конденсатора и поддержания минимально допустимого по техусловиям расхода основного конденсата через ПЭО, ПЭУ, ПС при малых расходах пара в конденсатор. Максимальный допустимый расход конденсата по линии рециркуляции равен 69,4 кг/с.

Таблица 1.

Теплообменное оборудование турбоустановки ПТ- 135/165- 130/15

Наименование оборудования	Обозначение		Количество, шт.	Заводизго-товитель
	по рис. 1.1	типоразмера
Конденсатор с дополнительным встроенным пучком	К (с ВП)	К2-6000-1	1	ТМЗ
Подогреватели низкого давления	П1 П2 П3 П4	ПН-350-16-7-1 ПН-350-16-7-П ПН-400-26-7-П ПН-400-26-7-У	1 1 1 1	СЗЭМ СЗЭМ СЗЭМ СЗЭМ
Деаэратор	Д	ДП-500	2	Сибэнер-гомаш
Подогреватели высокого давления	П5 П6 П7	ПВ-800-230-14 ПВ-800-230-21 ПВ-800-230-32	1 1 2	ТКЗ ТКЗ ТКЗ
Подогреватели сетевой воды	ПСГ1 ПСГ2	ПСГ-1300-3-8-1 ПСГ-1300-3-8-1	1 1	ТМЗ ТМЗ
Вспомогательные пароводяные теплообменники и воздухо-отсасывающие устройства	ПС ЭО ЭУ	ПН-250-16-7-П св ЭП-3-2А ЭУ-120-1	1 2 1	СЗЭМ ТМЗ ТМЗ

Дренажи регенеративных подогревателей П1 и П2 сливаются самотеком в конденсатосборники сетевых подогревателей ПСГ1 и ПСГ2 соответственно.

Дренажи сетевых подогревателей ПСГ1 и ПСГ2 дренажными насосами ДН1 и ДН2 направляются в линию основного конденсата соответственно перед подогревателями П1 и П3 (Смесители С1 и С2).

Дренаж подогревателя П4 каскадно сливается в П3 и далее дренажным насосом ДН3 направляется в линию основного конденсата перед П4 (смеситель С3).

Гидравлическое сопротивление (по воде) каждого подогревателя низкого давления на номинальном режиме равно 0,05 МПа. Подогреватели низкого давления не имеют охладителей пара и дренажа.

Из подогревателя П4 основной конденсат направляется в деаэратор. Греющий пар в деаэратор забирается из линии отбора на подотор. Греющий пар в деаэратор забирается из линии отбора на подогреватель П5. В деаэратор направляются также возвращаемый конденсат пара производственного отбора, дренаж подогревателей высокого давления, протечки пара из первого перехвата уплотнений штоков регулирующих клапанов ЦВД и ЦСНД.

Электронный регулятор поддерживает в деаэраторе давление 0,59 МПа путем воздействия на дроссельный клапан, установленный на линии отбора пара в деаэратор. Предусмотрена линия переключения деаэратора на греющий пар регенеративного отбора ЦВД более высокого давления.

Из парового пространства бака деаэратора пар подается на эжекторы ЭО и ЭУ и в уравнительный трубопровод деаэраторов ТЭЦ. Из уравнительного трубопровода пар подается в коллектор уплотнений, а из коллектора – в промежуточные камеры концевых уплотнений турбины. Пар на уплотнения подается с температурой не менее 130С и давления около 0,11МПа.

Деаэратор устанавливается в главном корпусе ТЭЦ на высоте (отметке) +21 или +12 м в зависимости от типа питательного насоса. Для создания номинальной величины давления свежего пара котла питательный насос развивает давление около 20 МПа (в зависимости от типа устанавливаемого котла и схемы трубопроводов давления насоса уточняется).

Подогреватели высокого давления имеют встроенные охладители пара и конденсата греющего пара. Дренаж подогревателей сливается каскадно. Гидравлические сопротивления подогревателей П5, П6, П7 при номинальном расходе питательной воды составляют соответственно 0,15, 0,11, и 0,12 МПа.

Возврат конденсата пара производственного отбора возможен также в линию основного конденсата перед подогревателем П3.

Теплофикационная установка состоит из двух горизонтальных сетевых подогревателей ПСГ1 и ПСГ2. Каждый подогреватель рассчитан на номинальную теплопроизводительность 64 МВт. При работе с одним нижним теплофикационным отбором сетевой подогреватель ПСГ1 может обеспечивать номинальную тепловую нагрузку турбоустановки, равную 128 КВт.

Номинальный расход сетевой воды при ее средней температуре +75С равен 0,639 /с, а максимальный равен 0,833/с. Гидравлическое сопротивление ПСГ соответственно равно 0,052 и 0,086 МПа.

Для дегазации воды, восполняющей потери конденсата основного цикла, применяют вакуумный деаэратор типа ДВ – 400. Добавочная вода из вакуумного деаэратора перекачивающими насосами подается в линию основного конденсата перед П1. На подводящем трубопроводе устанавливается регулирующий клапан, управляемый электронным регулятором уровня конденсата в основном деаэраторе.

Оптовая цена турбоустановки 1,6 млн.руб. (в ценах 1987г.).

Таблица 2.

Регулировочные возможности верхней и нижней поворотной диафрагмы турбины ПТ- 135/165 — 130/15

Примечание. При работе с двумя регулируемыми теплофикационными отборами давление в верхнем отборе должно превышать давление в нижнем не менее, чем на 0,05 МПа.

Нечувствительность регулирования давления теплофикационных отборах не превышает 0,005 МПа, а в производственном – 0,01 МПа. Регулировочные возможности верхней поворотной диафрагмы используются при повышенных уровнях температур сетевой воды, т.е. при низких температурах наружного воздуха.

Рис.3. Графики изменения величин протечек пара через камеры
концевых уплотнений турбины (обозначения параметров см. на рис.2)

Рис.4. Графики зависимости энтальпии пара в камерах теплофикационных отборов
от расхода пара на входе в ЦСНД при различном давлении пара:
а –в камере верхнего отбора; б- в камере нижнего отбора

Таблица 3.

Термодинамические параметры пара и конденсата в турбоустановке ПТ-135/165-130/15

№ п/п	Параметры среды	Ед. измер.	Элементы тепловой схемы (условные обозначения приведены на рис.1.1)
			П7	П6	П5	Д	П4	П3	П2	П1	ПСГ2	ПСГ1	К
Греющий пар
1	Давление в отборе	МПа	3,154	2,16	1,472	0,589	0,471	0,268	0,118	0,045	0,118	0,045	0,00628
2	Энтельпия в отборе	кДж/кг	3147	3064	2982	2982	2796	2701	2588	2506	2588	2506
3	Давление в подогревателе	МПа	2,982	2,025	1,380	0,589	0,460	0,262	0,111	0,041	0,107	0,041
4	Температура насыщения в подогревателе	°С	233,5	213,0	194,0	158,0	148,7	129,0	102,5	76,4	101,5	76,25
Дренаж греющего пара
5	Недоохлаждение	°С	8,0	9,5	10,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
6	Температура	°С	219,0	200,0	172,0	158,0	148,0	129,0	102,5	76,4	101,5	76,25
7	Энтальпия	кДж/кг	939,3	852,6	728,2		626,5	542,0	429,62	319,81	425,39	319,20	154,92
Нагреваемая среда на выходе
8	Давление	МПа	17,62	17,74	17,85	—	1,24	1,30	1,35	1,40	0,60	0,65
9	Недогрев	°С	1,5	2,0	3,5	0,0	1,7	1,2	5,0	5,0	4,0	5,0
10	Температура	°С	232,0	211,0	190,5	158	147,0	127,8	97,5	71,4	97,5	71,25
11	Энтельпия	кДж/кг	1003,0	908,2	817,5	667,3	619,73	537,65	409,5	299,9	408,9	288,7
12	Коэффициенты рассеивания теплоты подогревателя в окружающую среду (принимаются)	—	1,008	1,007	1,006	1,005	1,004	1,003	1,003	1,003	1,003	1,003

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА ПТ-135/165-130/15

МОЩНОСТЬЮ 135 МВт

Конденсационная паровая турбина с производ­ственным и двумя теплофикационными регулируе­мыми отборами пара ПТ-135/165-130-15 (рис. 1) предназначена для привода электрического генера­тора ТВВ-165-2 с частотой вращения ротора 3000 об/мин и отпуска пара для нужд производства и отопления.

Турбина имеет номинальную электрическую мощность 135 МВт, номинальный производствен­ный отбор 320 т/ч и номинальный отопительный отбор (суммарно по двум отборам) 110 Гкал/ч при следующих номинальных параметрах:

Номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов, равная 110 Гкал/ч, обеспе­чивается при номинальных параметрах свежего па­ра, номинальном расходе охлаждающей воды через конденсатор с ее расчетной температурой на вхо­де, полностью включенной регенерации, количест­ве питательной воды, подогреваемой в ПВД, рав­ном 100%-ному расходу пара на турбину.

Максимальная электрическая мощность турби­ны равна 165 МВт и обеспечивается при номиналь­ных параметрах свежего пара, полностью включен­ной регенерации, выключенных отопительных от­борах пара, при наличии производственного отбо­ра в количестве 220-250 т/ч, расходе охлаждаю­щей воды, равном 12 400 м 3 /ч, при ее расчетной тем­пературе на входе в конденсатор 20° С.

Максимальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов с учетом подогрева подпиточной воды в конденсаторе равна 140 Гкал/ч.

Максимальная нагрузка производственного от­бора составляет 390 т/ч.

Турбина имеет три регулируемых отбора пара: один производственный и два отопительных- верхний и нижний.

Отборы	Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
		Давление, МПа (кгс/см 2) абс	Температура, °С
	ПВД № 7
	ПВД № 6
	ПВД № 5
	Деаэратор
	ПНД № 4
	ПНД № 3
	ПНД № 2
	ПНД № 1

Отопительные отборы имеют следующие преде­лы регулирования давления: верхний 0,088- 0,245 МПа (0,9-2,5 кгс/см 2) абс.; нижний 0,0392- 0,118 МПа (0,4-1,2 кгс/см 2) абс.

Регулируемое давление в производственном от­боре может задаваться в пределах 1,18-2,07 МПа (12-21 кгс/см 2) абс.

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов, предназначенных для подогрева питательной воды до 232° С. Данные по регенеративным отборам при­ведены в таблице.

Эти данные соответствуют режиму работы тур­бины при номинальных параметрах свежего пара, температуре

* Пар из уплотнений . охлаждающей воды 20° С, количестве пара, отбираемого из производственного отбора при давлении 1,47 МПа (15 кгс/см 2) абс., 320 т/ч, давлении в регулируемом верхнем отопительном отборе 0,078 МПа (0,8 кгс/см 2) абс., температуре обратной сетевой воды 30° С, номинальном количе­стве тепла, отданном потребителю, равном110 Гкал/ч, и номинальном расходе пара на тур­бину.

Предусмотрена возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной воды через встро­енный пучок конденсатора.

Допускается длительная работа турбины с но­минальной мощностью при следующих значениях основных параметров: давление свежего пара от 12,2 до 13,2 МПа (125-135 кгс/см 2) абс.; температура свежего пара от 545 до 560° С; температура охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33° С.

Не допускается работа турбины: при давлениях в камере производственного от­бора более 2,08 МПа (21 кгс/см 2) абс., в камере верхнего отопительного отбора более 0,245 МПа (2,5 кгс/см 2) абс. и в камере нижнего отопитель­ного отбора более 0,196 МПа (2 кгс/см 2) абс.; при включенных регуляторах давления и давле­нии в камере производственного отбора менее 1,18 МПа (12 кгс/см 2) абс., в камере верхнего ото­пительного отбора менее 0,058 МПа (0,6 кгс/см 2) абс., в камере нижнего отопительного отбора ме­нее 0,039 МПа (0,4 кгс/см 2) абс.; на выхлоп в атмосферу; по временной незаконченнойсхеме установки.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и на­строен на работу при частоте в сети 50 Гц, что со­ответствует частоте вращения ротора турбоагрега­та 3000 об/мин. Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты в сети в преде­лах 49-50,5 Гц. В аварийных ситуациях допус­кается кратковременная работа турбины с часто­той сети менее 49 Гц, но не менее 48,5 Гц в тече­ние времени, указанного в технических условиях.

Конструкция турбины. Турбина ПТ-135/165-130/ /15 представляет собой одновальный двухцилиндро­вый агрегат, состоящий из ЦВД и ЦНД.

Свежий пар подается к двум стопорным клапа­нам, откуда по четырем перепускным трубам (по две от каждого клапана) поступает к регулирую­щим клапанам ЦВД. Клапаны расположены в па­ровых коробках, приваренных к корпусу цилинд­ра. Из ЦВД пар направляется в производственный отбор и к регулирующим клапанам ЦНД, располо­женным в паровых коробках, которые приварены к паровпускной части ЦНД. По выходе из последней ступени ЦНД отработанный пар поступает т кон­денсатор.

ЦВД выполнен двухстенным, противоточным. В левом потоке, направленном в сторону перед­него подшипника, расположены одновенечная ре­гулирующая ступень и шесть ступеней давления, в правом потоке расположено шесть ступеней дав­ления.

ЦНД включает в себя три части: ЧСД, имею­щую одновенечную регулирующую ступень и шесть ступеней давления; промежуточный отсек, имею­щий одновенечную регулирующую ступень и сту­пень давления, и ЧНД, имеющую одновенечную ре­гулирующую ступень и две ступени давления. Все ступени ЦНД-правого вращения. Все диски ро­тора высокого давления откованы заодно с валом.

Шесть дисков ротора низкого давления цельноко­ваные, а шесть дисков насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД, ЦНД и генератора соеди­няются между собой посредством жестких муфт. Критические частоты вращения валопровода тур­бины, соединенного жесткой муфтой с генерато­ром ТВВ-165-2, приведены ниже.

Фикспункт турбины расположен на передних опорах выхлопного патрубка турбины. Расширение агрегата происходит в сторону переднего подшип­ника.

Для уменьшения протечек пара в турбине при­менены бесконтактные лабиринтовые уплотнения.

Турбина снабжена валоповоротным устройст­вом, вращающим валопровод

турбоагрегата с ча­стотой 4 об/мин.

Система автоматического регулирования и за­щиты. Система автоматического регулирования вы­полнена заодно и статически автономно с гидрав­лическими передаточными связями. При мгновен­ном сбросе электрической нагрузки с генератора система регулирования турбины ограничивает воз­растание частоты вращения ротора ниже уровня на­стройки автомата безопасности.

Регулятор гидродинамического типа предназна­чен для поддержания частоты вращения ротора турбины с неравномерностью 4,5±0,5%. Регулятор частоты вращения состоит из отдельного центро­бежного насоса (импеллера), насаженного на вал турбины, и собственно регулятора частоты враще­ния мембранно-ленточного типа, воспринимающего давление насоса.

Турбина снабжена тремя регуляторами давле­ния: одним для производственного отбора и двумя для отопительных отборов. Регуляторы давления автоматически поддерживают давление пара в камерах отборов на установленном уровне.

Регулирование допускает возможность работы турбины по тепловому графику (с минимальным количеством пара, поступающим в конденсатор).

Для предотвращения поступления пара в тур­бину при несвоевременном закрытии или неплотно­сти регулирующих клапанов предусмотрены два стопорных клапана ЧВД, снабженных автомати­ческими затворами.

Для защиты турбины от недопустимого возра­стания частоты вращения в случае неисправности системы регулирования служит автомат безопас­ности.

Конденсационное устройство включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее уст­ройство, установку для очистки конденсаторных труб, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильт­ры, трубопроводы с необходимой арматурой.

Конденсаторная группа состоит из одного кон­денсатора со встроенным пучком общей поверхно­стью 6000 м 2 и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создания разрежения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конден­сата, а также для использования тепла пара, по­ступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику- для подогрева подпиточной воды во встроенном пучке.

Каждый трубный пучок конденсатора имеет свою входную и поворотную водяные камеры с от­дельным подводом и отводом охлаждающей воды, что позволяет производить отключение и чистку ос­новных или встроенных пучков без останова турби­ны. Для компенсации тепловых расширений кон­денсатор устанавливается на четырех пружинных опорах.

Три конденсатных насоса, один из которых яв­ляется резервным, откачивают конденсат из конденсатосборника конденсатора и подают его в деаэратор через охладители эжекторов, сальнико­вый подогреватель и ПНД.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из че­тырех ПНД, деаэратора и трех ПВД.

Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рис. 2.

ПНД № 1, 2, 3 и 4 предназначены для последо­вательного.подогрева основного конденсата перед подачей его в деаэратор. Каждый ПНД представля­ет собой поверхностный пароводяной теплообменный аппарат вертикального типа.

Каждый ПВД представляет собой поверхност­ный пароводяной теплообменный аппарат верти­кального типа со встроенным пароохладителем и охладителем дренажа. Все ПВД рассчитаны по во­де на работу при полном давлении питательных насосов.

Прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - 5 ккал/кг; Коэффициент полезного действия генератора соответствует гарантийным данным ПЭО «Электросила»; Диапазон регулирования давления: в производственном отборе - 1,2 - 2,1 МПа (» 12 - 21 кгс/см 2), в верхнем теплофикационном отборе - 0,09 - 0,25 (0,9 - 2,5), в нижнем - 0,04 - 0,12 МПа (» 0,4 - 1,2 кгс/см 2). Положенные в основу Типовой энергетической характеристики данные испытаний обработаны с применением «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Изд-во стандартов, 1969). Конденсат греющего пара подогревателей высокого давления сливается каскадно в ПВД № 5, а из него подается в деаэратор 0,6 МПа (6 кгс/см 2). Конденсат греющего пара из ПНД № 4 сливается в ПНД № 3, откуда сливным насосом подается в линию за ПНД № 3. Конденсат греющего пара ПНД № 2 и 1 сливается в конденсатосборники соответственно верхнего и нижнего сетевых подогревателей, откуда сливными насосами подается в линию за ПНД № 2 и перед ПНД № 1. Конденсат пара производственного отбора полностью возвращается в деаэратор 0,6 МПа (6 кгс/см 2) при температуре 100 °С. Верхний и нижний сетевые подогреватели подключаются соответственно к VII и VIII отборам турбины. Конденсат греющего пара верхнего подогревателя подается в линию за ПНД № 2, нижнего - в линию перед ПНД № 1. 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ В состав турбоустановки наряду с турбиной входит следующее оборудование: Генератор ТВВ-165-2 ЛПЭО «Электросила» с водородным охлаждением. Номинальный cos j = 0,8; Три подогревателя высокого давления типа ПВ-880-230. Все ПВД снабжены встроенными пароохладителями и встроенными охладителями конденсата греющего пара; Четыре подогревателя низкого давления: ПНД № 1 и 2 типа ПН-300-16-7П, ПНД № 3 и 4 типа ПН-400-25-7У; Поверхностный двухпоточный конденсатор К-2-6000-1; Два основных пароструйных эжектора ЭП-3-2-А; Эжектор уплотнений ЭУ-120-1; Эжектор пусковой ЭП-1-1100-1; Сальниковый подогреватель ПН-250-16-7П; Два подогревателя сетевой воды ПСГ-1300-3-8-1; Три конденсатных насоса КСВ-320-160 с приводом от электродвигателей АВ-113-4 мощностью по 250 кВт (постоянно в работе два насоса, один в резерве); Сливной насос ПНД № 3 КС-80-155 мощностью 55 кВт; Три конденсатных насоса сетевого подогревателя № 1 КС-80-155 (в работе один или два насоса в зависимости от тепловой нагрузки); Два конденсатных насоса сетевого подогревателя № 2 КС-80-155 (в работе один или два насоса в зависимости от тепловой нагрузки) и один конденсатный насос КС-30-150 мощностью 22 кВт при работе с одноступенчатым подогревом сетевой воды. 3. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ РЕЖИМ При конденсационном режиме работы с отключенными регуляторами давления в отборах полный расход теплоты брутто, расход свежего пара и удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии в зависимости от мощности на выводах генератора аналитически выражается следующими уравнениями: При постоянном давлении пара в конденсаторе Р 2 = 0,0064 МПа » 0,064 кгс/см 2: D о = 3,55 N т + 21,0 т/ч; (1) q э = 2000 + × 10 3 ккал/(кВт × ч); (2) Q о = 22 N т + 30,71 Гкал/ч; (3) При постоянном расходе и температуре охлаждающей воды (W охл = 12400 м 3 /ч, t в 1 = 20 ° С): D о = 3,60 N т + 13,72 т/ч; (4) q э = 2100 + × 10 3 ккал/(кВт × ч); (5) Q о = 2,1 N т + 19,17 Гкал/ч. (6) Расходы теплоты и свежего пара определяются по приведенным выше зависимостям или по рис. и с последующим введением необходимых поправок по рис. - . Эти поправки учитывают все отклонения эксплуатационных условий от номинальных (от условий характеристики). Система поправочных кривых охватывает весь диапазон возможных отклонений условий эксплуатации от номинальных, что обеспечивает возможность анализа работы турбоагрегата в условиях электростанции. Поправки рассчитаны для условия сохранения постоянной мощности на выводах генератора. Знаки поправок соответствуют переходу от номинальных условий к фактическим. При наличии двух и более отклонений поправки алгебраически суммируются. 4. РЕЖИМ РАБОТЫ С ОТПУСКОМ ПАРА И ТЕПЛОТЫ ИЗ РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРОВ 4.1. Для условий работы турбоустановки с отпуском пара и теплоты из регулируемых отборов в Типовой энергетической характеристике представлены два режима (с двухступенчатым и одноступенчатым подогревом сетевой воды), для которых приведены соответствующие диаграммы. Диаграммы режимов позволяют при заданных тепловой и электрической нагрузках и давлениях пара в регулируемых отборах определять значения расхода пара на турбину, а также зоны допустимых режимов работы турбоагрегатов. Для использования типовых диаграмм режимов в эксплуатационных условиях приведены вспомогательные графические зависимости, позволяющие определить поправки к мощности на выводах генератора на возможные отклонения условий работы турбоагрегата от принятых при построении диаграммы режимов. Удельные расходы теплоты брутто на производство электроэнергии для соответствующих режимов работы следует определять непосредственно по графикам (рис. , ), построенным по результатам специальных расчетов с использованием характеристик отсеков проточной части турбины. Расчет удельных расходов теплоты брутто непосредственно по диаграмме режимов дает менее точный результат. Двухступенчатый режим Q п (Гкал/ч) а о 2,104 × 10 -2 1,467 × 10 -2 2,361 × 10 -1 2,537 × 10 -1 1,536 а 1 7,218 × 10 -3 6,791 × 10 -4 5,855 × 10 -3 4,028 × 10 -3 4,396 × 10 -2 а 2 8,353 × 10 -5 9,928 × 10 -6 3,822 × 10 -5 1,436 × 10 -5 4,380 × 10 -4 а 3 3,135 × 10 -7 2,636 × 10 -8 7,503 × 10 -8 2,306 × 10 -7 1,448 × 10 -6 Одноступенчатый режим Q п (Гкал/ч) а о 1,295 × 10 -1 3,041 × 10 -1 8,650 × 10 -2 1,670 × 10 -1 2,464 а 1 7,999 × 10 -3 1,087 × 10 -2 2,968 × 10 -4 2,408 × 10 -3 5,345 × 10 -2 а 2 1,372 × 10 -4 1,131 × 10 -4 2,953 × 10 -5 9,686 × 10 -6 1,081 × 10 -4 а 3 6,918 × 10 -7 3,706 × 10 -7 1,875 × 10 -7 1,891 × 10 -7 5,652 × 10 -6 Примечание . Положительные значения соответствуют повышению давления свежего пара относительно номинального, «отрицательные» - снижению. Знаки поправок соответствуют переходу от номинальных условий к фактическим. Электрическая мощность, развиваемая по теплофикационному циклу (N тф , МВт) за счет отпуска тепла из регулируемых отборов, определяется из выражения N тф = (W п тф Q п + W т тф Q т ) × 10 -3 , (8) где W п тф , W т тф - соответственно удельная теплофикационная выработка электроэнергии паром производственного и теплофикационного отборов по рис. 60 - 62, кВт × ч/Гкал; Q п , Q т - соответственно отпуск тепла из производственного и теплофикационного отборов, Гкал/ч. Электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу (N кн , МВт), определяется из выражения N кн = N т - N тф . (9) 4.2. При режиме работы турбоустановки с возвратом конденсата производственного отбора в линию основного конденсата между ПНД № 2 и 3 к мощности турбины необходимо вводить поправку по рис. , , расходы греющего пара ПНД № 3 и 4 находить по рис. - , значения удельных выработок электроэнергии паром производственного отбора - по рис. , . Кроме того, при отличии давления пара в верхнем теплофикационном отборе (ВТО) от значения, принятого за номинальное, значение D N т и D ПНД № 3 необходимо скорректировать с использованием рис. следующим образом: D N т = (D N т ) 1,2 + (1,2 - ) d D N т , (10) где (D N т ) 1,2 - поправка к мощности турбины на переключение возврата конденсата производственного отбора из деаэратора в линию основного конденсата между ПНД № 2 и 3; Давление в ВТО в заданных условиях, кгс/см 2 ; d D N т - определяется по рис. , б. Расход греющего пара ПНД № 3 определяется аналогично D ПНД № 3 . по рис. , а. 5. ПРАВИЛА ПОЛЬЗОВАНИЯ ДИАГРАММАМИ РЕЖИМОВ И ПОПРАВКАМИ К НИМ Методика определения удельного расхода теплоты турбоустановкой 5.1. Для определения расхода свежего пара на турбину при заданных мощности, расходе пара в производственный отбор и отопительной нагрузке при различных отклонениях прочих параметров от расчетных значений сначала определяется расход свежего пара при расчетных значениях всех параметров. Для этого, переходя от шкалы мощности от заданной N т (точка А) по наклонной прямой до заданной отопительной нагрузки (точка В) и по вертикали вверх до заданного производственного отбора (точка С), по шкале расходов определяется расход пара на турбину (точка Д). Затем с помощью соответствующих графиков находятся поправки к мощности D N, которые прибавляются с соответствующими знаками к заданной мощности. Получается фиктивная мощность N ф т . По фиктивной мощности, заданным Q т и D по аналогичным образом определяется действительный расход свежего пара. Поправка на давление в производственном отборе определяется следующим образом. По заданным D о и D по - находится минимально возможное давление в производственном отборе (рис. , д, , д). При Р мин п < 15 кгс/см 2 поправка берется по большему из значений Р п или Р мин (по рис. , ж, 81, ж). При Р мин п > 15 кгс/см 2 , если Р п > Р мин п, поправка находится как разность поправок, взятых для Р п и Р мин п; если Р п < Р мин п - поправка равна 0. Поправка на давление в теплофикационном отборе определяется аналогично с использованием рис. , б, , б, , е, , е. 5.2. При двухступенчатом подогреве сетевой воды в зоне малых тепловых нагрузок (менее 20 Гкал/ч), а также при их отсутствии (конденсационный режим с включенными регуляторами) диаграмма режимов имеет следующую особенность: поправку на давление в отопительном отборе следует находить как сумму двух поправок, определенных по рис. , г и , е и далее по формуле = (1 - ) + , (11) где - дополнительная поправка к мощности турбины (рис. , е), МВт; Поправка к мощности турбины на отключение давления в ВТО (рис. , г), МВт. 5.3. В случае работы турбоагрегата в режиме с отпуском пара из производственного отбора при тепловой нагрузке, равной нулю, и отключенных регуляторах давления в теплофикационных отборах при определении расхода свежего пара на турбину следует пользоваться верхним квадрантом диаграммы режимов для одноступенчатого подогрева сетевой воды. Кроме необходимых для определения D о поправок к мощности (D N Ро , D N t о и др.) в этом случае следует вводить поправку на отклонение давления в нижнем теплофикационном отборе (НТО) от номинального значения (Р ТН = 0,8 кгс/см 2 » 0,08 МПа) до реально достигаемого в данном режиме давления. Значение давления в НТО в случае отключения регулятора давления следует определить по рис. , б. 5.4. Для определения удельного расхода теплоты турбоустановкой следует: Определить расход свежего пара на турбину в заданных условиях; Определить отпуск тепла из производственного отбора по формуле Q по = D по (i - 100,2)10 -3 ; (12) N ф Т1 = N Т + КQ Т + D N Р2 + D N t 2 , (13) где К - удельное изменение мощности турбины при изменении тепловой нагрузки (МВт × ч/Гкал), равное 0,1968 для двухступенчатого режима и 0,1534 для одноступенчатого режима; D N Р2 - поправка к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара; D N t 2 - поправка к мощности турбины на отклонение температуры обратной сетевой воды от 53 °С; Определить расход пара на входе в ЦСНД по рис. и : F (N ф Т1 ; Q п ); Определить поправку к мощности турбины на отклонение давления в теплофикационном отборе по рис. , г или , г (в верхнем или нижнем в зависимости от режима подогрева сетевой воды) от номинального, уточнить значение фиктивной мощности и определить новый расход на входе в ЦСНД: D = f ( ; Р Т; Q Т ); N ф Т2 = N ф Т1 + D ; (14) F (N ф Т2 ; Q п ); Уточнить значение поправки к мощности на давление в теплофикационном отборе и снова определить значение фиктивной мощности: D = f ( ; Р Т; Q Т ); N ф Т3 = N ф Т1 + D ; (15) Сравнить значение N ф Т3 с предыдущим значением фиктивной мощности. Расчет вести до тех пор, пока < 0,5; По найденному значению необходимо определить значение фиктивного удельного расхода теплоты брутто по рис. и : F ( ; Q п ); Искомый удельный расход теплоты брутто следует находить из выражения q ¢ Т = , (16) где - фиктивная мощность турбины, полученная в последнем приближении, кВт; Удельный расход теплоты брутто, определенный по фиктивной мощности и заданному Q п , ккал/(кВт × ч); При наличии отклонений давления свежего пара и давления пара производственного отбора от номинальных значений удельный расход теплоты следует скорректировать по формуле q Т = q ¢ Т + D + D , (17) где q ¢ Т - удельный расход теплоты брутто при номинальных параметрах свежего пара и пара производственного отбора, ккал/(кВт × ч); D - поправка к удельному расходу теплоты брутто на отклонение давления свежего пара, ккал/(кВт × ч); D - поправка к удельному расходу теплоты брутто на отклонение давления пара производственного отбора от номинального, ккал/(кВт × ч). Для одноступенчатого режима расчет выполняется аналогично с использованием рис. и , г. 5.5. При двухступенчатом подогреве сетевой воды в зоне малых тепловых нагрузок или при режиме работы с отпуском пара из производственного отбора при отсутствии тепловой нагрузки, но с включенным регулятором давления в верхнем теплофикационном отборе поправку D следует находить согласно п. . 5.6. В случае режима работы с отпуском пара из производственного отбора при нулевой тепловой нагрузке и отключенных регуляторах давления в теплофикационных отборах для определения удельного расхода теплоты брутто следует пользоваться рис. . Расчет проводится в следующем порядке: Определить давление по рис. , б; Определить поправку к мощности турбины на отклонение давления в НТО по рис. , г; Определить фиктивную мощность турбины по формуле N ф Т1 = N Т + D + D , (18) где D - поправка к мощности турбины на отклонение давления в НТО, МВт. Поправки к удельному расходу теплоты на отклонение давления свежего пара и производственного отбора следует брать по рис. и . Знаки поправок соответствуют знакам выражений: (1,2 - ); (19) (0,8 - ). (20) Знак поправки D соответствует знаку выражения (0,064 - ) . (21) Знак поправки D - соответствует знаку выражения (53 - t 2 ). (22) 6. ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА СВЕЖЕГО ПАРА, УДЕЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТЕПЛОТЫ БРУТТО ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТУРБОАГРЕГАТА ПРИ ОТКЛОНЕНИИ ЗАДАННЫХ УСЛОВИЙ ОТ НОМИНАЛЬНЫХ Пример 1. Конденсационный режим. Дано: N Т = 100 МВт; Р о = 12,5 МПа » 125 кгс/см 2 ; t о = 560 °С; Р 2 = 0,005 МПа » 0,05 кгс/см 2 ; тепловая схема - расчетная. Определить расход свежего пара и удельный расход теплоты при заданных условиях. Пример 3. Режим с отпуском пара и теплоты из регулируемых отборов, одноступенчатый подогрев сетевой воды. 60 Гкал; Р ТН = 0,1 МПа » 1,0 кгс/см 2 ; Р п = 1,3 МПа » 0,13 кгс/см 2 ; Р о = 13,5 МПа » 35 кгс/см 2 ; t о = 550 °С; Р 2 = 0,005 МПа » 0,05 кгс/см 2 . Определить расход свежего пара и мощность, развиваемую по теплофикационному и конденсационному циклам. Последовательность и результаты расчета приведены в табл. . Пример 4. Режим с двухступенчатым подогревом сетевой воды в зоне малых тепловых нагрузок (менее 20 Гкал/ч). Дано: N Т = 106,5 МВт; D по = 240 т/ч; Q Т = 10 Гкал/ч; Р ТВ = 0,16 МПа » 1,6 кгс/см 2 ; остальные параметры - номинальные. Определить расход свежего пара на турбину. Последовательность и результаты расчета приведены в табл. . Пример 5. Определение удельного расхода теплоты турбоустановкой на теплофикационных режимах. Последовательность и результаты расчета приведены в табл. . Таблица П1 Показатель Обозначение Размерность Способ определения Полученное значение Расход свежего пара в номинальных условиях D ном о т/ч Удельный расход теплоты брутто в номинальных условиях q ном э ккал/(кВт × ч) 2307 Поправки к расходу свежего пара на отклонение заданных условий от номинальных: давления свежего пара 0,35 температуры свежего пара 0,60 давления отработавшего пара 0,25 Суммарная поправка к расходу свежего пара + + 1,20 Поправки к удельному расходу теплоты брутто на отклонение заданных условий от номинальных: давления свежего пара 0,50 температуры свежего пара 1,20 давления отработавшего пара 0,23 Суммарная поправка к удельному расходу теплоты + + 1,93 Расход свежего пара в заданных условиях т / ч D o = (1 + ) 371,50 Удельный расход теплоты брутто в заданных условиях q э ккал/(кВт × ч) q э = (1 + ) 2262,5 Полный расход теплоты на турбину Q о Гкал/ч Q о = q э N Т × 10 -3 226,25
Минимально возможное давление в производственном отборе		МПа (кгс/см 2)
Поправка к мощности на отклонение давления пара производственного отбора		МВт		3,15		3,35
Поправка к мощности на отклонение давления свежего пара		МВт		0,27		0,27
Поправка к мощности на отклонение температуры свежего пара		МВт		0,86		0,77
Минимально возможное давление в теплофикационном отборе		МПа (кгс/см 2)		0,73		0,40
Поправка к мощности на давление в теплофикационном отборе		МВт		2,75
Расход пара в конденсатор	D 2	т/ч
Поправка к мощности на давление отработавшего пара		МВт		1,14		1,14
Поправка к мощности на температуру обратной сетевой воды		МВт		0,55	Поправка не вводится
Фиктивная мощность турбины		МВт	N Т + + + + + +	105,54	N Т + + + + +	105,45
		т / ч
Удельная теплофикационная выработка электроэнергии паром производственного отбора		(кВт × ч)/Гкал		266,0		264,0
Удельная теплофикационная выработка электроэнергии паром теплофикационного отбора		(кВт × ч)/Гкал		573,5		583,5
Энтальпия пара производственного отбора	i п	ккал/кг		714,7		715,2
Отпуск тепла из производственного отбора	Q п	Гкал/ч		147,48		147,60
Мощность турбины, развиваемая по теплофикационному циклу	N ТФ	МВт		73,64		73,98
Мощность турбины, развиваемая по конденсационному циклу	N кн	МВт		35,52		32,86

556,0

Поправка к мощности на изменение давления в ВТО

МВт

Дополнительная поправка к мощности турбины

МВт

5,10

Фиктивная мощность турбины

МВт

N Т + D + D (1 - )

106,75

Расход свежего пара на турбину в заданных условиях

D о

т/ч

Расход свежего пара на турбину

D о

(Документ)

Курсовой проект - Термогазодинамический расчет компрессора и турбины двигателя АЛ31СТН (Курсовая)

Курсовая работа - Расчет технико-экономических показателей деятельности строительной организации (Курсовая)

Курсовая работа - Расчет ТЭП участка по изготовлению детали Шток вилки переключения 3й и 4й передач (Курсовая)

Курсовая работа - Расчёт и конструирование каркаса одноэтажного промздания (Курсовая)

n1.doc

Литература 19

ВВЕДЕНИЕ
Турбина ПT-135/165-130/15 имеет всего 7 отборов. Такое количество отборов позволяет обеспечить развитую систему регенерации: 3 ПВД и 4 ПНД. ПВД у современных турбин кроме основной поверхности нагрева имеет также охладители перегретого пара (ОПП) и охладители дренажа (ОД).

Нижний ПНД питается паром из ЧНД турбины, т.е. всегда работает под вакуумом, поэтому конструктивно он размещен в выхлопном патрубке турбины. На режимах с малыми расходами пара он отключается.

В системе регенерации есть также следующие элементы:

• 
  охладители пара эжекторов (ОЭ) при применении пароструйных эжекторов (осуществляется трехступенчатое сжатие воздуха с промежуточным его охлаждением, что экономичнее).
• 
  Охладители пароуплонений (ОУ) служат для утилизации теплоты пара, отсасываемого из камеры низкого давления с помощью эжектора.
• 
  Подогреватель сальниковый (ПС) служат для утилизации теплоты пара из камеры уплотнений избыточного давления.

Для надежной работы этих элементов и, в особенности, ОЭ и ОУ через них должен подаваться достаточный расход конденсата. Поэтому на режимах с малым пропуском пара в конденсатор включается т.н. линия рециркуляции. Регулирование расхода конденсата осуществляется по этой линии автоматически (клапан рециркуляции, который управляется по импульсу уровня конденсата в конденсаторе). За счет этого одновременно предупреждается срыв в работе КН (должен работать под заливом).

В данной работе требуется расчитать подогреватель высокого давления ПВД № 5 для турбины ПT-135/165-130/15. Зная давление, температуру и расход пара на подогреватель требуется расчитать его основные параметры: расход воды, температуры, теплоперепады, тепловые нагрузки, площади поверхностей теплообмена в подогревателе высокого давления.
1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Одним из элементов, комплектующих любую турбоустановку, являются подогреватели высокого давления (ПВД). Трубная система ПВД выполнена в виде спиральных змеевиков, размещаемых в разъемном сварном корпусе, и состоит из трёх элементов – зоны охлаждения перегретого пара, зоны конденсации пара и зоны охлаждения конденсата. Питательная вода подводится к ПВД снизу и распределяется на два стояка, из которых поступает в первую группу секций горизонтальных трубных спиралей. Пройдя эту часть змеевиков, вода собирается в распределительном коллекторе и переходит в следующую группу горизонтальных змеевиков. Из этой группы змеевиков большая часть воды отводится в сборный (выходной) коллектор, а меньшая часть перед входом в сборный коллектор проходит верхнюю группу горизонтальных змеевиков, расположенную в зоне охлаждения перегретого пара. Выход воды из подогревателя высокого давления, также как и вход, - снизу, отвод конденсата также снизу – каскадный, в направлении, обратном потоку питательной воды. По питательной воде ПВД включаются последовательно.

2. СХЕМА ДВИЖЕНИЯ ТЕПЛООБМЕНИВАЮЩИХСЯ СРЕД В ПВД
Принципиальная схема движения теплообменивающихся сред в зонах ПВД представлена на рисунке. Через охладитель конденсата проходит весь поток питательной воды или ее часть, ограничиваемая установкой шайбы.

Включение зоны охлаждения пара может быть различным. Например, возможно включение охладителя пара всех или какого-либо отдельного подогревателя параллельно по ходу воды всем или некоторым подогревателям.

Смешение потока воды, проходящего через каждый охладитель пара, с потоком питательной воды происходит на входе в паровой котел. Такая схема включения носит название схемы Рикара-Никольного. Может быть использована другая схема, когда охлаждение пара происходит потоком воды, направляемым в паровой котел после всех подогревателей (схема Виолен). Может быть применена последовательная схема включения всех зон, и возможна комбинированная схема.

Во всех случаях через охладитель пара пропускается только часть питательной воды, а другая ее часть байпасируется помимо охладителя с помощью ограничивающей шайбы.

																275
									194,1
	184,1
																222,0
171,4													179,6
161,4						163,6
						275
		222,0											179,6
						194,1
			163,6				184,1
						171,4							161,4

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК В ОП, СП, ОК.
Параметры греющего пара:

• 
  давление pп =0,49 МПа;
• 
  температура tп =275 °С;
• 
  энтальпия iп =3013 кДж/кг;
• 
  расход пара D п =9,16 кг/с;
• 
  давление пара в собственно подогревателе p`п =0,45 МПа;
• 
  температура насыщения t н с.п. =184,1 °С;
• 
  энтальпия конденсата пара за собственно подогревателем

i н с.п.=771 кДж/кг;

• 
  энтальпия пара, поступающего в собственно подогреватель i?п =2846 кДж/кг;
• 
  температура пара t?п =194,1 °С.

Параметры питательной воды:

• 
  давление pп.в.=38 МПа;
• 
  температура на входе в охладитель конденсата tв =161,4 °С;
• 
  энтальпия воды на входе в охладитель конденсата iв =675,8 кДж/кг;
• 
  температура конденсата на выходе из охладителя tдр =171,4 °С;

энтальпия iдр=717,6 кДж/кг;

Расход воды в подогреватель определяется из уравнения теплового баланса при заданных параметрах:

D п (i? п –i др)? п = G пв (i сп - i в)

В охладитель конденсата поступает часть питательной воды с расходом 37,69 кг/с (15%∙G п.в). Через собственно подогреватель проходит 251,25 кг/с воды. Расход воды через пароохладитель принять равным 70 % расхода пара, поступающего в подогреватель 6,41 кг/с.

Энтальпия воды на выходе из собственно подогревателя определяется при p п.в =0,45 МПа и температуре tс.п.= t н с.п.- ?=184,1-4,5=179,6 °С;

Когда значении? =4,5°С, тогда iс.п. =751,8 кДж/кг.

Расход пара в подогреватель

GПВ= =	(194,1-717,6)*0,99*9,16	=251,25 кг/с.
	(751,8-675,8)

Используя полученный расход воды, определяют температуру на выходе из охладителя конденсата, на входе в собственно подогреватель и на выходе из охладителя пара. Из уравнения теплового баланса для охладителя конденсата (дренажа)

Имеем

Тогда температура воды на входе в собственно подогреватель t?од = 163,6 °С.

Энтальпия воды на выходе из пароохладителя (при расходе

Gпо = 0,7D=6,41 кг/с):

	751,8+	(3013-2846)*9,16*0,99	=1006,8 кДж/кг.
		6,41

тогда температура tпо=222,0 °С.
По балансу теплоты определяем тепловую нагрузку для охладителя конденсата:

9,16*(771-717,6)*0,99=481 кВт;

Собственно подогревателя:

9,16*(2846-771)*0,99=19010 кВт;

Охладителя пара:

9,16*(3013-2846)*0,99=1530 кВт

Где iп - удельная энтальпия пара;

I?п - удельная энтальпия пара, поступающего в собственно подогреватель;

I н с.п. - удельная энтальпия конденсата пара за собственно подогревателем;

I др - удельная энтальпия дренажа;

D п - расход пара в подогреватель;

4. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ СОБСТВЕННО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ (СП)
Средний температурный напор для поверхностей нагрева отдельных элементов и подогревателя в целом определяется как среднелогарифмическая разность температур, т.е.

Для собственно подогревателя

∆t б =t н с.п. - t? од = 184,1-163,6 =20 °С;

∆t м =t н с.п - t сп = 184,1-179,6= 4,5 °С.

Следовательно

	20-4,5		10,5 , 0 C;
	ln	20
		4,5

Для определения коэффициента теплоотдачи от стенок труб к воде необходимо установить режим движения ее. Скорость воды в трубах подогревателя принимается в пределах 1,3-1,8 м/с. Для скорости 1,5 м/с и соответствующих средней температуре воды:

	179,6+163,6	=172 , 0 C;
	2

параметрах
0,171*10 -6 м 2 /с;
66,97*10 -2 Вт/(м*К);
1,124;

Число Рейнольдса равно:

Термическое сопротивление стенки труб:

Значение коэффициента b в формуле
при

	184,1+172	=178 , 0 C;
	2

равно b=6150. В соответствии с полученными значениями имеем:

принимая различные значения q, находим
и строим зависимость
(рис.2).

Q=20 кВт/м 2
∆t =7,03 °С;

Q=30 кВт/м 2 ∆t =11,67°С;

Q=40 кВт/м 2 ∆t =16,76°С;

Q=50 кВт/м 2 ∆t =22,22°С;

Рис.2 Графоаналитическое определение плотности теплового потока в зависимости от температурного напора.

Из нее следует что при =10,02
: q =26550
.

Коэффициент теплопередачи в собственно подогревателе в этих условиях равен:

Практически поверхность нагрева должна быть несколько выше за счет возможности загрязнения поверхности, коррозии и т.д. Принимаем
738 м 2 .

При принятой скорости воды в трубах число спиралей собственно подогревателя

	251,25*0,171*10 -4	=432 ,шт;
	0,785*1,5*0,024 2

Практически число спиралей принимается кратным произведению числа секций и числа рядов в каждой секции, т.е. 612=72. Тогда N=432 шт.

Длина каждой спирали в этом случае

	738	=23 ,м;
	3,1415*0,024*432

В заключение теплового расчета собственно подогревателя рекомендуется уточнить температуру, при которой были определены физические параметры:

184,1-7,03=177,07 , 0 C;
Отклонение от принятого значения =178 составляет -0,93 °С, что вполне допустимо.

5.ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ОХЛАДИТЕЛЯ ПАРА (ОП)
Тепловая нагрузка охладителя пара Qоп =1530 кВт;

Расход пара Dп =9,16 кг/с;

Расход питательной воды G пв =6,41 кг/с.

Если размеры спиралей охладителей пара такие же, как и собственно подогревателя, тогда сечение для прохода пара:

23*0,004*0,98=0,089 м 2

Здесь?=0,98 учитывает часть длины труб, участвующей в теплообмене, а 0,004-

Расстояние между трубами.

При двух потоках скорость пара в охладителе:

Эквивалентный диаметр:

1,620*10 -6 м 2 /с;

0,681 Вт /м*К,

Скорость воды в трубах при двух поточной схеме принимаем равной 1,5 м/с, а диаметр трубок 324 мм. Тогда

	1,5*0,024	=2,2*10 5 ;
	1,620*10 -6

, а

	0,023*0,681*(2,2*10 5) 0,8 (0,889) 0,4	=11797 Вт/(м 2 К);
	0,024

Коэффициент теплопередачи:

	1					2908 Вт/(м 2 К)
	1	+	0,032*32	+	32
	4201		246,6*24		24*11797

Где
- учитывает вид теплопередающей стенки - стенка цилиндрическая.

Средний температурный напор в охладителе пара:


Здесь большие и меньшие температуры разности определяются в соответствии с графиком рисунка 1:

Для охладителя пара:

t п – t по =275-222,0=53,0 °С;

t? п – t сп =194,1-179,6=14,5°С.

Следовательно,

Число змеевиков охладителя пара:

	101	=45 ,шт;
	0,98*3,1415*0,032*23

6. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ОХЛАДИТЕЛЯ КОНДЕНСАТА (ОК)
Тепловая нагрузка охладителя конденсата
481 кВт;

Средняя температура конденсата в межтрубном пространстве:

Сечение для прохода конденсата в охладителе принимаем таким же, как и в охладителе пара, т.е. 0,089
Тогда скорость конденсата в межтрубном пространстве:

Значение коэффициента теплоотдачи от пара к стенке труб следует определять:

=2,74*10 5 ;184,1-162,3=20 о С; ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе проведения данной курсовой работы был рассчитан подогреватель высокого давления ПВД № 5 (ПВ-900-380-18-1) для турбинной установки ПT-135/165-130/15. ПВД № 5 работает при параметрах пара перед входом в подогреватель: давлении 0,49 МПа, температуре 275 °С и расходом пара 9,16 кг/с. В результате расчета были определены следующие площади составляющих частей подогревателя: Полученные в результате расчёта значения площадей отличаются от реальных табличных значений данного подогревателя ПВ-900-380-18-1 на допустимую величину. ЛИТЕРАТУРА Рыжкин В. Я. «Тепловые электрические станции», Москва, 1987 г. Григорьев В. А., Зорин В. М. «Тепловые и атомные электрические станции», Москва, «Энергоатомиздат», 1989 г. Соловьёв Ю. П. «Вспомогательное оборудование паротурбинных электростанций», Москва, «Энергоатомиздат», 1983 г. Рихтер Л. А. и др. «Вспомогательное оборудование тепловых электростанций», Москва, 1987 г.