Расчёт турбины к 300- 240
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Сентября 2014 в 16:06, курсовая работа
Краткое описание
Успешное функционирование народного хозяйства Республики Беларусь в
значительной степени обуславливается устойчивой работой отраслей топливно-
энергетического комплекса. Однако проблема обеспечения потребителей
необходимыми объемами топлива и энергии в последние годы имеет тенденцию к
обострению.
Содержание
Введение.........................................................................................................................2
1. Краткая характеристика турбоустановки К-300-240................................................3
2. Тепловая схема установки. ........................................................................................8
3. Построение процесса расширения пара в hs – диаграмме.....................................11
4. Расчёт тепловой схемы. ...........................................................................................14
5. Выбор вспомогательного оборудования турбоустановки......................................20
6. Выбор типа парогенератора.....................................................................................24
7. Топливо, его характеристики...................................................................................26
8. Определение расхода топлива.................................................................................27
9. Выбор вспомогательного оборудования котлоагрегата.........................................28
10. Технико-экономические показатели работы турбоустановки. ............................29
Заключение..............
Вложенные файлы: 1 файл
Оглавление
Введение.........................................................................................................................2
1. Краткая характеристика турбоустановки К-300-240................................................3
2. Тепловая схема установки. ........................................................................................8
3. Построение процесса расширения пара в hs – диаграмме.....................................11
4. Расчёт тепловой схемы. ...........................................................................................14
5. Выбор вспомогательного оборудования турбоустановки......................................20
6. Выбор типа парогенератора.....................................................................................24
7. Топливо, его характеристики...................................................................................26
8. Определение расхода топлива.................................................................................27
9. Выбор вспомогательного оборудования котлоагрегата.........................................28
10. Технико-экономические показатели работы турбоустановки. ............................29
Заключение...................................................................................................................31
Литература....................................................................................................................32
Введение
Успешное функционирование народного хозяйства Республики Беларусь в
значительной степени обуславливается устойчивой работой отраслей топливно-
энергетического комплекса. Однако проблема обеспечения потребителей
необходимыми объемами топлива и энергии в последние годы имеет тенденцию к
обострению.
Республика Беларусь на 80% зависит от поставок ТЭР из России. В
настоящее время республика покупает энергоносители в России по ценам ниже
мировых. В дальнейшем ожидается переход на мировые цены и зависимость
республики от ввоза энергоресурсов несомненно усилится. В связи с этим
проблема сокращения импорта ТЭР приобретает государственное значение.
Тепловые электрические станции являются на сегодняшний день основным
источником электрической энергии. Даже современные КЭС на сегодняшний день
имеют невысокий КПД – это обусловлено технологией производства (ограничивает
термический КПД цикла). Выработка электрической энергии на тепловом
потреблении позволяет существенно повысить КПД и тем самым снизить расход
столь дорогого на сегодняшний день топлива. В связи с этим проектирование и
строительство новых ТЭЦ является основным направлением сбережения
топливных ресурсов. Очевидно, что подобное направление топливосбережения
возможно лишь при стабильной экономике и активно развивающемся
производстве, требующем большие объёмы тепловой энергии. Несомненно, что
экономическое положение нашей республики на сегодняшний день не позволяет
строить мощные ТЭЦ или КЭС, именно поэтому станции небольшой мощности,
требующие относительно небольших капиталовложений сегодня имеют
наибольшую актуальность.
1. Краткая характеристика турбоустановки К-300-240.
Конденсационная
паровая
турбина
К-300-240-3 производственного
объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ)
номинальной мощностью 300 МВт, с начальным давлением пара 23,54 МПа
предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВВ-320-2 с
частотой вращения ротора 50 с
-1
; для несения базовой части графиков нагрузок и
участия в нормальном и аварийном регулировании мощности энергосистемы с
возможностью привлечения для покрытия переменной части графиков нагрузок.
Номинальные параметры турбины приведены в табл. 1.1.
Таблица 1.1. Номинальные значения основных параметров турбины К-300-240
К-300-240
1 Мощность, МВт
номинальная
300
максимальная
330
2. Начальные параметры пара:
давление, МПа
23,54
температура. °С
560
3. Параметры пара после промежуточного
перегрева:
давление, МПа
3,53
температура. °С
565
4. Максимальный расход свежего пара, т/ч
930
7. Температура воды. °С
питательной
265
охлаждающей
12
8. Расход охлаждающей воды, т/ч
36000
9. Давление пара в конденсаторе при
конденсационной мощности 250 МВт, кПа
3,43
Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для
подогрева питательной воды (основного конденсата) в четырех ПНД, деаэраторе и
трех ПВД до температуры 265 °С (при номинальной нагрузке турбины и питании
приводной турбины главного питательного насоса паром из отборов турбины).
Данные об отборах пара на регенерацию и турбопривод приведены в табл.
1.2. Главный питательный насос имеет паровой турбопривод. Пар на турбопривод
отбирается из турбины за 16-й ступенью при давлении 1,56 МПа в количестве 108
т/ч при номинальной мощности. Отработанный пар из турбопривода возвращается
в турбину за 24-ю ступень и частично в ПНД3.
При максимальном расходе пара, выключенных всех отборах пара, кроме
системы регенерации, и номинальных параметрах пара, номинальных расходе и
температуре охлаждающей воды может быть получена мощность 330 МВт,
Таблица 1.2. Характеристика отборов.
Потребитель пара
Параметры пара в камере отбора
Количество
отбираемого
пара, т/ч
Давление, МПа Температура, °С
ПВД № 3
6,25
349
64,9
ПВД № 2
4,0
293
95,1
ПВД № 1
1,56
422
37,2+1,6*
Турбопривод
1,56
422
108
Деаэратор
1,03
366
14,4
ПНД № 4
0,5
276
37,9
ПНД № 3
0,23
230
23,0+6,0**
ПНД № 2
0,085
114
45,6+0,8*
ПНД № 1
0,015
56
26,5
Турбина представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат с тремя
выхлопами в один общий конденсатор (рис. 2.1).
Турбина выполнена с сопловым парораспределением Свежий пар подводится
в среднюю часть ЦВД турбины через два блока стопорных и регулирующих
клапанов, расположенных по обе стороны цилиндра.
ЦВД имеет внутренний и наружный корпусы с горизонтальными разъемами
каждый. Четыре паровпускных штуцера вварены в среднюю часть наружного
корпуса и подвижно соединены при помощи поршневых колец с горловинами
внутреннего корпуса, к которым приварены сопловые коробки. ЦВД имеет 12
ступеней давления, в том числе одновенечную регулирующую.
Проточная часть ЦВД разделена на два последовательных отсека Первый
(левый) отсек состоит из одновенечной регулирующей ступени и пяти ступеней
давления, пар в которых направлен от середины цилиндра в сторону генератора,
правый – из шести ступеней давления.
По выходе из ЦВД нар отводится для промежуточного перегрева в
котлоагрегат, из которого направляется в ЦСД через две паровые коробки В
каждой коробке расположен один автоматический стопорный клапан и один
регулирующий.
ЦСД – прямоточный и конструктивно выполнен из трех частей Проточная
часть ЦСД делится на ЧСД и ЧНД.
Парораспределение ЦСД – дроссельное. Регулирующие клапаны работают
одновременно и подводят пар через общую камеру по всей окружности
направляющего аппарата.
Прямоточная проточная часть СД состоит из 12 ступеней давления,
образующих собственно ЧСД турбины. Из расположенной за 12-й ступенью
камеры ЦСД две трети парового потока отводятся по перепускным трубам,
помещенным под площадками по обе стороны турбины, в среднюю часть ЦНД.
Остальная треть парового потока проходит через пять ступеней давления,
образующих ЧНД ЦСД, и выхлопной патрубок в один общий конденсатор,
принимающий также пар из выхлопных патрубков ЦНД
ЦНД - двухпоточный, причем проточная часть каждого потока содержит по
пять ступеней давления (встречного вращения) на общем валу Конструкция
подвески внутренней средней части ЦНД допускает ее свободное тепловое
расширение в наружном корпусе
Рабочие лопатки последней ступени ЦНД имеют рабочую длину 960 мм при
среднем диаметре 2480 мм.
Ротор ЦНД состоит из вала, на который насажено десять дисков, по пять на
каждый поток. Все роторы турбины выполнены гибкими. Роторы ЦВД и ЦСД
соединены жесткой муфтой и имеют общий комбинированный опорно-упорный
средний подшипник, фиксирующий осевое положение всего валопровода турбины
и генератора. Роторы среднего и низкого давлений турбины соединены жесткой
муфтой, роторы турбины и генератора тоже соединены жесткой муфтой.
Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска в турбине
осуществляется паровой обогрев фланцев и шпилек.
Общее число пусков за срок службы – не более 1500.
Турбина
снабжена
паровыми
лабиринтовыми
уплотнениями.
В
предпоследние отсеки концевых уплотнений ЦНД подается пар из коллектора
уплотнений, в котором с помощью регуляторов устанавливается давление 0,107-
0,117 МПа. При этом давление в камерах уплотнения поддерживается равным
0,101-0,103 МПа.
Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по принципу самоуплотнения.
Отсосы пара из двух камер отсоса ЦВД и ЦСД направляются в ПНД3. Из концевых
камер всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжектором через
вакуумный охладитель.
Схема питания концевых уплотнений ЦВД и ЦСД позволяет производить
подачу горячего пара от постороннего источника при пусках турбины из
неостывшего состояния.
Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления
системой дренажа при пусках и остановах турбины предусмотрено групповое
дренирование в конденсатор.
Фикспункт турбины расположен на боковых рамах задней части ЦНД, и
агрегат расширяется в сторону переднего подшипника и незначительно в сторону
генератора.
Турбина
снабжена
валоповоротным
устройством
с
приводом
от
электродвигателя, вращающего ротор турбины с частотой 3,4 об/мин.
Устанавливается
автоматическое
устройство
поворота
ротора, которое
обеспечивает поворот ротора остывающей турбины через каждые 10 мин на 180°.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан и надстроен на работу при частоте
тока в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 3000
об/мин.
2. Тепловая схема установки.
Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное
содержание технологического процесса выработки электрической и тепловой
энергии. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое
оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав
пароводяного тракта.
Пройдя рабочие цилиндры турбины, пар поступает в конденсаторную
установку, включающую в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее
устройство, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной
системы, водяные фильтры.
Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным
пучком общей площадью поверхности 15400 м
2
и предназначена для конденсации
поступающего в него пара, создания разрежения в выхлопном патрубке турбины и
сохранения конденсата С целью уменьшения термических напряжений и
предотвращения
расстыковки
вальцовочных
соединений
па
корпусах
конденсаторов
предусмотрены
линзовые
компенсаторы, обеспечивающие
податливость трубных досок относительно корпуса конденсатора.
Воздухоудаляющее устройство предназначено для обеспечения нормального
процесса теплообмена в конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах, а также для
быстрого набора вакуума при пуске турбоустановки и включает в себя два
основных водоструйных эжектора, два водоструйных эжектора циркуляционной
системы для удаления воздуха из верхних частей водяной камеры конденсатора и
верхних водяных камер маслоохладителей, а также водоструйный эжектор для
удаления воздуха из сальникового подогревателя ПС-115.
Для отвода конденсата из конденсатосборников конденсатора и подачи его в
блочную обессоливающую установку турбоустановка имеет три конденсатных
насоса 1-й ступени, а для подачи конденсата в деаэратор – три конденсатных
насоса, которые приводятся в действие электродвигателями переменного тока.
Циркуляционные насосы предназначены для подачи охлаждающей воды в
конденсатор и маслоохладители турбины, а также в газоохладители генератора
Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды
паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет подогреватель
замкнутого контура газоохладителей генератора, охладитель пара лабиринтовых
уплотнений, четыре ПНД, деаэратор и три ПВД.
ПНД – камерные, вертикальные, поверхностного типа представляют собой
конструкцию, состоящую из водяной камеры, корпуса и трубной системы
ПНД3 имеет встроенный охладитель конденсата греющего пара, а ПНД4
выполнен со встроенным охладителем пара, каждый снабжен регулирующим
клапаном отвода конденсата из подогревателя, управляемым электронным
регулятором. ПНД2 оборудован двумя регулирующими клапанами, один из
которых устанавливается на напорной линии сливных насосов из ПНД, другой – на
линии отвода конденсата в конденсатор, оба управляются одним электронным
регулятором.
В турбине имеются отборы на подогреватели сетевой воды для покрытия
теплофикационных нужд, в том числе на основной сетевой подогреватель СП1 в
количестве 19 т/ч (5,3 кг/с) пар отбирается из паропровода отбора на ПНД3, на
пиковый подогреватель СП2 из паропровода отбора на ПНД4 в количестве 7 т/ч
(1,95 кг/с).
Сальниковый
подогреватель
предназначен
для
отсоса
пара
из
промежуточных камер лабиринтовых уплотнений турбины и использования тепла
этого пара для подогрева сетевой воды
Рисунок 2.1. Принципиальная тепловая схема
турбоустановки К-300-240.
3. Построение процесса расширения пара в hs – диаграмме.
Исходные данные:
1. Электрическая мощность турбины N
э
= 300 МВт.
2. Начальные параметры пара: Р
0
= 23,54 МПа; t
0
= 560°С
(i
0
= 3390 кДж/кг).
3. Давление в конденсаторе турбины Р
к
= 3,43 кПа.
4. Теплота с ТЭЦ отпускается в виде горячей воды на отопление в
коммунально-бытовые нужды. Теплофикационная установка на ТЭЦ включает в
себя два сетевых подогревателя с суммарным расходом пара на них в 25 МВт и
пиковый водогрейный котёл.
5. Температурный график сети в расчетном режиме τ
п
/τ
о
= 150/42 °С.
6. Тип парогенератора – прямоточный с промперегревом ТГМП-344А.
7. Параметры пара: Р
пг
= 25 МПа; Р
пп
= 3,8 МПа; t
пг
= 560 °С, t
пп
= 565 °С.
8. Температура питательной воды t
пв
= 265 °С.
9. Коэффициент продувки парогенератора α
np
= 1,5%D
пг
бр
,
где D
пг
бр
– расход пара из парогенератора (брутто).
10. Схема использования теплоты продувочной воды парогенератора:
двухступенчатый сепаратор и подогрев химически очищенной воды в
поверхностном теплообменнике.
11. Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения
α
сн
ко
= 1,2%D
пг
н
, где D
пг
н
– расход пара из парогенератора (нетто).
12. Внутристанционные потери конденсата (условно принимаются из
деаэратора) а
ут
= 1,3%D
m
.
13. Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые) – 8.
14. Давление в деаэраторе р
д
=0,7 МПа.
15. Схема
приготовления
добавочной
воды
парогенератора
–
химводоочистка. Восполнение потерь конденсата осуществляется в конденсаторе
турбины.
16. Температура химически очищенной воды t
хов
=30°С.
17. Подогрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях принимается
равным ∆t
эж
+ ∆t
сп
= 25°С (высокий подогрев вызван малым расходом основного
конденсата турбины в этом режиме).
18. Недогрев воды в подогревателях высокого давления θ
ПВД
= 2°С (с учётом
использования перегрева пара в отсеках ПВД), а в подогревателях низкого
давления θ
ПНД
= 5°С.
19. Коэффициент полезного действия теплообменников η
то
= 0,98.
20. Электромеханический КПД генератора η
эм
= 0,98.
21. Параметры пара в отборах и расходы пара в уплотнениях, сальниковом и
эжекторном подогревателях принимаются по заводским данным, причем потери
давления в паропроводах отборов принимаются равными 7%.
На основе заводских данных для условий работы турбоустановки при
нормальном режиме построена диаграмма процесса расширения пара в турбине
(рис. 3.1). Из заводских данных следует также:
а.) расход пара из уплотнений D
упл
= 1,33 кг/с с энтальпией i
упл
= 2953 кДж/кг;
б.) количество пара, поступающего из концевых уплотнений турбины в
конденсатор, D
ку
= 0,0116 кг/с;
в.) количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из
уплотнений турбины, D
сп
= 1,795 кг/с;
г.) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы, D
эж
= 0,654 кг/с;
д.) количество пара, отбираемого на турбопривод D
тпр
= 30 кг/с (108 т/ч).
Принимается по заводским данным потеря давления пара на пути от турбины
до регенеративных подогревателей в количестве 7% давления в отборе. Пользуясь
данными таблиц свойств воды и водяного пара в турбине и диаграммой процесса
расширения пара в турбине, составляем сводную таблицу параметров в основных
точках схемы. Разность энтальпий конденсата греющего пара и питательной воды
на выходе из подогревателя для ПВД принимаем 8,4 кДж/кг, для ПНД – 21 кДж/кг,
а для деаэратора – 0.
Рисунок 3.1. Процесс расширения пара в турбине в hS – диаграмме.
4. Расчёт тепловой схемы.
Таблица 4.1. Параметры основных элементов схемы.
Наименование
величин
Элементы схемы
ПВД3
ПВД2
ПВД1
Д-7
ПНД4
ПНД3 ПНД2 ПНД1
К
СП1
СП2
Давление
отборного
пара, МПа
6,25
4,0
1,56
1,03
0,5
0,23
0,085 0,015 0,0034 0,23 0,085
Энтальпия
пара, кДж/кг
3035
2942
3303
3192
3015
2930
2706 2602 2370 2930
2706
Давление в
подогревателе,
МПа
5,84
3,85
1,48
0,7
0,467
0,215
0,079 0,014
-
0,215 0,079
Энтальпия
конденсата
греющего
пара, кДж/кг
1172
1073
853
697
657
531
401
230
531
401
Энтальпия
воды на
выходе,
кДж/кг
1180
1053
865
687
660
530
380
225
416
340
Энтальпия
воды на входе,
кДж/кг
1053
865
726
662
530
380
225
201
-
340
201
Энтальпия
дренажа пара,
кДж/кг
1213,9
1114,9
894,9
738,9
657
531
401
230
531
401
Использо
ванный
теплоперепад
потока пара,
кДж/кг
355
448
257
368
545
630
854
958
1190
630
854
Примечание:
Энтальпия дренажа пара в ПВД берется на 41,9 кДж/кг выше, чем энтальпия
питательной воды на входе данного ПВД. Для ПНД i
др
= i
н
'.
Определение предварительного расхода пара на турбину
1. Оцениваем расход пара на турбину по формуле
.
эм
i
э
рег
т
H
N
k
D
η
=
Задаёмся коэффициентом регенерации k
рег
= 1,05.
).
/
972
(
/
270
98
,0
1190
10
300
05
,1
3
ч
т
с
кг
D
т
=
⋅
⋅
=
Расчёт сепараторов непрерывной продувки
2. Производительность парогенератора
(
)
).
/
984
(
/
2,
273
270
012
,1
1
ч
т
с
кг
D
D
D
D
т
ко
сн
ко
сн
т
бр
пг
=
⋅
=
+
=
+
=
α
3. Расход пара на собственные нужды котельного отделения
).
/
7,
11
(
/
24
,3
270
012
,0
012
,0
ч
т
с
кг
D
D
т
ко
сн
=
⋅
=
=
4. Расход питательной воды
(
)
).
/
998
(
/
3,
277
2,
273
015
,1
1
ч
т
с
кг
D
D
D
G
бр
пг
пр
бр
пг
пр
пв
=
⋅
=
+
=
+
=
α
5. Расход продувочной воды
).
/
8,
14
(
/
1,
4
2,
273
015
,0
ч
т
с
кг
D
G
бр
пг
пр
пр
=
⋅
=
+
= α
6. Выпар из первой ступени сепаратора
,
)
(
1
1
1
r
i
i
G
D
сеп
пр
пр
сеп
−
=
где i
пр
= 2230 кДж/кг – энтальпия воды в сепараторе первой ступени
парогенератора при
р
пг
= 25 МПа; t
пг
= 560ºС;
i
сеп1
= 666 кДж/кг – энтальпия продувочной воды, сливаемой из первой
ступени сепаратора;
r
1
= 2090 кДж/кг – теплота парообразования при давлении р
0
= 0,588МПа;
).
/
11
(
/
0,
3
2090
)
666
2230
(1,
4
1
ч
т
с
кг
D
сеп
=
−
=
7. Выпар из второй ступени сепаратора
,
/
1,1
0,
3
1,
4
);
/
4,
0(
/
112
,0
2250
)
437
666
(1,
1
)
(
1
'
2
2
1
'
2
с
кг
D
G
G
ч
т
с
кг
r
i
i
G
D
сеп
пр
пр
сеп
сеп
пр
сеп
=
−
=
−
=
=
−
=
−
=
где i
сеп2
= 437 кДж/кг – энтальпия продувочной воды, сливаемой из второй
ступени сепаратора.
8. Количество воды, сливаемой в техническую канализацию (t
сл
=60ºС),
).
/
56
,3(
/
988
,0
)
112
,0
0,
3(
1,
4
)
(
2
1
''
ч
т
с
кг
D
D
G
G
сеп
сеп
пр
пр
=
+
−
=
+
−
=
9. Расход химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор
).
/
3,
28
(
/
85
,7
24
,3
270
013
,0
1,1
'
ч
т
с
кг
D
G
G
G
G
ко
сн
ут
пр
доб
хов
≈
=
+
⋅
+
=
+
+
=
=
10. Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной
продувки
.
/
8,
151
85
,7
)
251
437
(1,
1
7,
125
)
(
2
''
'
кг
кДж
G
i
i
G
i
i
хов
сл
сеп
пр
хов
хов
=
−
+
=
−
+
=
Расчёт регенеративной схемы
11. Расход пара на ПВД3
).
/
04
,
71
(
/
73
,
19
98
,0)
9,
1213
3035
(
)
1053
1180
(3,
277
)
(
)
(
1
1
2
1
ч
т
с
кг
i
i
i
i
G
D
то
др
отб
пв
пв
пв
=
−
−
=
−
−
=
η
12. Расход пара на ПВД2
=
−
−
−
−
=
то
др
отб
то
др
др
пв
i
i
D
i
i
i
i
G
D
η
η
)
(
)
(
)
(
2
2
1
2
1
3
2
2
).
/
9,
113
(
/
64
,
31
98
,0)
9,
1213
2942
(
)9,
1114
9,
1213
(
73
,
19
98
,0
)
865
1053
(3,
277
ч
т
с
кг
=
−
−
⋅
−
−
13. Расход пара на ПВД1
[
]
=
−
−
+
−
+
−
−
=
то
др
отб
др
упл
упл
др
др
то
д
пв
i
i
i
i
D
i
i
D
D
i
i
G
D
η
η
)
(
)
(
)
)(
(
)
(
3
3
3
3
2
2
1
3
3
(
)
[
]
).
/
33
,
53
(
/
81
,
14
98
,0)
9,
894
3303
(
)9,
730
3280
(
33
,1
)9,
894
9,
1114
(
64
,
31
73
,
19
98
,0
)
687
865
(3,
277
ч
т
с
кг
=
−
−
+
−
+
⋅
−
−
14. Повышение энтальпии питательной воды в насосе
.
н
ср
пв
пв
р
i
η
υ
∆
=
∆
Принимаем давление питательной воды после питательного насоса
р
н
= 1,15р
пг
= 1,15∙25 = 28,75 МПа.
По таблицам воды и водяного пара, учитывая, что to = 158ºС и
669
,
14
2
588
,0
75
,
28
=
+
=
ср
н
p
МПа, находим υ
ср
= 0,00109 м
3
/кг;
кг
кДж
i
пн
/
39
79
,0
00109
,0
10
)
588
,0
75
,
28
(
3
=
⋅
⋅
−
=
∆
.
Энтальпия питательной воды на входе в ПВД1
.
/
726
39
687
'
кг
кДж
i
д
=
+
=
15. Материальный баланс деаэратора
D
1
+D
2
+D
3
+D
упл
+D
сеп1
+D
д
+D
кд
=G
пв
+G
уп
;
19,73+31,64+14,81+1,33+3,0+D
д
+D
кд
=277,3+2,71;
D
д
+D
кд
= 209,5 кг/с.
16. Тепловой баланс деаэратора
(
)
[
]
(
)
,
5
''
1
1
3
3
2
1
д
ут
пв
кд
то
сеп
сеп
др
упл
д
д
i
G
G
i
D
i
D
i
D
D
D
D
i
D
+
=
+
+
+
+
+
+
η
где
'
1
сеп
i
- энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе I ступени;
(
)
[
]
=
⋅
+
⋅
⋅
+
⋅
+
+
+
+
⋅
662
98
,0
2755
0,
3
9,
894
33
,1
81
,
14
64
,
31
73
,
19
3192
кд
д
D
D
(
)
.
687
71
,2
3,
277 +
=
Из решения уравнений пп.15 и 16 находим D
д
= 3,2 кг/с (11,5 т/ч);
D
кд
=206,3 кг/с (742,7 т/ч).
17. Расход пара на ПНД4
.
)
(
)
(
4
4
4
4
4
то
др
отб
с
кд
i
i
i
i
D
D
η
−
−
=
Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД4 (с последующим
уточнением) i
c4
= 530 кДж/кг;
).
/
8,
41
(
/
6,
11
98
,0)
657
3015
(
)
530
660
(3,
206
4
ч
т
с
кг
D
=
−
−
=
18. Расход пара на ПНД3
.
)
(
)
)(
(
5
5
5
5
5
4
5
то
др
отб
с
кд
i
i
i
i
D
D
D
D
η
−
−
−
−
=
Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД3 (с последующим
уточнением) i
c5
= 380 кДж/кг, тогда
;
98
,0)
531
2930
(
)
380
530
)(
6,
11
3,
206
(
5
5
−
−
−
−
=
D
D
D
5
= 10,84 кг/с (39 т/ч).
Расход конденсата через ПНД3
.;
/
86
,
183
84
,
10
6,
11
3,
206
5
4
'
с
кг
D
D
D
D
кд
кд
=
−
−
=
−
−
=
19. Проверка принятого значения i
c4
:
,
/
81
,
531
3,
206
531
)
84
,
10
6,
11
(
530
86
,
183
)
(
5
5
4
5
'
4
кг
кДж
D
i
D
D
i
D
i
кд
отб
кд
c
=
+
+
⋅
=
+
+
=
что практически совпадает с принятым ранее значением (см. п.17).
20. Оценка расхода пара в конденсаторе
D
к
= D
т
-(D
1
+D
2
+D
3
+D
упл
+D
д
+D
4
+D
5
+D
сп1
+D
п6
+D
сп2
+D
п7
+D
ку
+D
сп
)
;
D
к
= 270-(19,73+31,64+14,81+1,33+2,892+11,6+10,84+5,3+D
п6
+
+1,95+D
п7
+0,011+1,7)
;
D
к
= 168,198- (D
п6
+D
п7
), кг/с
Этот поток пара определяет конденсационную мощность турбины.
21. Количество конденсата, проходящего через ПНД2:
D
к
’
= D
к
+D
п7
+D
ку
+G
доб
+D
сп
;
D
к
’
= 26,951 – D
п6
+0,011+7,85= 37,54 – D
п6
,кг/с.
22. Расход пара на ПНД2
;
98
,0)
401
2706
(
)
225
380
)(
54
,
37
(
)
(
)
(
6
7
7
7
'
7
−
−
−
=
−
−
=
п
то
др
сп
к
п
D
i
i
i
i
D
D
η
D
п7
= 7,108-0,0418 D
п6
.
23. Уравнение теплового баланса ПНД3
[
]
);
)(
(
)
(
)
(
6
6
1
'
6
'
2
2
6
6
6
с
сп
к
то
др
сеп
сеп
др
отб
п
i
i
D
D
i
i
D
i
i
D
−
+
=
−
+
−
η
.
)
(
)
(
)
)(
54
,
37
(
6
6
6
'
2
2
6
6
1
6
6
то
др
отб
др
сеп
то
сеп
с
сп
п
п
i
i
i
i
D
i
i
D
D
D
η
η
−
−
−
−
+
−
=
.
98
,0)
401
2706
(
)
225
2687
(
98
,0
184
,0
)
225
380
)(
3,
5
54
,
37
(
6
6
−
−
⋅
−
−
+
−
=
п
п
D
D
D
п6
= 10,68(38,5 т/ч).
24. Из п. 22 D
п7
= 7,108-0,0418 10,68 = 6,66 кг/с (23,98 т/ч).
Из п. 21 D
к
’
= 37,54 – 10,68 = 26,86 кг/с (96,7 т/ч).
Из п. 20 D
к
= 168,198 - (10,68+6,66) = 150,86 кг/с (543 т/ч).
25. Уточнение ранее принятого значения i
c5
:
,
/
813
,
380
3,
206
380
)3,
5
86
,
26
(
401
68
,
10
531
95
,1
)
(
'
6
2
'
6
6
1
1
5
кг
кДж
D
i
D
D
i
D
i
D
i
к
сп
к
др
п
сп
сп
c
=
⋅
+
+
⋅
+
⋅
==
+
+
+
=
что практически совпадает с данными п. 18.
26. Проверка баланса пара в турбине
D
т
= D
1
+D
2
+D
3
+D
упл
+D
д
+ D
4
+D
5
+D
сп1
+D
п6
+D
сп2
+D
п7
+D
к
+D
ку
+D
сп
;
270= 19,73+31,64+14,81+1,33+2,892+11,6+10,84+5,3+
+10,68+1,95+6,66+150,86+0,011+1,8 = 270,102, т.е практически полное совпадение.
27. Внутренняя мощность турбины
.
10
12
,
302
854
95
,1
630
3,
5
1190
86
,
150
958
66
,6
854
68
,
10
630
841
,
10
545
6,
11
257
81
,
14
448
64
,
31
355
73
,
19
3
кВт
h
D
N
i
i
i
⋅
=
⋅
+
⋅
+
⋅
+
⋅
+
⋅
+
+
⋅
+
⋅
+
⋅
+
⋅
+
⋅
=
=
∑
28. Электрическая мощность турбогенератора
N
э
=N
i
·η
эм
= 302,12·0,98 = 296,078 МВт;
Небаланс мощности –Δ N
э
= 2,12 МВт, что составляет 0,7%
29. Уточнение расхода пара на турбину
).
/
87
,6(
/
91
,1
98
,0
1190
10
12
,2
05
,1
3
ч
т
с
кг
H
N
k
D
эм
i
э
рег
т
=
⋅
⋅
=
∆
=
∆
η
30. Уточнение расхода пара на турбину
).
/
979
(
/
91
,
271
91
,1
270
'
ч
т
с
кг
D
D
D
т
т
т
=
+
=
∆
+
=
31. Уточнение значения коэффициента регенерации
.
0496
,1
98
,0
1190
10
12
,
302
91
,
271
3
'
'
=
⋅
⋅
=
=
эм
i
э
т
рег
H
N
D
k
η
5. Выбор вспомогательного оборудования турбоустановки
5.1 Выбор подогревателей высокого давления
Таблица 5.1. Технические характеристики подогревателей высокого давления
(ПВД), их модели и характеристики по [1, табл. 12]
№
П
ВД
М
о
де
ль
З
а
в
од
-
и
з
г
о
т
о
в
и
т
е
ль
П
ло
щадь
п
о
в
е
рх
н
о
с
ти
т
е
п
лоо
б
м
е
на
,
м
2
Н
о
м
ина
ль
н
ый
м
асс
о
в
ый
р
ас
ход
в
о
ды
,
кг
/
с
Р
ас
ч
ё
т
н
ый
т
е
п
ло
в
ой
п
о
т
ок
,
М
Вт
М
акс
и
м
а
ль
н
ая
т
е
м
п
е
р
а
т
ура
п
а
ра
,
º
С
Ги
д
р
а
в
л
и
ч
еск
ое
с
о
п
ро
т
и
в
л
е
ние
п
ри
н
о
м
ин
а
ль
н
ом
р
ас
хо
де
в
о
ды
,
М
Па
3
ПВ-900-380-18-I
ПО ТКЗ
900
263,9
27,2
475
0,15
2
ПВ-1200-380-43-I
ПО ТКЗ
1200
263,9
25,9
390
0,11
1
ПВ-900-380-66-I
ПО ТКЗ
900
263,9
46,9
335
0,12
5.2 Выбор подогревателей низкого давления
Таблица 5.2. Технические характеристики подогревателей низкого давления
(ПНД), их модели и характеристики по [1, табл. 12]
№П
Н
Д
М
о
де
ль
З
а
в
од
-
и
з
г
о
т
о
в
и
т
е
ль
П
ло
щадь
п
о
в
е
рх
н
о
с
ти
т
е
п
лоо
б
м
е
на
,
м
2
Н
о
м
ин
а
ль
н
ый
м
асс
о
в
ый
р
ас
ход
в
о
ды
,
кг
/
с
Р
ас
ч
ё
т
н
ый
т
е
п
ло
в
ой
п
о
т
ок
,
М
Вт
М
акс
и
м
а
ль
н
ая
т
е
м
п
е
р
а
т
ура
п
а
ра
,
º
С
Ги
д
р
а
в
л
и
ч
еск
ое
с
о
п
ро
т
и
в
л
е
ние
п
ри
н
о
м
ин
а
ль
н
ом
р
ас
хо
де
в
о
ды
,
М
Па
Пол
ная
Зоны
ОП
Зоны
ОК
4
ПН-400-26-2-IV
СарЗЭМ
400
42,5
150,9
208,3
15,7
300
0,057
3
ПН-400-26-2-III
СарЗЭМ
400
42,5
120,1
208,3
15,5
400
0,057
2
ПН-400-26-7-II
СарЗЭМ
400
42,5
120,1
208,3
26,8
400
0,044
1
ПН-400-26-7-I
СарЗЭМ
400
42,5
92,6
208,3
20,9
400
м
5.3 Выбор сетевых подогревателей
Таблица 5.3. Технические характеристики сетевых подогревателей, их
модели и характеристики по табл. 12 [1], табл. П10 [3].
№
СП
М
о
де
ль
П
о
в
е
рх
н
о
с
ть
н
а
г
р
е
ва
,
м
2
Рабочие параметры
Расход, т/ч
Ч
и
с
ло
хо
д
ов
в
о
ды
В
ес
п
о
д
о
г
р
е
в
а
т
е
ля
(
без
в
о
ды
)
,
кг
по пару
по воде
Да
в
л
е
ние
,
М
Па
Т
е
м
п
е
р
а
т
ура
,
º
С
Да
в
л
е
ние
,
М
Па
Т
е
м
п
е
р
а
т
ура
,
º
С
воды
пара
1 ПСВ-200-14-23
2000 0,78 170 2,3
70/150
800
18
4
7
2 ПСВ-200-14-23
2000 0,78 170 2,3
70/150
800
18
4
7
5.4 Выбор охладителя пара из концевых камер уплотнений
Конденсатор дополняется двумя эжекторами с охладителями типа ЭВ-4-
1100, параметры которых представлены в таблице 5.4.
Таблица 5.4. Технические характеристики эжекторов с охладителями.
Тип эжектора
Завод-
изготови
тель
Объемная
производитель
ность, м
3
/ч
Массовый
расход
воздуха,
кг/ч
Расход
рабочей
воды, кг/ч
Давление
всасывания,
кПа
Давление
воды,
МПа
ЭВ-4-1100
ПО ЛМЗ
2000
65
1260
6,77
0,441
5.5 Выбор деаэратора питательной воды
Производительность деаэратора
питательной воды
выбирается
по
максимальному ее расходу:
.
/
3,
1018
3,
998
)
01
,0
01
,0
1(
)
1(
ч
т
G
G
ном
к
пв
=
⋅
+
+
+
+
=
β
α
α – расход питательной воды на продувку котла, составляет 1%;
β – расход питательной воды на собственные нужды котла в долях от
паропроизводительности котла.
Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака:
,
131
60
3,
1018
1,1
7
60
3
м
D
V
пв
БДП
=
⋅
=
⋅
=
δ
τ
где τ
мин
= 7 мин – запас времени по производительности деаэратора,
δ = 1,1 м
3
/т – удельный объем воды [4].
По табл. 12 [1] принимаем к установке деаэратор типа ДП-1000/100 с
деаэраторной колонкой ДП-1000 и баком БД-65-1
Таблица 5.5. Технические характеристики деаэратора.
Тип
деаэратора
Номинальная
производитель
ность, кг/с
Рабочее
давле
ние,
МПа
Пробное
гидравлическ
ое давление,
кгс/см
2
Рабочая
темпе
ратура, ºС
Диаметр
колонки
мм
Полезная
вмести
мость
колонки, м
3
ДП-1000/100
277,8
0,69
9
164,2
2400
120
5.6 Выбор питательных насосов
Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при
максимальной мощности установки с запасом 5 %:
G
пн
= 1,05 G
пв
= 1,05⋅277,3 = 291,2 кг/с.
Согласно табл. 12 [1] выбираем один питательный насос 100%
производительности с одним резервным на складе типа ПТН-1100-350.
Таблица 5.6. Технические характеристики питательных насосов.
Тип насоса
Завод-изготовитель
Подача
м3/ч
Напор, м.
вод.ст
Частота
вращения
об/мин;
КПД
насоса, %
ПТН-1100-350 ПО «Насосэнергомаш» г. Сумы
1100
3400
6000
80
5.7 Выбор конденсатных насосов
Согласно табл. 12 [1] и табл. П7 [3] принимаем два рабочих насоса 50%
производительности типа КСВ-500-85 и КСВ-500-220 и один резервный типа КСВ-
500-85.
Таблица 5.7. Технические характеристики конденсатных насосов.
Тип насоса
Мощность,
КВт
Подача,
м3/ч
Н
доп
*,
м.вод.ст
Напор,
м. вод.ст
Частота
вращения
об/мин;
КПД
Температура
конденсата,
ºС
КСВ-500-85
154
500
1,6
85
1000
0,75
125
КСВ-500-220
400
500
2,5
220
1500
0,75
125
5.8 Выбор дренажных насосов
Дренажные насосы выбираем без резерва типа КС-200-210.
Таблица 5.8. Технические характеристики дренажных насосов.
Тип насоса
Мощность,
КВт
Подача,
м3/ч
Н
доп
*,
м.вод.ст
Напор,
м. вод.ст
Частота
вращения
об/мин;
КПД
Температура
конденсата,
ºС
КСВ-200-210
100
200
2
210
1500
0,71
125
5.9. Выбор приводной турбины (турбопривода).
Турбопривод выбираем типа Р-12-15П.
Таблица 5.9. Технические характеристики турбопривода.
Тип
Мощность,
КВт
Частота
вращения,
об/мин
Расход
пара через
СК, кг/с
Номиналь
ное
давление,
МПа
Диапазон
частоты
вращения,
об/мин
Номинальная
температура,
ºС
Р-12-15П
12500
6000
31,7
1,52
5262-6000
450
6. Выбор типа парогенератора
Паропроизводительность энергетического котла:
G
т
= G
т
max
∙(l+α+β) = 978,9∙(l+0,02+0,03)=1027,8 т/ч,
где G
т
max
= 978,9 т/ч – максимальный расход пара при номинальных
параметрах пара;
α = 0,03 – запас по производительности;
β = 0,02 – расход на собственные нужды блока.
По параметрам пара и виду топлива принимаем к установке котел типа
ТГМП-344А на начальные параметры пара Р
0
=25МПа и t
o
=560 °C,
предназначенный для работы на жидком топливе (мазуте).
6.1. Описание парового котла ТГМП-344А
Котел ТГМП-344А предназначен для работы на природном газе и мазуте в
блоке с турбиной мощностью до 300 МВт.
Котел прямоточный, на сверхкритических параметрах пара с промежуточным
перегревом пара, однокорпусный, с двухпоточной системой водопарового тракта,
выполнен по закрытой П – образной компоновке.
Топочная камера призматическая, открытая, является восходящим газоходом.
В горизонтальном сечении топка имеет размеры 8,77×17,36 м.
Котел рассчитан на работу с уравновешенной тягой.
В нижней части топочной камеры на фронтовой и задней стенах в два яруса
размещены 16 комбинированных вихревых газомазутных горелок (по 8 горелок с
каждой стороны). Расстояние между ярусами доставляет 3 м. Конструкция горелок
разработана с учётом сжигания топлива при низких коэффициентах избытка
воздуха.
В нижнюю часть топочной камеры с целью снижения максимального уровня
теплонапряжения и уменьшения опасности высокотемпературной коррозии экранов
вводятся газы рециркуляции. Газы на рециркуляцию отбираются перед
воздухоподогревателем. Топочная камера, потолок горизонтального и опускного
газоходов экранированы панелями из труб
¿
32×6 мм (сталь 12Х1МФ). Экраны
топочной камеры разделены по высоте на три радиационные части: НРЧ, СРЧ и
ВРЧ. НРЧ выполнена четырехходовой, а СРЧ и ВРЧ – одноходовыми.
В верхней части топочной камеры находятся фронтовой и потолочный
экраны, составленные из труб ¿32×6 мм (сталь 12Х1МФ).
На выходе из топочной камеры в горизонтальном газоходе расположены две
части
вертикального
ширмового
пароперегревателя
высокого
давления,
выполненного из труб ¿32×6 мм (сталь 12Х1МФ).
В поворотной камере конвективного газохода расположен экран поворотной
камеры, выполненный из труб ¿38×6 мм (сталь 12Х1МФ). 3а экраном поворотной
камеры в конвективной шахте установлен пароперегреватель высокого давления,
выполненный из труб ¿32×7 мм (сталь Х18Н1Т+12Х1МФ).
Далее в газоходе конвективной шахты расположены две части
промперегревателя (конвективного параперегревателя ППП), (первая часть
выполнена из труб ¿50×5 мм (сталь 12Х1МФ), вторая – из труб ¿42×4 мм (сталь
12Х1МФ)). Затем следует водяной экономайзер, составленный из труб ¿32×6 мм
(сталь 20). Рабочая среда высокого давления от входа в котёл до выхода из него
движется двумя потоками.
Температура пара высокого давления регулируется впрысками питательной
воды (отбор ведётся от входа в котёл питательной воды) перед ширмами и после
них.
Регулирование температуры промперегрева производится рециркуляцией
дымовых газов, подаваемых в нижнюю часть топочной камеры через горелки (при
смешении с воздухом), и впрыском конденсата. С этой целью перед выходной
ступенью промперегревателя установлен аварийный впрыскивающий пароохлади-
тель. Также осуществляется байпасное регулирование температуры вторичного
пара путем отбора рабочей среды перед первой частью ППП и отдачи её во вторую
часть, минуя первую.
7. Топливо, его характеристики.
Вид топлива: мазут М-40, Волгоградский завод.
Физико-химические и эксплуатационные характеристики мазута М-40:
Кинематическая вязкость при 80 °С не более 59,0∙10
-6
м²/с;
Массовая доля механических примесей не более 0,5%;
Массовая доля воды не более 1,0%;
Массовая доля серы не более 3,5%;
Температура вспышки в открытом тигле не ниже 90 °С;
Зольность не более 0,04% для мазута малозольного;
Водорастворимые кислоты и щелочи отсутствуют;
Низшая теплота сгорания не менее 39900 кДж/кг;
Элементарный химический состав на горючую массу [5]:
Состав , %
V
о
2
RО
V
2
N
о
V
О
Н
о
2
V
о
г
V
W
p
A
p
S
p
o+k
C
p
H
p
N
p
O
p
3,0 0,1
1,4
83,8 11,2
0,5
10,45 1,57 8,25
1,45
11,28
8. Определение расхода топлива
Расход топлива на энергетический котлоагрегат:
,
/
80292
93
39900
100
10
4,
2979
100
6
ч
кг
Q
Q
B
КА
р
р
КА
=
⋅
⋅
⋅
=
⋅
⋅
=
η
Количество тепла, полезно используемое в котлоагрегате
Q
ка
= G
ка
(h
пг
-h
пв
)+(G
ка
-D
1
-D
2
)(h
пп
-h
2
)+G
рнп
(h
кв
-h
пв
) =
= 1027,8∙(3390-1003) +(1027,8-71-113,9)(3560-2942) + 8,4∙(1618-1003) =
= 2979,4 ГДж/ч,
где:
G
рнп
– расход воды на непрерывную продувку.
h
кв
=1618 кДж/кг – энтальпия котловой воды [4];
h
пг
= 3390 кДж/кг – энтальпия перегретого пара после котла [4];
h
пп
= 3560 кДж/кг – энтальпия пара после промперегрева [4];
h
2
= 2942 кДж/кг – энтальпия отбора на промперегрев;
h
пв
= 1003 кДж/кг – энтальпия питательной воды перед котлом.
D
1
,D
2
– расход пара на ПВД2 и ПВД3;
η
ка
=93% – коэффициент полезного действия котлоагрегата при сжигании
мазута [5].
9. Выбор вспомогательного оборудования котлоагрегата
9.1 Выбор дутьевого вентилятора
Согласно [5] для котлоагрегата ТГМП-344А предусматривается установка
одного дутьевого вентилятора ВДН-28-11у.
Технические характеристики:
- подача 430000 м
3
/ч;
- полное давление 4600 кПа;
- температура газа 30°С;
- КПД 85%;
- частота вращения 740 об/мин;
- мощность 1000 кВт.
9.2. Выбор дымососа
Согласно [5] для котлоагрегата ТГМП-344А предусматривается установка
одного дымососа типа ДОД-28,5.
Технические характеристики дымососа типа ДОД-28,5:
-подача 585000-680000 м
3
/ч;
-полное давление 3750-5120 кПа;
-температура газа 100 °С;
-КПД 82,5%;
-частота вращения 596 об/мин;
-мощность 745/1310 кВт.
10. Технико-экономические показатели работы турбоустановки.
Полный расход тепла на турбоустановку:
Q
ка
= G
ка
(h
пг
-h
пв
)+(G
ка
-D
1
-D
2
)(h
пп
-h
2
)+G
рнп
(h
кв
-h
пв
) =
= 1027,8∙(3390-1003) +(1027,8-71-113,9)(3560-2942) + 8,4∙(1618-1003) =
= 2979,4 ГДж/ч = 827,6 МВт,
Расход тепла на производство электроэнергии:
Q
э
= Q
0
– Q
от
;
Q
от
= 26 МВт = 90 ГДж/ч – расход тепла на теплофикационную установку (из
исходных данных);
Q
э
= 2979,4 – 90 = 2889,4 ГДж/ч = 802,6 МВт;
Удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии турбинной
установкой:
.
771
,2
12,5
-
302,12
6.
802
=
=
−
=
ТП
Э
Э
бр
ту
N
N
Q
q
β
КПД брутто турбоустановки по производству электроэнергии:
( )
.
361
,0
1
)
(
=
=
−
бр
ту
бр
Э
ту
q
η
Суммарный расход теплоты парогенератором, МВт:
ТГ
КА
Q
Q
η
=
0
,
где η
ТГ
= 0,98 – КПД транспорта теплоты;
МВт
Q
5,
844
98
,0
6,
827
0
=
=
Суммарный расход теплоты на блок, МВт:
МВт
Q
Q
КА
БЛ
1,
908
93
,0
5,
844
0
=
=
=
η
;
КПД станции по выработке электроэнергии:
329
,0
93
,0
98
,0
361
,0
)
(
=
⋅
⋅
=
⋅
⋅
=
КА
ТТ
бр
Э
ту
Э
С
η
η
η
η
;
КПД станции по отпуску теплоты:
9023
,0
93
,0
98
,0
99
,0
=
⋅
⋅
=
⋅
⋅
=
КА
ТТ
Т
ТУ
Т
С
η
η
η
η
,
где
Т
ТУ
η
=0,99 – КПД турбоустановки по отпуску теплоты,
Удельный расход топлива на ГРЭС на выработку электроэнергии,
374
,0
329
,0
123
,0
123
,0
=
=
=
Э
С
Э
b
η
кг.у.т./кВт⋅ч,
Удельный расход топлива на ГРЭС по отпуску теплоты,
7923
,
37
9023
,0
1,
34
1,
34
=
=
=
Т
С
Т
b
η
кг.у.т./ГДж.
Заключение.
В данном курсовом проекте была описаны конструктивные особенности
турбоустановки и на основании выбранной и рассчитанной тепловой схемы
турбоустановки были получены данные о расходе пара в отборы турбины при
соответствующих параметрах пара.
На основе полученных данных определены технико-экономические
показатели
турбоустановки. Удельный
расход
топлива
на
выработку
электроэнергии равен 374 г.у.т./кВт ч, что соответствует среднему значению при
работе на конденсационном цикле. Удельный расход топлива на выработку
тепловой энергии: 37,79 кг/ГДж, что показывает достаточную эффективность при
работе в теплофикационном режиме.
В целом расчет выполнен с использованием нормативных и режимных
материалов для турбины К-300-240 при номинальной и максимальной нагрузках,
исходя из условия номинального расхода охлаждающей воды в конденсаторе.
Литература
1. Е.А. Бойко, К.В. Баженов, П.А. Грачев. Тепловые электрические станции
(Паротурбинные энергетические установки ТЭС). Справочное пособие. –
Красноярск, 2006. – 152 с.
2. Тепловые и атомные электрические станции: справ. / Общ. ред. В.А.
Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергоиздат, 1982. – 624 с.
3. А.Л. Буров, В.П. Кащеев, И.И. Ковшик, В.Н. Нагорнов, Н.Н. Уласюк.
Методические указания к выполнению курсового проекта на тему «Расчёт
принципиальной тепловой схемы и технико-экономических показателей работы
энергоблока». – Мн.: БНТУ, 2003 г. – 113 с.
4. Вукалович М.П. Термодинамические свойства воды и водяного пара. – М.,
Машгиз, 1958. – 246 с.
5. Н.Б. Карницкий, Б.М. Руденков, В.А. Чиж. Методическое пособие к
курсовому проекту «Теплогенерирующие установки». – Мн.: БНТУ, 2005 г. – 58 с.
Информация о работе Расчёт турбины к 300- 240