Расчет принципиальной тепловой схемы подогревателя воды К-150-130 - Курсовая работа

Увеличение экономичности турбоустановки ПВК 150 достигается посредством ряда мероприятий, основными из которых являются: дальнейшее повышение начальных параметров пара до уровня, допускающего применение надежных и относительно дешевых сталей перлитного класса; введение промежуточного перегрева пара (до начальной температуры) в газоходах котла при блочной компоновке котельного агрегата с турбиной; улучшение аэродинамических качеств проточной части. Важно подчеркнуть, что хотя в этой установке температуры, как свежего пара, так и пара после промежуточного перегрева достигают 565° С, в ней почти полностью отсутствуют детали из аустенитных сталей; это является одним из основных факторов обеспечения надежности и значительного снижения стоимости агрегата. В один блок с паровой турбиной ПВК-150 компонуются котлы барабанного или прямоточного типа, питающие агрегат паром с давлением 130 ата и температурой 565° С (перед стопорным клапаном). Пар проходит по двум трубам к стопорному клапану турбины, в котором применено бесфланцевое соединение крышек клапанов с его корпусом, позволяющее значительно уменьшить их размеры. При этом соединении паровое усилие воспринимается упорной резьбой в крышке, а плотность обеспечивается прокладкой, создающей уплотнение под воздействием давления пара.Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и состоит из четырех ПНД, деаэратора, двух ПВД. Установкой предусмотрено также использование тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений. ПНД №1, 2, 3, 4 поверхностные, вертикальные, питаются паром из отопительных отборов. А из ПНД №1 конденсат прокачивается дренажным насосом в конденсатор. Пар из уплотнений поступает в сальниковый подогреватель (ПУ), а из основных эжекторов конденсатора - в охладитель эжекторного пара (ОЭ), что способствует дополнительному обогреву основного конденсата.Расчетная схема подогрева сетевой воды представлена на рисунке 2. Расход сетевой воды, кг/с: Принимая недогрев сетевой воды в сетевом подогревателе °С [8], температура насыщения конденсирующего пара верхнего сетевого подогревателя составит, °С: Энтальпия насыщения конденсирующего пара сетевого подогревателя [5], КДЖ/кг: Давление пара в корпусе сетевого подогревателя [5], МПА: Расход греющего пара на сетевой подогреватель, кг/с: где =4,186 КДЖ/кг К-теплоемкость воды, [3]; - разность температур сетевой воды до и после сетевого подогревателя; =3059,468 КДЖ/кг энтальпия отборного пара на сетевой подогреватель (см.рисунок 2.1); С учетом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД давление пара на входе в проточную часть составляет, МПА: Теоретический процесс расширения пара от давления P0" до давления P1, соответствующего давлению за ЦВД, изображается линией При действительном процессе расширения энтальпию пара в точке “В” можно определить, КДЖ/кг: где = 3054,754 КДЖ/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения; Точку “С“ определим с учетом потери давления в промперегреве и с учетом дросселирования пара в регулирующих органах ЦСД, МПА: где = 0,95 потери от дросселирования в первом цилиндре среднего давления.Давление пара в отборе 3,25 МПА. Принимая потерю давления в паропроводе 5 %, находим давление пара у подогревателя, МПА: Температура насыщения греющего пара, °С: Энтальпия конденсата греющего пара, КДЖ/кг: Температура питательной воды за подогревателем с учетом недогрева, °С: Энтальпия питательной воды, КДЖ/кг: Энтальпия греющего пара (из i-S диаграммы), КДЖ/кг: hотб = 3117,295 Использованный теплоперепад турбиной до отбора на ПВД, КДЖ/кг: Также определяем параметры по другим элементам схемы.Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов: для первого отбора:

Принимая коэффициент регенерации Кр = 1,21 [24] расход пара на турбину составит, кг/с:

где Hi = 1534,995 КДЖ/кг - теплоперепад, срабатываемый турбиной;

hэм = 0,98 - электромеханический КПД.Расход пара на эжектор принят 0,5 % от расхода пара на турбину, кг/с: Dэж = 0,005?DT = 0,005?125,3 = 0,6265 Расход пара на уплотнение турбины, кг/с: Dупл = 0,01?DT = 0,01?125,3 = 1,253Уравнение теплового баланса для ПВД-6: Расход пара на ПВД-6, кг/с: Уравнение теплового баланса для ПВД-5: Расход пара на ПВД-6, кг/с: где - энтальпия питательной воды на входе в ПВД-5, определим с учетом нагрева ее в питательном насосе, КДЖ/кг: где - перепад давления питательной воды в питательном насосе, МПА;Схема потоков воды и пара представлена на рисунке 5. Уравнение материального баланса: Уравнение теплового баланса: Объединяем уравнения в одну систему: Решив систему уравнений получим, кг/с: 7.3 Расчет регенеративной схемы ПНД =607,991 КДЖ/кг энтальпия дренажа основного конденсата за подогревателем, (см. таблицу 3.1); =420,617 КДЖ/кг-энтальпия основного конденсата перед подогревателем, (см. таблицу 3.1); =587,598 КДЖ/кг - энтальпия основного конденсата за подогревателем, (см. таблицу 3.

Содержание

Введение

Исходные данные

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету

2. Расчет установки по подогреву сетевой воды

3. Построение процесса расширения пара на диаграмме

4. Определение параметров по элементам схемы

5. Определение предварительного расхода пара на турбину

6. Баланс пара и конденсата

7. Расчет схемы регенеративного подогрева питательной воды

7.1 Расчет ПВД

7.2 Расчет деаэратора

7.3 Расчет ПНД

8. Расчет технико-экономических показателей работы станции

9. Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС

9.1 Регенеративные подогреватели

9.2 Деаэратор

9.3 Сетевые подогреватели

9.4 Выбор питательных насосов

9.5 Выбор конденсатных насосов

9.6 Выбор циркуляционных насосов

9.7 Выбор сетевых насосов

10. Проектирование топливного хозяйства и выбор котлоагрегатов

10.1 Определение расхода топлива на ТЭС

10.2 Приемные разгрузочные устройства

10.3 Ленточные конвейеры

10.4 Топливные склады

10.5 Выбор механизмов системы пылеприготовления

10.6 Дутьевые вентиляторы и дымососы

10.7 Золоулавливание

10.8 Золоудаление

11. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

12. Водоснобжение ТЭС

13. Индивидуальное задание

14. Генплан станции

Заключение

Список использованных источников тепловой турбина подогрев топливный