|
Расчет сетевых подогревателей
Министерство образования РФ
ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого президента России Б. Н. Ельцина»
Уральский энергетический институт
Кафедра «Тепловые электрические станции»
Специальность 140101 – Тепловые электрические станции
Курсовой проект
По дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции»
ТЕМА: Спроектировать ГРЭС установленной мощностью 1200 МВт в районе Среднего Урала. Топливо – кузнецкий уголь.
Пояснительная записка
Руководитель: Богатова Т.Ф.
Студент: Ножкин Л.С.
Группа: ЭН-500811
Г. Екатеринбург, 2014 г.
Содержание
Задание . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
ГЛАВА 1. Выбор типа и количества турбин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
1.1. Построение процесса работы пара в турбине в h-s диаграмме и определение параметров пара. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
h-s диаграмма . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
Тепловая схема турбоустановки К-300-240 ХТГЗ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
1.2. Расчет тепловой схемы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
1.2.1. Расчет сетевых подогревателей 8…………………………………….....6
1.2.2. Расчет подогревателей высокого давления (ПВД). . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.2.3. Расчет деаэратора. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
1.2.4. Расчет подогревателей низкого давления (ПНД). . . . . . . . . . . . . . . . . . .9
ГЛАВА 2. Выбор типа и количества паровых котлов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
ГЛАВА 3. Выбор вспомогательного оборудования ТЭС. . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.1 Выбор вспомогательного оборудования турбинного цеха. . . . . . . . . . . . . -
3.1.1. Выбор питательных насосов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .-
3.1.2. Выбор конденсатных насосов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3.1.3. Выбор циркуляционных насосов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
3.1.4. Выбор сливных насосов (дренажных насосов ПНД). . . . . . . . . . . . . . . .15
3.1.5. Выбор эжекторов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
3.1.6. Выбор основных деаэраторов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
3.1.7. Выбор подогревателей системы регенерации. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
ГЛАВА 4. Выбор вспомогательного оборудования котельного цеха . . . . . . .17
4.1. Выбор мельниц. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
4.2. Выбор тяго-дутьевой установки. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -4.2.1. Выбор дымососов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19
4.2.2. Выбор дутьевых вентиляторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
4.3. Выбор багерных насосов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -
ГЛАВА 5. Выбор оборудования, предназначенного для охраны окружающей среды от вредных выбросов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21
5.1. Выбор золоуловителя. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .-
5.2. Расчет дымовой трубы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .-
Список литературы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23
ГЛАВА 1. Выбор типа и количества турбин
По нормам проектирования мощность турбоагрегатов, входящих в объединенные энергосистемы, выбирается по возможности наибольшей для данного вида топлива с учетом перспективного развития объединенной энергосистемы, но не менее двух турбин. Учитывая это, выбираем для ГРЭС мощностью 1200 МВт четыре турбины типа К-300-240 ХТГЗ. Основные технические характеристики турбины даны выше. Турбина К-300-240 ХТГЗ мощностью 300 МВт, рассчитанная на параметры 23,5 МПа и 560 0С с промежуточным перегревом пара до 560 0С, давлением в конденсаторе 3,43 кПа при частоте вращения 50 1/с, впервые изготовлена в 1960г. Турбина устанавливается в блоке с прямоточным котлом производительностью 960 т/ч. Свежий пар поступает во внутренний корпус ЦВД и протекает через одновенечную регулирующую ступень и десять нерегулируемых ступеней. Далее пар покидает ЦВД и по двум трубам направляется на промежуточный перегрев, откуда также по двум трубам подводится к двум комбинированным клапанам ЦСД. Далее пар проходит ЦСД и направляется в ЦНД, который является двухпоточным и симметричным. Отработавший в турбине пар тремя потоками направляется в конденсатор типа К-15240.
Характеристики отборов турбины
№ отбора
| Из какого цилиндра
| Место отбора за i-ой ступенью
| Давление пара в отборе, МПа
| I
| ЦВД
| За 9-ой ступенью
|
| II
| ЦВД
| Из холодных ниток промперегрева
|
| III
| ЦСД
| За 4-ой ступенью
| 15,6
| IV
| ЦСД
| За 8-ой ступенью
| 6,1
| V
| ЦСД
| За 10-ой ступенью
| 3,6
| VI
| ЦНД
| Из паровпускной полости 2-го и 3-го потоков
| 2,1
| VII
| ЦНД
| За 1-ой ступенью 1-го потока
| 1,18
| VIII
| ЦНД
| За 2-ой ступенью 2-го и 3-го потоков
| 0,54
| IX
| ЦНД
| За 3-ей ступенью 2-го и 3-го потоков
| 0,23
|
Построение процесса работы пара в турбине в h-s диаграмме и определение параметров пара
Строим процесс в h-s диаграмме, для чего используем точки со следующими параметрами:
Параметры точки О:
р0 = 235 бар
t0 = 560 0С;
Параметры точки О’:
бар
t0’ = 560 0С
h0’ = 3399 кДж/кг;
Параметры точки А:
кДж/кг
рпосле ЦВД = 40,5 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
Параметры точки А’:
бар
t0’ = 560 0С
h0’ = 3599 кДж/кг;
Параметры точки В:
кДж/кг
рпосле ЦСД = 2,63 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
Параметры точки В’:
бар
hВ’ = 2946 кДж/кг;
Параметры точки К:
кДж/кг
Рк = 0,034 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
Расчет тепловой схемы
Таблица параметров основных элементов схемы
Наимено-вание величины
| Элементы схемы
| ПВД 8
| ПВД 7
| ПВД 6
| Деаэратор
| ПНД 5
| ПНД 4
| ПНД 3
| ПНД 3а
| ПНД 2
| ПНД 1
| Конденсатор
| СП1
| СП2
| Ротб. пара
|
|
| 15,6
| 15,6
| 6,1
| 3,6
| 2,1
| 1,18
| 0,54
| 0,23
| 0,034
| 2,1
| 6,1
| hпара
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Рв подогрев., бар
|
|
| 15,6
| 6,86
| 6,10
| 3,60
| 2,10
| 1,18
| 0,54
| 0,23
| -
| 2,10
| 6,1
| hконд.гр.пара(дрен-ажа)
|
| 1087,5
| 853,08
| 693,53
| 673,20
| 588,50
| 511,3
| 437,26
| 348,6
| 264,24
| -
| 511,3
| 673,20
| hводы на вых.
| 1182,6
| 1079,1
| 844,68
| 693,53
| 652,20
| 567,50
| 490,30
| 416,26
| 327,60
| 243,24
| 109,78
| 489,31
| 647,27
| hводы на вх.
| 1079,1
| 844,68
| 714,48
| 652,20
| 567,50
| 490,30
| 485,12
| 330,60
| 243,24
| 160,06
| -
| 329,82
| 489,31
| hдренажа пара
|
| 886,58
| 763,48
| -
| 673,20
| 588,50
| 511,3
| 437,26
| 348,6
| 264,24
| -
| 511,3
| 673,20
|
Пользуясь данными таблиц воды и водяного пара и диаграммой процесса расширения пара в турбине, составляем сводную таблицу параметров пара в основных точках. Разность энтальпий конденсата реющего пара и питательной воды на выходе их подогревателя для ПВД принимаем 8,4 кДж/кг, для ПНД – 21 кДж/кг, для деаэратора – 0.
Энтальпия дренажа пара берется на 41,9 кДж/кг выше, чем энтальпия питательной воды на входе данного ПВД. Энтальпия воды на входе в ПВД 6 определяется с учетом повышения ее энтальпии питательным насосом.
Расчет сетевых подогревателей
Температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (СП) 2:
Энтальпия сетевой воды на выходе из СП 2:
Температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (СП) 1:
Энтальпия сетевой воды на выходе из СП 1:
Температура сетевой воды на входе в охладитель дренажа (ОД):
Энтальпия сетевой воды на входе в ОД:
Температура дренажа ОД:
Энтальпия дренажа ОД:
Расход сетевой воды:
Тепловой баланс СП 2:
Откуда Dсп2 будет равно:
Составим тепловой баланс охладителя дренажа и СП1:
Решаем эту систему уравнений совместно:
Подставим числовые значения и получим:
Преобразуем и получим:
Следовательно,
Коэффициент недовыработки мощности на СП1:
Коэффициент недовыработки мощности на СП2:
Предварительный расход пара на турбину:
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|