
Дипломный проект. Конструктивные изменения проточной части турбины Т-100-130 / Расчет номинального режима
.doc
3.1 Расчет номинального режима работы турбины Т-100-130
В качестве расчетных используются
заводские характеристики турбины
Т-100-130 и данные испытаний турбины,
проведенных ВТИ. Особенность методики
МЭИ заключается в использовании
характеристик отдельных отсеков турбины
(ЧВД, отсек ступеней 22-23, ЧНД), построенных
с учетом отбора пара на регенеративные
подогреватели, протечек пара через
уплотнения и изменения
отдельных отсеков. При расчете по
укрупненным показателям отпадает
необходимость построения процесса
расширения пара в турбине в i-s-диаграмме
и подробного расчета системы регенерации.
Расчет турбины Т 100-130 ведется при условии равенства расходов свежего пара на турбину и расходов питательной воды, т.е. без учета утечек пара и конденсата.
Исходные данные:
оС оС
Рисунок 1 – Распределение подогрева по ступеням в турбине Т-100-130 с двумя теплофикационными отборами
Из рисунка 1, находим:
-
оС.-
температура наружного воздуха;
-
-
температура сетевой воды в подающей
магистрали,
оС;
-
-
энтальпия сетевой воды в подающей
магистрали, кДж/кг;
--
температура сетевой воды в обратной
магистрали,
оС;
--
энтальпия сетевой воды в обратной
магистрали, кДж/кг;
--
температура сетевой воды за сетевым
подогревателем СП2,
оС;
--
энтальпия сетевой воды за сетевым
подогревателем СП2, кДж/кг;
--
температура сетевой воды за сетевым
подогревателем СП1,
оС;
-
-
энтальпия сетевой воды за сетевым
подогревателем СП1, кДж/кг;
--
температура сетевой воды на входе в
сетевой подогреватель СП1,
оС;
--
энтальпия сетевой воды на входе в
сетевой подогреватель СП1, кДж/кг;
--
суммарный расход сетевой воды на ТЭЦ
(Т 100-130+ПВК), кг/с.
Расчет:
1
Отопительная нагрузка ТЭЦ
,
определяется по формуле
,
где
- отопительная
нагрузка ТЭЦ, МВт;
-
суммарный
расход сетевой воды на ТЭЦ (Т 100-130+ПВК),
кг/с.
-
энтальпия сетевой воды в подающей
магистрали, кДж/кг;
-
энтальпия сетевой воды в обратной
магистрали, кДж/кг.
.
2
Тепловая нагрузка турбины
,
определяется по формуле
,
где
-тепловая
нагрузка турбины, МВт;
-
энтальпия сетевой воды за сетевым
подогревателем СП2, кДж/кг;
-
энтальпия сетевой воды в обратной
магистрали, кДж/кг;
-
суммарный расход сетевой воды на ТЭЦ
(Т 100-130+ПВК), кг/с.
.
3
Тепловая нагрузка на РОУ
,
определяется по формуле
,
где
-тепловая
нагрузка пиковых котлов,
МВт;
-
отопительная
нагрузка ТЭЦ, МВт;
-тепловая
нагрузка турбины, МВт.
4
Тепловая нагрузка сетевого подогревателя
СП1
,
определяется по формуле
,
где
-
тепловая нагрузка сетевого подогревателя,
МВт;
-
энтальпия сетевой воды за сетевым
подогревателем СП1, кДж/кг;
-
энтальпия сетевой воды на входе в
сетевой подогреватель СП1, кДж/кг;
-
суммарный расход сетевой воды на ТЭЦ
(Т 100-130+ПВК), кг/с.
5
Тепловая нагрузка сетевого подогревателя
СП2
,
определяется по формуле
,
где
-
тепловая нагрузка сетевого подогревателя
СП2, МВт;
-
энтальпия сетевой воды за сетевым
подогревателем СП2, кДж/кг;
-
энтальпия сетевой воды за сетевым
подогревателем СП1, кДж/кг;
-
суммарный расход сетевой воды на ТЭЦ
(Т 100-130+ПВК), кг/с.
6
Тепловая нагрузка конденсатора
,
определяется
по формуле
,
где
-
тепловая нагрузка конденсатора, МВт;
-тепловая
нагрузка турбины, МВт;
-
тепловая нагрузка сетевого подогревателя,
МВт;
-
тепловая нагрузка сетевого подогревателя
СП2, МВт;
7
Температура насыщения пара в СП2
,
определяется
по формуле
,
где
-температура
насыщения пара в СП2,
оС;
-
температура сетевой воды за сетевым
подогревателем СП2,
оС;
-
недогрев в СП2,
оС.
8
Давление пара в верхнем теплофикационном
отборе
,
определяется по формуле
,
где
-
давление пара в верхнем теплофикационном
отборе, МПа.
9
Температура насыщения пара в СП1
,
определяется
по формуле
,
где
-
температура и давление насыщения пара
в СП1, оС;
-
недогрев в СП1,
оС.
10
Давление пара в нижнем теплофикационном
отборе
,
определяется по формуле
,
где
-
давление пара в нижнем теплофикационном
отборе, МПа.
11
Расход пара в ЧНД
,
определяется по формуле
,
где
-
расход пара в ЧНД, кг/с;
-
тепловая нагрузка конденсатора, МВт;
-
теплота конденсации пара, кДж/кг;
-
коэффициент полезного действия.
12
Расход пара на сетевой подогреватель
СП1
,
определяется по формуле
,
где
-
расход пара
на сетевой подогреватель СП1, кг/с;
-
тепловая нагрузка сетевого подогревателя
СП1, МВт;
-
теплота конденсации пара, кДж/кг;
-
коэффициент полезного действия.
13
Расход пара на сетевой подогреватель
СП2
,определяется
по формуле
,
где
-
расход пара
на сетевой подогреватель СП2, кг/с;
-
тепловая нагрузка сетевого подогревателя
СП2, МВт;
-
теплота конденсации пара, кДж/кг;
-
коэффициент полезного действия.
14
На рисунке 2, по расходу пара на турбину
и давлению
пара в верхнем
теплофикационном
отборе
,
находим
внутреннюю мощность
отсека
ступеней 1-21 турбины Т-100-130,
Рисунок 2 – Внутренняя мощность отсека ступеней 1-21, турбины Т 100-130
15
На рисунке 3, по давлениям:
и
находим внутреннюю
мощность отсека ступеней 22-23 турбины
Т-100-130,
МВт.
Рисунок
3 – Внутренняя мощность отсека ступеней
22-23, турбины Т 100-130
16
На рисунке 4, по
,
находим значение мощности ЧНД турбины
Т-100-130,
МВт.
Рисунок 4 – Изменение мощности ЧНД турбины Т 100-130
17
Суммарная внутренняя мощность турбины
,
определяется по формуле
,
где
-
суммарная
внутренняя мощность турбины, МВт;
-
внутренняя
мощность отсека ступеней 1-21, турбины Т
110-130, МВт;
-
внутренняя мощность отсека ступеней
22-23, турбины Т-100-130, МВт;
-
мощность ЧНД
турбины Т-100-130, МВт.
18
На рисунке 5, по суммарной внутренней
мощности турбины
,
находим механические потери в генераторе
МВт.
Рисунок 5 – Механические потери в генераторе
19
Электрическая мощность турбогенератора
,
определяется по формуле
,
где
-
электрическая мощность турбогенератора,
МВт;
-
суммарная
внутренняя мощность турбины, МВт;
-
механические
потери в генераторе, МВт.
20
Полный расход тепла на турбоустановку
,
определяется по формуле
,
где
-
Полный расход
тепла на турбоустановку, МВт;
-
расход пара на турбину, кг/с;
-
начальная энтальпия процесса расширения
пара в турбине, кДж/кг;
-
энтальпия питательной воды, кДж/кг.
3.2 Расчет испарительных установок включенных в систему подогрева сетевой воды теплофикационной турбины Т-100-130
В качестве расчетных данных используются параметры пара из теплофикационного отбора.
Испарительная установка включенная по пару теплофикационного отбора перед сетевым подогревателем ПСГ1
Исходные данные:
Из расчета номинального режима работы турбины Т-100-130 имеем
-
давление вторичного пара испарителя
на входе в сете вой подогреватель ПСГ1,
МПа;
-
температура вторичного пара испарителя
И1 на входе в сетевой подогреватель СП1,
0С;