1.3. Исходные данные и содержание принятых обозначений.

Таблица 1

Последняя цифра шифра	кг/с	МПа	°С	МПа	°С
0	110	12,5	550	0,05	+5
1	112	12,6	555	0,06	+2
2	114	12,7	550	0,07	0
3	116	12,8	555	0,08	-2
4	118	12,9	560	0,09	-5
5	120	13,0	565	0,10	-8
6	122	13,1	560	0,11	-11
7	124	13,2	565	0,12	-15
8	126	13,3	570	0,13	-20
9	128	13,5	570	0,14	-25

Таблица 2

Предпоследняя цифра шифра	МПа	МПа	МПа	МПа	ЧВД	ЧCД	ЧНД
0	2,6	0,60	0,48	0,0040	0,82	0,840	0,800
1	2,7	0,65	0,50	0,0042	0,83	0,850	0,810
2	2,8	0,70	0,54	0,0044	0,84	0,855	0,805
3	2,9	0,60	0,49	0,0046	0,825	0,860	0,815
4	3,0	0,65	0,51	0,0048	0,815	0,852	0,790
5	3,1	0,70	0,54	0,0050	0,835	0,845	0,795
6	3,2	0,60	0,49	0,0052	0,845	0,855	0,780
7	3,3	0,65	0,52	0,0045	0,850	0,860	0,785
8	3,4	0,70	0,53	0,0050	0,830	0,845	0,790
9	3,5	0,60	0,48	0,0054	0,825	0,850	0,800

- количество пара, вырабатываемого парогенератором (расход пара);

– давление и температура пара перед стопорным клапаном турбины;

- давления отборов пара;

- внутренний относительный КПД;

- давление в конденсаторе турбины;

- температура наружного воздуха.

2.1. Анализ принципиальной тепловой схемы ТЭЦ, порядок её расчета.

Рис. 1 Схема теплофикационной установки

Принятые обозначения агрегатов

ПГ – парогенератор ДН – дренажный насос

ВЭ – водяной экономайзер ПНД – регенеративный подогреватель низкого давления

ПЕ – пароперегреватель ПВД – регенеративный подогреватель высокого давления

ЦВД – цилиндр высокого давления Д – деаэратор

ЦНД – цилиндр низкого давления Р – редуктор непрерывной продувки

ЦСД – цилиндр среднего давления С – сепаратор непрерывной продувки

ЭГ – электрогенератор ОП – охладитель продувки

СК – стопорный клапан СП-1 – нижний сетевой подогреватель

К – конденсатор турбины СП-2 – верхний сетевой подогреватель

КН – конденсатный насос РОУ – редукционно-охладительная установка

ПН – питательный насос ПВК – пиковый водогрейный котел

СН1, СН2– сетевые насосы 1 и 2 подъема

В курсовом проекте требуется рассчитать упрощенную тепловую схему (рис.1) блока с барабанным парогенератором и трехцилиндровой паровой турбиной, имеющей два теплофикационных отбора из последних отсеков цилиндра среднего давления. Цилиндр низкого давления двухпоточный, с поворотными регулирующими диафрагмами на каждом потоке, без отбора пара. Регенеративная подогревательная установка состоит из ПВД, деаэратора и ПНД. Химически очищенная добавочная вода подается в деаэратор через охладитель продувки. Сетевая вода при пониженной температуре наружного воздуха после сетевых подогревателей нижней и верхней ступеней подогревается в пиковом водогрейном котле.

В общем случае расчет тепловой схемы при заданном режиме работы энергетической установки рекомендуется производить в следующей последовательности:

1. Определите параметры пара в отборах и основных точках тепловой схемы путем построения процесса расширения пара в проточной части турбины на h-s - диаграмме.

2. Рассчитайте все элементы тепловой схемы путем составления и решения уравнений материального и теплового баланса. В первую очередь рекомендуется составить и решить уравнения теплового баланса для элементов, связанных с отпуском тепла внешним потребителям (сетевых подогревателей), а также водоподогревательных устройств (сепараторов непрерывной продувки). Расчет элементов регенеративной системы рекомендуется начинать с ПВД, затем рассчитать деаэратор и ПНД,

3. Определите величины потоков воды, пара, конденсата и мощность турбоагрегата.

4. определите показатели тепловой экономичности установки.

2.2. Построение процесса расширения пара в проточной части турбины.

Процесс расширения пара в проточной части турбины (рис.2) строится на h-s – диаграмме по заданным начальным и конечным параметрами пара в турбине, давлениям пара отборов и значениям относительных внутренних КПД частей высокого, среднего и низкого давлений турбины. При построении процесса потери давления на дросселирование пара оцениваются ориентировочно следующим образом:

1) в стопорном и регулирующих клапанах ∆ = (0,03 … 0,05) , где - давление перед стопорным клапаном, - давление за регулирующими клапанами;

2) в перепускных трубопроводах между корпусами турбины ∆ = (0,02 … 0,05) , где - давление в перепускных трубопроводах;

3) в органах парораспределения перед ЧСД и ЧНД ∆ = (0,02 … 0,05) , где - давление перед регулирующими клапанами ЧСД или ЧНД. Использованное теплопадение Н_i в ЧВД, ЧСД и ЧНД турбины соответственно равно:

= , кДж/кг; = , кДж/кг;

= , кДж/кг;

По давлению отборного пара и процессу расширения пара в турбине находим остальные параметры отборного пара. Изобара наносится на h-s – диаграмму после расчета сетевых подогревателей СП1 и СП2 и определения величины давления верхнего отбора пара.

2.3. Анализируя процесс расширения пара в турбине ) графически и аналитически), обосновать влияние на повышение КПД начальных параметров свежего пара, конечного давления пара в паротурбинной установке, промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева питательной воды. Каковы пределы использования этих направлений для совершенствования тепловой схемы ТЭС?

2.4. Расчет сетевых подогревателей.

В рассматриваемой тепловой схеме в качестве сетевых подогревателей используются поверхностные пароводяные водонагреватели, позволяющие изолировать теплоносители друг от друга и тем самым обеспечить наибольшую надежность и простоту эксплуатации. Кроме того, поверхностные водонагреватели позволяют сохранить в чистоте конденсат греющего пара.

В соответствии с графиком тепловой нагрузки (рис.3), построенным для низшей расчетной температуры наружного воздуха и коэффициента теплофикации =0,6 ,

для заданного режима работы по величине температуры наружного воздуха определяется тепловая нагрузка Q_т=Q_отб теплофикационной установки, t_пс – температура прямой сетевой воды. Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя СП-1 (рис.4):

D₅(h₅-h₅^н)η_n=G_c(h_n1-h₁).

Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя СП-2:

D₄(h₄-h₄^н)η_n=G_c(h₂-h_n1), где

D_4, D₅ - количество греющего пара, поступающего в СП-2 и СП-1, кг/с;

h₄, h₅ – энтальпии греющего пара из отборов №4 и №5, кДж/кг;

h₄^н , h₅^н, h₁, h₂, h_n1 –энтальпии конденсата греющего пара СП-2 и СП-1, воды перед нижним, после верхнего и после нижнего

подогревателей, кДж/кг; – КПД подогревателей, принимаемый равным

0,98 … 0,99; G_c – расход сетевой воды, кг/с.

Температура воды перед нижним t₁ и после верхнего t₂ подогревателей определяются по графику температур сетевой воды (рис.3). t₁ =t_ос, t₂ =t_вс , а температура после нижнего подогревателя t_n1 – по давлению пара в нижнем подогревателе P₅ с учетом недогрева до температуры греющего пара . Давление греющего пара в верхнем подогревателе СП-2 определяется по температуре воды на выходе из подогревателя и величине недогрева до температуры насыщения греющего пара = t₂ +υ. Величина недогрева υ принимаем для нижнего подогревателя 5 … 7⁰С, для верхнего подогревателя 8 …10⁰С.

Распределение тепловой нагрузки между верхним Q_в и нижним Q_н сетевыми подогревателями производится пропорционально подогревам сетевой воды в них, т.е.

При известных величинах отборов пара расход сетевой воды может быть определен из уравнений теплового баланса нижнего или верхнего подогревателей.