- •Содержание
- •1 Характеристика турбины к-300-240-лмз
- •2.1 Парораспределение турбины на игрэс
- •2.2 Краткое описание системы регулирования турбины на игрэс
- •2.3 Система защиты турбины
- •2.4 Конденсационная установка турбины к-300-240-лмз
- •2.5 Краткая характеристика котлоагрегата пк-41
- •2.6 Краткая характеристика котлоагрегата тгмп-114
- •3 Термодинамический расчет турбины
- •3.1 Тепловая схема энергоблока
- •3.2 Построение процесса расширения в h-s-диаграмме
- •3.3 Расчет тепловой схемы
- •3.4 Расчет горения топлива
3.2 Построение процесса расширения в h-s-диаграмме
Исходные данные:
Электрическая мощность турбины Nэ = 300 МВт.
Начальные параметры пара: Р0 = 23,54 МПа; t0 = 560°С ; (i0 = 3390 кДж/кг).
Давление в конденсаторе турбины Рк = 3,43 кПа.
Теплота с ГРЭС отпускается в виде горячей воды на отопление в коммунально-бытовые нужды. Теплофикационная установка на ГРЭС включает в себя два сетевых подогревателя с суммарным расходом пара на них в 25 МВт и пиковый водогрейный котёл.
Температурный график сети в расчетном режиме τп/τо = 150/42 °С.
Тип парогенератора - прямоточный с промперегревом ТГМП-314.
Параметры пара: Рпг= 25 МПа; Рпп= 3,8 МПа; tпг= 560 °С,tпг = 565°С.
Температура питательной воды tпв= 265 °С.
Коэффициент продувки парогенератора αпр = 1,5%∙Dпгбр,
где Dпгбр- 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 αснко = 1,2%∙Dпгн,
где Dпгн- расход пара из парогенератора (нетто).
12) Внутристанционные потери конденсата (условно принимаются из деаэратора) аут = 1,3%∙Dm.
Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые) - 8.
Давление в деаэраторе рд =0,7 МПа.
15) Схема приготовления добавочной воды парогенератора -химводоочистка. Восполнение потерь конденсата осуществляется в конденсаторе турбины.
16) Температура химически очищенной воды tхов= 30°С.
17) Подогрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях принимается равным Δtэж + Δtсп = 25°С (высокий подогрев вызван малым расходом основного конденсата турбины в этом режиме).
Недогрев воды в подогревателях высокого давления θПВД= 2°С (с учётом использования перегрева пара в отсеках ПВД), а в подогревателях низкого давления θПНД= 5°С.
Коэффициент полезного действия теплообменников ηто = 0,98.
Электромеханический КПД генератора ηэм = 0,98.
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, рисунок 9. Из заводских данных следует также:
а) расход пара из уплотнений Dупл = 1,33 кг/с с энтальпией iупл= 2953кДж/кг;
б) количество пара, поступающего из концевых уплотнений турбины в конденсатор, Dку= 0,0116 кг/с;
в) количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотнений турбины, Dсп = 1,795 кг/с;
г) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы,
Dзж = 0,654 кг/с;
д) количество пара, отбираемого на турбопривод Dтпр= 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 3.2 - Процесс расширения пара в турбине в hS – диаграмме