Реконструкция Центральной ТЭЦ ЭС-2 города Санкт-Петербурга с монтажом двух парогазовых установок

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Произведенные расчеты показывают высокую эффективность установок ГТУ.
Себестоимость электрической и тепловой энергии по ТЭЦ в целом соответственно равна 0,3 руб/кВт•ч и 32,24 руб/ГДж.
Установка двух блоков ГТУ ГТЭ-65 и установка двух паровых турбин ПТ-25/30 обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико – экономических показателей ТЭЦ за счет использования двух блоков ГТУ в базовой части тепловых нагрузок с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.
Рассмотренный в данном дипломном проекте вариант установки замещающей мощности обеспечивает покрытие увеличенного уровня тепловых нагрузок с высокими показателями.
Рассмотренный в данном дипломном проекте вариант установки новых мощностей ...

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 5
1. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЦТЭЦ ЭС-2 7
2. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ЦТЭЦ ЭС-2 23
3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ГТУ 27
Исходные данные расчета: 27
3.1 Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре 28
3.2 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ 34
3.3 Определение основных параметров рабочего тела в газовой турбине 35
3.4 Расчет энергетических показателей ГТУ 42
4. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ДЛЯ ТУРБОУСТАНОВКИ ПТ-25/30-8.8. 43
4.1 Описание турбустановки ПТ-25/30-8.8 43
4. 2. Принципиальная схема турбоустановки ПТ-25/30-8,8 51
4.3. Предварительное построение теплового процесса турбины в h,s- диаграмме и расчет расхода пара на турбину 51
4.4. Тепловой расчет системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановки 55
Расчет подогревателей 57
5 ВЫБОР КОТЛА – УТИЛИЗАТОРА 63
5.1. РАСЧЕТ ЭНТАЛЬПИЙ ГАЗОВ 64
5.2. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛА 65
5.3. РАСЧЕТ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ 65
5.4. РАСЧЕТ ИСПАРИТЕЛЯ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ 76
5.5. РАСЧЕТ ЭКОНОМАЙЗЕРА ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ 83
6 АВТОМАТИЗАЦИЯ 90
6.1 Автоматизация на современном этапе развития энергетики 90
6.2 Особенности системы управления ГТУ 93
6.3 Автоматические защиты теплоэнергетических установок 95
6.4 Система сигнализации. 98
7 ОХРАНА ТРУДА 101
7.1 Анализ условий труда в турбинном цехе ТЭЦ 101
7.2 Характеристика пожарной опасности в ТЦ, возможные причины пожара 102
7.3 Особенности тушения пожаров в турбогенераторах 102
7.4 Профилактические мероприятия, направленные на предупреждение пожаров в ТЦ 103
7.5 Охрана труда при эксплуатации турбоагрегатов 104
8 РАСЧЕТ ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ 109
6.1 Расчет абсолютных вложений капитала в новое строительство 109
ТЭЦ 109
8.1 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ 110
8.2 Годовые издержки по калькуляционным статьям в целом по ТЭЦ 111
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 119

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика как отрасль хозяйственной деятельности направлена на обеспечение человека всеми видами энергии, в частности, электрической, тепловой, механической. Без соответствующего уровня развития систем генерации, преобразования, распределения энергии осуществление хозяйственной и экономической деятельности в тех видах и объёмах, которых требует наша цивилизация на современном этапе развития, невозможно. Отличительными особенностями энергетики с точки зрения экономики являются также высокий уровень капитальных затрат, длительный период окупаемости проектов, длительные сроки эксплуатации устанавливаемого оборудования.
В настоящее время генерация используемого человеком электричества осуществляется преимущественно с приводом электрогенераторов от тепловых машин (паровых и газовых т урбин, двигателей внутреннего сгорания). Поскольку в силу известных физических принципов работа тепловых машин сопровождается большими сбросами тепла, зачастую целесообразно объединять выработку тепловой и электрической энергии на одном оборудовании (принцип теплофикации). Основная часть электрической энергии в современной России и ряде зарубежных государств производится на крупных специализированных предприятиях – электростанциях с агрегатами единичной мощностью 25 МВт и более. Объединение электрических машин в крупные энергосистемы позволяет передавать энергию потребителям, географически значительно удалённым от места производства и распределённым по обширной территории. Концепция экономического развития России предусматривает распределение генерируемой и потребляемой энергии по рыночным механизмам на основе организации Федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ).
Технические сложности не позволяют передавать тепловую энергию на значительные расстояния; однако снабжение теплом (с горячей водой и паром) коммунально-бытовых и промышленных потребителей, особенно в крупных населённых пунктах, зачастую осуществляется централизованно от крупных источников. Конкуренцию электростанциям с агрегатами для комбинированной выработки тепла и электроэнергии (теплоэлектроцентралям, ТЭЦ) здесь могут составить районные котельные.
Для энергетики в современной России характерен большой моральный и физический износ основных фондов; в частности, по генерирующим мощностям ООО «ТГК-1» в Санкт-Петербурге и Ленобласти он достигает 70%. Он приводит к повышению расходов топлива, снижению надёжности и качества тепло- и электроснабжения, ухудшению экологической обстановки, к экономическим потерям потребителей и генерирующих организаций. В виду того, что ввод новых генерирующих мощностей долгое время не производился, прирост промышленного и бытового потребления вызывает во многих регионах энергодефицит.
Наиболее дешёвым и простым способом удовлетворения растущего спроса на энергоресурсы, исправления «перекосов» в структуре генерирующих и потребляемых мощностей, повышения качества энергоснабжения и экономической эффективности энергопредприятия является реконструкция существующих станций. Такая реконструкция может включать: модернизацию существующих агрегатов; их вывод из эксплуатации с заменой на новые; пристройку, т. е. создание новых блоков, работающих параллельно существующим; надстройку, т. е. продление технологического цикла в сторону более высоких или низких параметров. В последнее время у нас нередко применяется надстройка паротурбинных электростанций газотурбинными установками с котлом-утилизатором.
В настоящем проекте рассматриваются вопросы реконструкции одной из старейших теплоэлектроцентралей нашей страны - Центральной ТЭЦ ЭС-2 города Санкт-Петербурга с монтажом двух парогазовых установок ГТЭ-65.

Расход газов на входе GНТ и их начальное давление рНТ – величины переменные и зависят от режима работы ГТУ. Начальную температуру газов ТНТ в определенных пределах нагрузки поддерживают постоянной за счет соответствующей подачи топлива топливными регулирующими клапанами. Необходимо оговаривать условия ее определения и место, где она фиксирована. Это температура потока газов перед рабочей решеткой первой ступени лопаток при рНВ=0,1013МПа, ТНВ=288К, dНВ=60%.На данном этапе расчета тепловой схемы определяем параметры рабочего тела на входе и выходе из газовой турбины.1. Потеря давления газов в тракте “компрессор – камера сгорания – вход в газовую турбину”:рК-ГТ=рОК-ГТ··=0,025··=0,0254 МПа.2. Давление газов на входе в газовую турбину:рНТ = рКК - рК-ГТ=1,673 – 0,0254=1,6476 МПа.3. Расход газов на входе в газовую турбину:GНТ = GКС+ВГТ =157,8+3,399=161,99 кг/с.4. Коэффициент сопротивления выхлопа газов за ГТУ при ее работе в автономном режиме обычно составляет = 0,03÷0,05.Применительно к ГТ: =0,03 (заводские данные).5. Давление газов за ГТУ, МПа:рКТ=рНВ·(1+),рКТ=0,1013·(1+0,03)=0,1043.6. Степень расширения газов в проточной части ГТ:=,==16.Поток рабочего тела через проточную часть ГТ можно условно разделить на две составляющие, которые объединяются в итоге в один суммарный расход газов. Первая из составляющих – это газы, которые с начальной температурой ТНТ расширяются в проточной части до температуры на выхлопе ТКТ. Вторая – охлаждающий воздух, который подается в турбину из проточной части компрессора, затем сбрасывается в поток газов и условно охлаждается до температуры ТКВ. В итоге, смешение этих составляющих приводит к образованию суммарного расхода рабочего тела с температурой ТСМ.7. Газовая постоянная:а) газовая постоянная чистых продуктов сгорания (ЧПС):RЧПС=·+·+·,где = 0,1899 кДж/(кг·К);= 0,0936;= 0,4615 кДж/(кг·К);= 0,2016;= 0,2968 кДж/(кг·К);=0,7048.RЧПС= 0,32 кДж/(кг·К).б) доля воздуха в потоке газов ГТ определяется отношением количества воздуха, не участвующего в процессе горения к сумме 1 кг топлива и общего количества воздуха, поступающих в камеру сгорания ГТУ:gВ= == 0,551;в) газовая постоянная рабочего тела в ГТ, кДж/(кг·К):RГ= RЧПС·(1-gВ)+RВ·gВ,RГ =0,32·(1-0,604)+0,287·0,604 = 0,302.8. Определение среднеарифметической величины теплоемкости:В первом приближении принимаем: Ткт=810,95 К.Среднеинтегральная теплоемкость для различных компонентов продуктов сгорания и воздуха:= 0,8298+377,56·10-6·(Т-273),= 1,8334+311,08·10-6·(Т-273),= 1,0241+88,55·10-6·(Т-273),= 0,9956+92,99·10-6·(Т-273).Среднеинтегральная теплоемкость чистых продуктов сгорания:сph ЧПС= · + · + · =1,24 кДж/(кг·К).Среднеинтегральная теплоемкость газов (с учетом избытка воздуха):сph Г= сph чпс·(1-gв) + ·gв = 1,117 кДж/(кг·К),сph Г ВХ =1,167 кДж/(кг·К),сph Г ВЫХ=1,117 кДж/(кг·К).Среднеарифметическая величина теплоемкости газов в интервале температур ТНТТКТ:cpm г= (сph Г ВХ+ сph Г ВЫХ)/2 = 1,142 кДж/(кг·К).9. Температура газов за ГТ без учета влияния охлаждающего воздуха, К:ТКТ= ТНТ·Для современных ГТУ значения КПД проточной части ГТ находятся в пределах = 0,9÷0,94. В рассматриваемом режиме принимаем КПД проточной части ГТ, пользуясь заводскими данными:= 0,9083.10. Определение теплоемкости смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ.В соответствии с рекомендациями, значение температуры охлаждающего воздуха в конце проточной части ГТ принимается в пределах: ТКВ= =(0,80÷0,82)·ТКТ. В данном случае принято:ТКВ= 0,82·ТКТ=664,98 К,среднеинтегральная теплоемкость воздуха при этой температуре:сph В= 1,066 кДж/(кг·К).Теплоемкость смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газов, кДж/(кг·К):ср СМ= ,ср СМ 1,11.11. Определение температуры смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ. Температуру смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газа, К:ТСМ= ТСМ =.12. Избыток воздуха в смеси газов за газовой турбиной:2,713. Содержание окислителя в смеси за ГТ, %:13,2.14. Определение внутренней мощности ГТ.Внутренняя мощность газовой турбины на основе последовательного газодинамического расчета ступеней ее проточной части с использованием соответствующих методик. Фирмы и организации производители ГТУ пользуются собственными методиками, в которых учтены конструктивные особенности установки, материал лопаток и технология их изготовления, система охлаждения и пр. В данном расчете внутренняя мощность ГТ определена с использованием метода предложенного заводом изготовителем:3.4 Расчет энергетических показателей ГТУ1. Электрическая мощность ГТУ: где механические КПД и ОК: КПД электрогенератора ГТУ: 2. КПД ГТУ по производству электроэнергии (брутто):0,389.3. КПД ГТУ по производству электроэнергии (нетто):0,368.- доля расхода электроэнергии на собственные нужды ГТУ:Эсн=0,04+0,012=0,052.4. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ДЛЯ ТУРБОУСТАНОВКИ ПТ-25/30-8.8.4.1 Описание турбустановки ПТ-25/30-8.8Паровая турбина ПТ-25/30-8,8 производственного объединения турбостроения «Калужский турбинный завод» (КТ3) с промышленным и отопительными отборами пара номинальной мощностью 25 МВт, максимальной 30 МВт с начальным давлением пара 8,82 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-30-2 с частотой вращения 50 с и отпуска тепла для нужд производства и отопления.Номинальные значения основных параметров турбиныТурбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный с абсолютным давлением 0,981 МПа и один отопительный отбор с абсолютным давлением 0,118 МПа. Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере отопительного отбора. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД.Конструкция турбины. Турбина ПТ-25/30-8,8 представляет собой одновальный одноцилиндровый агрегат. Турбина - однокорпусная, проточная часть ее состоит из девятнадцати ступеней. Часть высокого давления состоит из двухвенечной регулирующей ступени и восьми ступеней давления. Диски этих ступеней изготовлены из одной поковки с валом. Часть среднего давления состоит из одновенечной регулирующей ступени и пяти ступеней давления. Часть низкого давления состоит из одновенечной регулирующей ступени и трех ступеней давления. Диски ступеней ЧСД и ЧНД - насадные.Парораспределение турбины - сопловое: к соплам первой ступени пар поступает через четыре регулирующих клапана; четыре группы сопл ЧСД обслуживаются разгруженной поворотной диафрагмой, заменяющей четыре регулирующих клапана, а сопла ЧНД - поворотной диафрагмой, заменяющей два регулирующих клапана.Ротор турбины - гибкий с критическим числом оборотов около 1800 об/мин. Передний подшипник - комбинированный опорно-упорный. Вкладыш опорного подшипника имеет сферическую наружную поверхность.Лабиринтовые уплотнения - елочного типа, с насадными втулками. Турбина снабжена валоповоротным устройством.Первый регулируемый отбор используется для нужд промышленных потребителей, второй - для теплофикации. Кроме того, в турбине предусмотрено четыре нерегулируемых отбора пара для подогрева основного конденсата и питательной воды.Турбина может развивать мощность 30 МВт при отключении соответствующих отборах пара на производство и теплофикацию.Минимальный пропуск пара в часть низкого давления составляет 8 т/ч при давлении в теплофикационном отборе 0,118 МПа.Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.Для сокращения времени прогрева, и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение.Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте тока в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбогенератора 50 с-1 (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49,0- 50,5 Гц. Допускается кратковременная работа турбины при минимальной частоте 48,5 Гц два раза в год продолжительностью 3-4 мин или один раз в год продолжительностью до б мин.Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 8 м.Регулирование и защита. Турбина снабжена гидравлической системой регулирования.В системе регулирования имеется ЭГП, на который воздействует технологическая защита и противоаварийная автоматика энергосистемы, что приводит к закрытию и открытию регулирующих клапанов.Для защиты от недопустимого возрастания частоты вращения турбина снабжена регулятором безопасности, два центробежных бойка которого мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11-13 % сверх номинальной, чем вызывается закрытие автоматического затвора свежего пара, регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы. Кроме того, имеется дополнительная защита на блоке золотников регулятора скорости, срабатывающая при повышении частоты на 11,5 %.На электромагнитный выключатель воздействуют: реле осевого сдвига при перемещении ротора в осевом направлении на величину, превышающую предельно допустимую; вакуум-реле при недопустимом падении вакуума в конденсаторе до 470 мм. рт. ст. (при снижении вакуума до 650 мм. рт. ст. вакуум-реле подает предупредительный сигнал); потенциометры температуры свежего пара при недопустимом понижении температуры свежего пара без выдержки времени; ключ для дистанционного отключения турбины на щите управления; реле падения давления в системе смазки с выдержкой времени 3 с при одновременной подаче аварийного сигнала.Турбина снабжена ограничителем мощности, используемым в особых случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов.Обратные клапаны предназначены для предотвращения разгона турбины обратным потоком пара.Рабочей жидкостью в системе регулирования является минеральное масло.Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов через ЧСД и поворотной диафрагмы перепуска пара в ЧНД производится сервомоторами, которые управляются регулятором скорости и регуляторами давления отборов.Регулятор скорости предназначен для поддержания частоты вращения турбогенератора с неравномерностью около 4 %. Он снабжен механизмом управления, который используется для: зарядки золотников регулятора безопасности и открытия автоматического затвора свежего пара; изменения частоты вращения турбогенератора (причем обеспечивается возможность синхронизации генератора при любой аварийной частоте в системе); поддержания заданной нагрузки генератора при параллельной работе генератора; поддержания нормальной частоты при одиночной работе генератора; повышения частоты вращения при испытании бойков регулятора безопасности.Механизм управления может приводиться в действие как вручную - непосредственно у турбины, так и дистанционно - со щита управления.Регуляторы давления сильфонной конструкции предназначены для автоматического поддержания давления пара в камерах регулируемых отборов с неравномерностью около 0,20 МПа для производственного отбора и около 0,04 МПа - для отопительного отбора.Турбоагрегат оборудован электронными регуляторами с исполнительными механизмами для поддержания:заданного давления пара в коллекторе концевых уплотнений путем воздействия па клапан по дачи пара давлением 0,059 МПа из уравнительной линии деаэраторов или из парового пространства бака;уровня в конденсатосборнике конденсатора с максимальным отклонением от заданного ±200 мл (этим же регулятором включается рециркуляции конденсата при малых расходах пара в конденсаторе);уровня конденсата, греющего пара во всех подогревателях системы регенерации, кроме ПНД № 1.Турбоагрегат снабжен защитными устройствами:для совместного отключения всех ПВД с одно временным включением обводной линии и подаче сигнала (устройство срабатывает в случае аварийного повышения уровня конденсата вследствие повреждений пли нарушений плотности трубно; системы в одном из ПВД до первого предела);атмосферными клапанами-диафрагмами, установленными на выхлопных патрубках ЦНД и открывающимися при повышении давления в патрубках до 0,12 МПа.Система маслоснабжения предназначена для обеспечения смазкой подшипников и системы регулирования.В баке объемом 14 м установлены фильтры и указатели уровня.Турбина снабжена одним резервным насосом одним электродвигателем переменного тока и одним аварийным насосом с электродвигателем постоянной тока.При снижении давления смазки до соответствующих значений автоматически от реле давления смазки (РДС) включаются резервный и аварийный насосы. РДС периодически испытывается во время работы турбины.Масло охлаждается в двух маслоохладителях Охладители - поверхностного типа, вертикальной исполнения.Конденсационная установка включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные насосы эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным пучком общей поверхностью охлаждения 1200 м" и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создашь разрежения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику для подогрев подпиточной воды во встроенном пучке.Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехступенчатых эжекторов (одна резервный), предназначенных для отсоса воздуха обеспечения нормального процесса теплообмена конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах теплообмена, и одного пускового эжектора для быстрого поднятия вакуума в конденсаторе.В конденсационном устройстве устанавливаются два конденсатных насоса (один резервный) вертикального типа для откачки конденсата, подачи его в деаэратор через охладители эжектора, охладители уплотнений и ПНД. Охлаждающая вода для конденсатора и газоохладителей генератора подается циркуляционными насосами.Пусковой эжектор циркуляционной системы предназначен для заполнения системы водой перед пуском турбоустановки, а также для удаления воздуха при скоплении его в верхних точках сливных циркуляционных водоводов и в верхних водяных камерах маслоохладителей.Для срыва вакуума используется электрозадвижка на трубопроводе отсоса воздуха из конденсатора, установленная у пускового эжектора.Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет одну ступень ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели - поверхностного типа.ПВД № 1, 2 - вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.ПВД и ПНД снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.Слив конденсата греющего пара из подогревателей - каскадный.Установка для подогрева сетевой воды включает в себя один сетевой подогреватель, конденсатные и сетевые насосы. Подогреватель представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменный аппарат с поверхностью теплообмена 600 м~, которая образована прямыми латунными трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.Комплектующее оборудование. В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротным устройством, фундаментными рамами, паровой коробкой с автоматическим стопорным клапаном, обшивкой турбины, внутри-турбинными трубопроводами;бак масляный, маслоохладитель, эжекторы основной, пусковой и циркуляционной системы;регенеративная установка с подогревателями поверхностного типа с регулирующими и предохранительными клапанами;установка подогрева сетевой воды, включающая сетевой подогреватель с регулирующим клапаном;насосы и электрооборудование паротурбинной установки;конденсаторная группа с задвижками на входе и выходе охлаждающей воды.турбоустановка расход пар питательный вода4. 2. Принципиальная схема турбоустановки ПТ-25/30-8,8Принципиальная схема турбоустановки изображена на Рисунке 1.hкКНhк’αоэ, hоэ'αоэ, hоэαпαтhVhIVhIIIhIIα1, h1’α2, h2’α4, h4’α1, h1α2, h2(α4+α3), h4’α3, h3α4, h4hд'hд(α6+α5), h5’hIП4αд, hдα5, h5α6, h6ПГП6П5ПНДПВП3П2Т1ОЭКПЧВДЧСДЧНДЭГП1ПЕα6, h6'αт,hтαп,hпРисунок 1 – Принципиальная тепловая схема турбины ПТ-25/30-8,84.3. Предварительное построение теплового процесса турбины в h,s- диаграмме и расчет расхода пара на турбинуПринимаю потерю давления в стопорном и регулирующем клапанах 5% от Р0, определяем давление перед соплами регулирующей ступени:P0’= 0,95 ∙ 8,82 = 7,9 МПа,ему соответствует T0’=5350C и h0= 3476 кДЖ/кг.Потеря давления в выхлопном патрубкегде Сп- скорость пара в выхлопном патрубке.Принимаю Сп=100м/с, λ=0,03;Давление пара за последней ступенью турбины:Рz=Рк+ΔРк=4,9+0,14=5,04 кПа.Энтальпия пара в конце изоэнтропного расширения hzt”=2068 кДж/кг.Располагаемый теплоперепад, приходящийся на турбину:ЦВД турбины:Но= h0-h2t =3476-2068=1408 кДж/кг;hп=2896 кДж/кг (при Рп=980кПа);Pп’=Рп*0,95=980*0,95=930 кПа;Ноп=h0-hп=3476-2896=580 кДж/кг;кДж/кг.ЦСД турбины:hт=2634 кДж/кг (при Рт=190кПа);Р’т=180 кПа;НоТ=328 кДж/кг;кДж/кг.ЦНД турбины:Hzt=2252 (при Рzt=5,04кПа);НоЦНД=500кДж/кг;кДж/кг.Разность энтальпий h0-hz дает значение действительного перепада энтальпий, сбрасываемого в турбине:кДж/кг.Расход пара на турбину определяется из формулы,где kp коэффициент регенерации, принимаю kp=1,15 ;ηм, ηэг –механический кпд и кпд электрогенератора соответственно, принимаю по 0,99.Расход пара в чистоконденсационном режиме:кг/с .Расход пара в конденсационном режиме:G0=38,1 кг/c.Процесс расширения пара в турбине с величинами энтальпий и их перепадов приведен на рисунке 2.Рисунок 2 – Процесс расширения пара в турбине4.4. Тепловой расчет системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановкиДля определения подогрева питательной воды в ПВД и ПНД определим:Температура питательной воды Tпв=491К – 273, tпв=2180С, hпв’=934,41 кДж/кг.По давлению Pk=4,9 КПа находим tk=32,5160C, hk=111,84 кДж/кг.По давлению в деаэраторе Pд=0,6 МПа находим tд=158,830С. Энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора hд= 670,5 кДж/кг.Подогрев питательной воды в одном ПВД: 0С.Принимаем нагрев в деаэраторе , тогда температура питательной воды на входе в деаэратор: 0С.Энтальпия питательной воды (основного конденсата турбины) на входе в деаэратор hд’=605,53 кДж/кг.Принимаем для ПТ-турбины , температура питательной воды после ЭЖ: 0С.Энтальпия питательной воды после ЭЖ hЭЖ=132,74 кДж/кг.Подогрев питательной воды в одном ПНД: 0C.Повышение энтальпии в каждом ПВД кДж/кг.Повышение энтальпии в каждом ПНД кДж/кг.Параметры воды и пара для расчета системы регенеративного подогрева питательной воды представлены в Таблице 1.Таблица 1 – Параметры воды и пара для расчета системы регенаративного подогрева питательной водыНаименование величиныПВД6ПВД5ДПНД4ПНД3ПНД2ПНД1ОЭКТемпература воды на входе в подогреватель, С188,5158,8143,8118,493,167,842,532,5Температура воды на выходе из подогревателя, С218188,5158,8143,8118,493,167,842,532,5Энтальпия воды на входе в подогреватель, кДж/кг800,5670,5605,5497,2390,2283,9178,06136,2Энтальпия воды на выходе из подогревателя, кДж/кг934,4800,5670,5605,5497,2390,2283,9178,06136,2Температура конденсата греющего пара отбора, С223199,4158,8148,8123,498,172,8Энтальпия конденсата греющего пара отбора, кДж/кг957,5822,8670,5627,07518,5411,3304,8Давление отбираемого пара, МПа2,451,350,600,460,220,0940,035Энтальпия отбираемого пара, кДж/кг3176305629442900278826802560Расчет подогревателейПВД6 :6*(h6- h6’)= hпв- hI;ПВД55*(h5- h’6)+6*(h’6- h’5)= hI - hд;Деаэратор:(6 +5)*h’5 +дhд+(1- 6 - 5 - д)* h’д = hд;ПНД4ПНД3ПНД2ПНД1Расходы пара в регенеративные подогревателиОпределим расходы пара в регенеративные подогревателикг/с;кг/с; кг/с; кг/с; кг/с; кг/с; кг/с; кг/с.