![]() |
|
сделать стартовой | добавить в избранное |
![]() |
Промышленность и Производство
Техника
Тепловой расчет блока электростанции |
Министерство образования Российской Федерации Ивановский государственный энергетический университет Кафедра тепловых электрических станций РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БЛОКА КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Методические указания к выполнению курсовой работы по курсу “Общая энергетика” для студентов дневного и заочного обучения электроэнергетического факультета Иваново 2001 Составители: А.В.МОШКАРИН Е.В. БАРОЧКИН М.Ю. ЗОРИН Редактор: Г.Г.ОРЛОВ Настоящие методические указания служат для закрепления знаний студентами по курсу “Общая энергетика” и связаны с выполнением курсовой работы, заключающейся в расчете тепловой схемы энергетического блока конденсационной электростанции (КЭС). Методические указания предназначены для студентов электроэнергетического факультета дневной и заочной форм обучения. Методические указания утверждены цикловой методической комиссией ТЭФ. Рецензент. Кафедра “Атомных электрические станции” Ивановского государственного энергетического университета . Рекомендации по выполнению курсовой работы и исходные данные для выбора и расчета тепловой схемы конденсационного блока Студент выполняет курсовую работу для своих исходных данных. Они устанавливаются по данным табл. П I.I и П I.2 соответственно по последней и предпоследней цифрам шифра (личного номера) студента-заочника (см. приложение I). Работы, выполненные не по своему варианту, не рассматриваются. При выполнении курсовой работы необходимо соблюдать следующие условия: - расчеты сопровождать кратким пояснительным текстом, в котором указывать, какая величина взята из исходных данных, справочника, норм; - вычисления проводить в единицах системы СИ, используя соответствующие таблицы и h-s – диаграмму. Принципы выбора элементов системы регенерации, расчета регенеративных подогревателей в тепловой схеме, а также определения энергетических показателей турбоустановки и блока в целом изложены в . Там же изложены и некоторые справочные данные. Поэтому перед началом выполнения расчетов студенту будет полезно ознакомиться с указанной литературой . Выполненная курсовая работа высылается в деканат в сроки обусловленные учебным планом. Оформление в рукописи на листках размером 210х300 мм (по ГОСТ). Задание, на основании данных таблиц П 1.1 и П 1.2 (приложение 1), приводится перед расчетом тепловой схемы турбоустановки. После выполнения расчетов составляется краткое описание турбоустановки и дается реферат. Примеры выполнения титульного листа, реферата и описания турбоустановки даны в приложении 2 (на трех листах) методических указаний. Расчет тепловой схемы и определение энергетических показателей теплоэнергетической установки с конденсационной турбиной Задание Составить и рассчитать тепловую схему турбоустановки, выбрать паровой котел и вспомогательное оборудование при следующих исходных данных: 1. Номинальная мощность турбогенератора = 70 МВт. 1. Начальные параметры и конечное давление в цикле: р0 = 60 бар, 0 = 450(С, рк = 0.05 бар. 1. Основные характеристики условного процесса турбины в hs - диаграмме: а) потеря давления в органах регулирования турбины: (рр1 = 4%, следова- тельно р’0 = (1-(рр1 ) р0 = (1-0,04 ) р0 = 0,96р0, б) внутренний относительный КПД турбины (оi = 0,85.
1. В системе регенерации пять регенеративных подогревателей (m = 5); из них четыре поверхностного типа и один смешивающего - деаэратор. Давление в деаэраторе выбрать стандартным равным 6 бар. 1. Утечки цикла Dут = 1,5% от расхода пара на турбину ; подогрев воды в эжекторном и сальниковым подогревателях ( эп = 4 (С и ( сп = 4 (С. 1. Потери давления в паропроводах от камер отборов до поверхностных подогревателей принять (р5= 4%, (р4=5%, (р2= 7%, (р1= 8%. 2. Поверхностные подогреватели без охладителей пара и охладителей конденсата; слив конденсата каскадный; недогрев воды в подогревателях ( нед = 4 (C. 1. При расчете энергетических показателей блока принять: - КПД котла (К = 91 %, - удельный расход электроэнергии на собственные нужды – рсн = 8 %. Схема показана на рис.1. По ходу воды в ней предусмотрены: эжекторный подогреватель - ЭП; регенеративный поверхностный подогреватель - П-1; сальниковый подогреватель - СП; регенеративный поверхностный подогреватель - П-2; смешивающий регенеративный подогреватель (деаэратор) - П-3; регенеративный поверхностный подогреватель - П-4; регенеративный поверхностный подогреватель - П-5. Восполнение утечек цикла осуществляется химически очищенной водой в конденсатор турбины. Вода на очистку забирается из обратного циркуляционного водовода. Для создания оптимальных условий коагуляции она подогревается до 40 (С отборным паром турбины . 2. Распределение подогревов питательной воды по регенеративным подогревателям 2.1 Давление пара в регенеративных отборах При начальных параметрах р0= 60 бар, 0 = 450 (С по таблице III определяем энтальпию пара: h0 = 3302,6 кДж / кг, а по табл. II температуру насыщения пара при начальном давлении р0=60 бар : 0н= 274,1 (С ( 0н ( 274(С ) и при конечном давлении рк = 0,05 бар, к = 32,8 (С ( к ( 33 (С). Один из способов распределения величины подогрева воды между регенеративными подогревателями основан на равенстве подогрева ее в подогревателях от температуры в конденсаторе (в данном примере 33 (С) до температуры насыщения в цикле (при р0=60 бар температура насыщения н = =274,1 (С). При этом одним из подогревателей считается водяной экономайзер парового котла. Кроме регенеративных подогревателей в тепловых схемах ТЭС предусматриваются эжекторные и сальниковые подогреватели. При равномерном распределении подогрева воды по регенеративным подогревателям и при ( эп = 3 (С и ( сп = 5 (С величина подогрева питательной воды в каждом подогревателе определяется из следующей зависимости: . В этом случае температура питательной воды за каждым подогревателем: за ЭП эп = к ( эп = 32,8 4 = 36,8 (С; за П-I 1 = эп ( под = 36,8 38,88 = 75,68 (С; за СП сп = 1 ( сп = 75,68 4 = 79,68 (С; за П-2 2 = сп ( под = 79,68 38,88 = 118,56 (С; за П-3 3 = 2 ( под =118,56 38,88 = 157,44 (С; за П-4 4 = 3 ( под =157,44 38,88 = 196,32 (С; за П-5 5 = 4 ( под = 196,32 38,88 = 235,2 (С. Примечание. Правильность определения температур за подогревателями рекомендуется проверить. Должно иметь место равенство 5 ( под ( 0н. В данном случае 5 ( под = 235,2 38,88 = 274,08 ( 274,1 (С. 2.2. Выбираем место установки деаэратора и давление в нем.
При заданном числе регенеративных подогревателе m = 5 в качестве деаэратора должен быть назначен подогреватель П-3. При 3 = 157,44(С давление в нем составит: рд = рнас ( 5,74 бар. Выбираем стандартный деаэратор на давление рд = 6 бар (Д - 6). По таблице II для него определяем температуру и энтальпия воды : температура воды д = 158,84 (С; энтальпия воды с д = 670,4 (С. Примечание. При выборе места установки деаэратора и давления пара в нем следует руководствоваться правилом: число регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД) не должно быть больше числа подогревателей низкого давления (ПНД), поскольку ПВД, трубная система которых находиться под давлением питательных насосов, значительно дороже, чем ПНД. Поэтому, например, при m = 6 следует принимать три ПНД и два ПВД, а при m = 7 - три ПНД и три ПВД. 2.3. Устанавливаем давление в отборах на регенеративные подогреватели. а) Поверхностные подогреватели. Давление пара поступающего в подогреватели этого типа определяется из условия нагрева питательной воды до определенных ранее температур при заданном недогреве воды ( нед = 4 (C. Величина недогрева воды показывает значение необходимого температурного напора для передачи теплоты от конденсирующегося в подогревателе пара к нагреваемой воде. Для подогревателя П-5 определяем температуру насыщения пара, поступающего в подогреватель: н5 = 5 ( нед = 235,2 4 = 239,2 (C. Тогда давление пара, поступающего в подогреватель, определенное по таблице I при температуре 239,2 оС будет: р5 = 32,92 бар, и аналогично для остальных регенеративных подогревателей поверхностного типа : для П-4 н4 = 4 ( нед = 196,32 4 = 200,32 (C, р4 = 15,58 бар; для П-2 н2 = 2 ( нед = 118,56 4 = 122,56 (C, р2 = 2,12 бар; для П-1 н1 = 1 ( нед = 75,68 4 = 79,68 (C, р1 = 0,47 бар. Давление в камерах отбросов турбины должно быть выше, чем давление пара перед подогревателями; учитывается потеря в паропроводах (на трение и местные сопротивления). При заданных потерях, которые приведены в задании (см. табл. П 1.2) (р5 = 4%, (р4 = 5%, (р2 = 7%, (р1 = 8% имеем : б) Деаэратор. Давление в камере отбора на деаэратор Д-6 принимается р3ко = рдко = 9 бар (для всех вариантов) из условия его работы с неизменным давлением 6 бар без перехода на отбор вышестоящего подогревателя до нагрузки (70 % от номинальной. Известно, что с достаточной точностью можно считать, что при недогрузках давления в камерах нерегулируемых отборов изменяются пропорционально расходам пара через соответствующие ступени и, следовательно, пропорционально нагрузкам на турбину, т.е. . Поэтому с учетом потери давления в паропроводе от камеры отборов до деаэратора (р3 = 5 % в данном случае имеем : 3. Построение условного процесса расширения пара в турбине hs - диаграмме Схема условного процесса расширения пара в турбине для настоящего случае дана на рис.2а Теоретический процесс расширения –( а-в ) и действительный – (а - а - с ) . При принятых начальных параметрах р0 = 60 бар и 0 = 450(С по таблице III имеем энтальпию и энтропию в начале процесса расширения: h0 = 3302,6 кДж / кг, S0 = 6,7214 кДж / ( кг К ).
В отличие от указанных выше, такие К. р., как бензоиновая конденсация , альдольная конденсация , диеновый синтез и др., происходят без выделения простой молекулы. Кроме того, К. р. в органической химии называют все реакции образования гетероциклических соединений ; в этих процессах могут возникать новые связи: углерод — углерод, углерод — гетероатом, гетероатом — гетероатом. Обычно к К. р. не относят этерификацию , переэтерификацию, алкилирование и ацилирование по кислороду или по азоту и др. Однако реакции образования полимеров по этим схемам называют поликонденсацией . Лит.: Краткая химическая энциклопедия, т. 2, М., 1963, с. 678; Die Methoden der Organischen Chemie, Hrsg. von J. Houben, 3 Aufl., Bd 2, Lpz., 1925, S. 716. Конденсационная турбина Конденсацио'нная турби'на, паровая турбина , в которой рабочий цикл заканчивается конденсацией пара. Одним из главных преимуществ К. т. по сравнению с любым другим двигателем является возможность получения в одной установке большой мощности (до 1200 Мвт и более). На всех крупных тепловых и атомных электростанциях для привода электрических генераторов применяются К. т.; кроме того, они применяются в качестве главных двигателей на кораблях, а также для привода доменных воздуходувок и т. д. Мощные К. т. выполняются, как правило, многоцилиндровыми с развитой системой регенеративного подогрева питательной воды (до 8—9 отборов пара для подогрева). К. т. мощностью св. 100 Мвт обычно бывают с однократным промежуточным перегревом пара. В СССР первая К. т. была построена на Ленинградском металлическом заводе в 1924
1. Комплексное моделирование электрических и тепловых характеристик линейного стабилизатора напряжений
2. Разработка програмного обеспечения для расчёта дисперсионной характеристики планарного волновода
3. Расчёт аэродинамических характеристик самолёта "T-30 KATANA"
4. Тепловой расчёт турбины ПТ-25-90/11
10. Приборы для регистрации электрических, акустических и тепловых сигналов организма человека
13. Обработка воды на тепловых и атомных электростанциях
16. Тепловой расчет паровой турбины Т-100-130
17. Тепловой двигатель с внешним подводом теплоты
18. Тепловой и динамический расчет двигателей внутреннего сгорания
19. Тепловой и динамический расчет двигателя внутреннего сгорания
20. Реактивный двигатель и основные свойства работы тепловых машин
21. Потери электрической и тепловой энергии при транспортировке
25. Расчет стационарного теплового поля в двумерной пластине
26. О некоторых методах получения тепловой и электрической энергии
27. Развитие представлений о природе тепловых явлений и свойств макросистем
28. Формирование самостоятельности учащихся в процессе изучения темы физики: "Тепловые явления"
30. Тепловой расчет котла Е-75-40ГМ
31. Тепловой двигатель с внешним подводом теплоты
33. Потери электрической и тепловой энергии при транспортировке
35. Земля, как тепловая машина (климатический фактор)
37. Значение белков теплового шока при вич-инфекции
41. Тепловой баланс в системе "человек–среда обитания"
43. Автоматизированная система изучения тепловых режимов устройств ЭВС
44. Автоматизация теплового источника
45. Тепловая обработка пищевых продуктов
46. Расчет стационарного теплового поля в двумерной пластине
47. Анализ социально-психологического климата на муниципальном предприятия "Тепловые сети"
48. Дефектоскопия и интероскопия тепловыми методами
49. Тепловое и холодильное оборудование супермаркетов
50. Тепловой и конструктивный расчет секционного водо-водяного подогревателя теплосети
51. Тепловой расчет кожухотрубного и пластинчатого теплообменника
52. Тепловой расчет котла-утилизатора П-83
53. Универсальное тепловое оборудование
57. Изучение тепловых явлений в школьном курсе физики
59. Расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки типа Т-100-130
60. Расчет тепловой схемы турбоустановки с турбиной К-1000-60/1500-1
61. Система регенерации на тепловой электростанции
62. Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт
63. Тепловое испытание газотурбинной установки
64. Тепловой баланс котла по упрощенной методике теплотехнических расчетов
65. Тепловой расчет парогенератора
66. Тепловой расчет силового трансформатора
67. Тепловые пункты
68. Термонапружений стан частково прозорих тіл з порожнинами за теплового опромінення
69. Газовый цикл тепловых двигателей и установок
73. Комплексный экономический анализ деятельности ООО "Сыктывкарские тепловые сети"
75. Анализ тарифов на электрическую и тепловую энергию тепловой электростанции
76. Tupolev 154M noise asesment (Анализ шумовых характеристик самолёта Ту-154М)
77. Расчёт статистических и вероятностных показателей безопасности полётов
78. Основные звездные характеристики. Рождение звезд
80. Биологическая характеристика возбудителей вирусных трансфузионных гепатитов
82. Природные пожары, их характеристика,особенности лесных пожаров
83. Характеристика современных средств поражения и последствия их применения
84. Экономико-географическая характеристика Белоруссии
85. Общая характеристика степной зоны
89. Эколого-социально-экономическая характеристика Цивильского района Чувашской Республики
90. Экономико-географическая характеристика Московского региона
91. Экономико-географическая характеристика страны (Финляндия)
92. Экономико-географическая характеристика Японии
93. Комплексная характеристика Бразилии
94. Экономико-географическая характеристика топливной промышленности Российской Федерации
95. Социалоно-экономическая характеристика Уральского экономического района
96. Экономико-географическая характеристика Германии
97. Экономико-географическая характеристика Германии
98. Экономико-географическая характеристика государства Ирландия
99. Комплексная экономико-географическая характеристика Мексики