Учебная работа. Проектирование конденсационной парогазовой электростанции

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Проектирование конденсационной парогазовой электростанции

Введение

Одним из основных приоритетов энергетической стратегии Росси на период до 2020 г. является максимальное использование природных топливно-энергетических ресурсов. В настоящее время тепловые электростанции потребляют 39,5% газа, расходуемого на внутренние нужды страны, вырабатывают 67% электроэнергии и отпускают 47% централизованного тепла. В ближайшие 15 лет они останутся основой электроэнергетики России, их удельный вес в суммарной установленной мощности существенно не изменится. Поэтому снижение удельных и суммарных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла ТЭС является одной из основных стратегических задач электроэнергетики.

Перспективное направление в энергетике — использование парогазовых технологий, это обусловлено преимуществ ПГУ над паротурбинными блоками:

— высокий КПД, достигающий в современных бинарных установках 58?60 %;

— снижение удельных капитальных затрат порядка 30 %;

— сокращение сроков монтажа оборудования и сроков ввода мощностей ПГУ;

— сокращение продолжительности пусков оборудования ПГУ;

— уменьшение вредных выбросов в окружающую среду;

— сокращение численности эксплуатационного персонала.

В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза. За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газов выросла с 800?850 ?С до 1200?1300 ?С и выше. В результате этого была преодолена граница (?1100 ?С), за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором.

В этих условиях определяющим в технической политике является применение при реконструкции и новом строительстве парогазовых технологий для ТЭС, использующих газообразное топливо, и ПГУ с внутрицикловой газификацией для электростанций на твердом топливе.

1. Экономическая часть

1.1 Актуальность дипломного проекта

Актуальность дипломного проекта обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на период 2020 года. Развитие электроэнергетики должно обеспечить необходимыми энергетическими ресурсами начавшийся экономический рост во всех отраслях народного хозяйства.

Природный газ в России является одним из самых востребованных продуктов экспорта. При этом только около 25% добываемого газа продается в Европу по рыночным ценам. Остальная часть либо продается по заниженным тарифам на внутреннем рынке, либо теряется. Поэтому руководство страны пытается сократить потребление газа внутри России, чтобы больше продать за рубеж. Энергетика — крупнейший внутренний потребитель природного газа, и поэтому экономить газ в первую очередь планируется именно в ней.

Основных путей экономии газа в энергетике не более 3-х:

— строительство новых АЭС взамен газовых ТЭС;

— строительство ТЭС на твердом топливе взамен газовых ТЭС;

— альтернативный вариант — повышение эффективности использования газа в самой энергетике, путем внедрения парогазовых установок на действующие газовые ТЭС;

При выполнении технико-экономического обоснования эффективности строительства парогазовой ТЭС, сравним два варианта наращивания мощностей в энергетике: за счет строительства пылеугольных энергоблоков и за счет внедрения парогазовых установок.

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной парогазовой электростанции

1.2.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемой станции 1800 МВт. В качестве основного оборудования используются парогазовая установка ПГУ — 450, в составе:

— Две газовые турбины ГТЭ — 150;

— Два двухконтурных котла-утилизатора, паропроизводительностью каждый 335 т/ч;

— одна паровая турбина К-180-8/0,7;

Проектный расход топлива на одну газовую турбину (определен в расчетной части, см. формулу(56) ) , кг/с,

Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупненные статьи калькуляции, млн. руб./год.

(1)

где — затраты на топливо;

— расходы на оплату труда;

— амортизация основных производственных фондов;

— расходы на ремонт основных фондов;

— прочие расходы;

1.2.2 Расчёт затрат на топливо

Число часов фактической работы турбоагрегата, т.е. календарное время за вычетом простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:

, (2)

где — время простоя в ремонте, ч;

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (3)

где — установленная мощность станции, МВт;

— число часов использования установленной мощности, ч,

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

, (4)

где — число часов фактической работы, ч;

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

, (5)

где — число блоков;

Годовой расход топлива блоками КЭС на выработку электрической нагрузки в установившемся режиме, т у.т./год:

, (6)

где — расход натурального газообразного топлива на одну газотурбинную установку, кг/с, принимаем из теплового расчета ГТУ, таблица 5; — количество ГТУ в одном блоке;

Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год:

, (7)

где и — пусковые потери соответственно при останове на 6-10 часов и при пуске из холодного состояния; и — число пусков и остановов соответственно на 6-10 часов и из холодного состояния;

Расход условного топлива на КЭС, т у.т./год:

, (8)

Расход натурального топлива тыс. м3:

, (9)

где — низшая теплота сгорания природного газа, кДж/кг, ;

— плотность природного газа, кг/м3, ;

Затраты на топливо, млн. руб./год:

, (10)

где — цена природного газа, руб./тыс. м3, ;

1.2.3 Расходы на оплату труда

Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год:

, (11)

где — штатный коэффициент, ;

— средняя зарплата одного работника за год;

1.2.4 Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

, (12)

где — средняя норма амортизации станции в целом;

— капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год:

, (13)

где и — капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб./год., принимаются на основе статистических данных по удельным затратам для аналогичных проектов ПГУ, построенных в 2004-2008 годах [31];

— коэффициент, учитывающий район размещения;

— коэффициент удорожания в ценах текущего года;

1.2.5 Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

, (14)

где — норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС;

1.2.6 Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

— общецеховые и общестанционные расходы;

— расходы по охране труда и технике безопасности;

— Налоги и сборы;

— плата за землю;

— и др.;

Их величина принимается 20-30% от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом единого социального налога, млн. руб./год:

, (15)

где — единый социальный налог, рассчитываемый по ставке 26% от расходов на оплату труда;

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб./год:

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей, %:

, (16)

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает 25% от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о неприемлемости результатов расчёта издержек производства.

1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч;

, (17)

где — коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции;

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

, (18)

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

, (19)
Удельный расход условного топлива на выработанный кВт·ч, кг у.т/кВт ч:

, (20)

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт ч:

, (21)

Во втором варианте расчёта установленная мощность КЭС остаётся прежней, состав основного оборудования: 6 блоков К-300-240 с котельными агрегатами производительностью 980 т/ч, работающих на твердом топливе.

Второй вариант расчёта сведём в таблицу 1, т.к. методика расчёта повторяет методику, описанную выше.

Таблица 1 — Расчёт технико-экономических показателей станции по альтернативному варианту.

Наименование показателя

Число часов фактической работы турбоагрегата, ч

Выработка установленной мощности на КЭС, МВт·ч

Средняя нагрузка электростанции, МВт

Среднегодовая нагрузка блока, МВт

Годовой расход топлива, т у.т./год

Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год

Расход топлива на КЭС, т у.т./год

Затраты на топливо, млн. руб./год

Расходы по оплате труда, млн. руб./год

Амортизационные отчисления, млн. руб./год

Расходы по ремонтному обслуживанию, млн. руб./год

Наименование показателя

Прочие расходы, млн. руб./год

Годовой отпуск энергии с шин ТЭС, МВт·ч

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт·ч

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт·ч

Удельный расход топлива на выработанный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч

Удельный расход топлива на отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч

Результаты расчётов двух вариантов сводим в таблицу 2

Таблица 2 — Основные технико-экономические показатели станции.

Наименование показателя

Вариант1

Вариант2

Установленная мощность, МВт

1800

Состав основного оборудования

4?ПГУ-450

6?К-300

Число часов использования установленной мощности, ч/год

7000

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт·ч

12600000

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт·ч

12247200

12096000

Удельный расход условного топлива на выработанный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч

0,162

0,32

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч

0,166

0,33

Себестоимость единицы электроэнергии, руб./кВт·ч:

а) выработанной

б) отпущенной

0,41

0,42

0,63

0,65

Штатный коэффициент

0,26

0,31

Удельные капитальные вложения

11,4

17,6

Таким образом, по показателю проектной себестоимости, а также по величине капитальных вложений, первый вариант с парогазовыми установками ПГУ-450 является более предпочтительным.

Хозрасчётный эффект для станции составит, млн. руб./год:

, (22)

где — себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по сопоставляемому варианту, руб./кВт·ч; — себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по рекомендуемому варианту состава основного оборудования, руб./кВт ч; — годовой отпуск электроэнергии по рекомендуемому вариант, МВт·ч;

1.4 Расчёт срока окупаемости капитальных вложений по проекту КЭС
Срок окупаемости — это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течении которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.
Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля, то все затраты по проекту окупаются доходами, т.е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.

Чистый дисконтированный Доход, млн. руб.:

(23)
где — стоимость строительства станции, млн.руб.;
— себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч.;
— амортизация основных производственных фондов;
— годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;
— текущий год;

— тариф на отпущенный кВт·ч с учётом планируемой рентабельности, принимаем фиксированный тариф, руб./кВт·ч, на уровне ;

Чистый денежный поток по отпущенной электроэнергии, млн. руб.:

, (24)

Расчёт срока окупаемости станции сведём в таблицу 3.

Таблица 3 — Срок окупаемости капитальных вложений

Показатели

Расчётный период

1)Денежный поток по инвестиционной деятель — кап. вложения(К)

-20525

—

2)Денежный поток по основной деятель:

-амортизационные отчисления

-доход по отпущенной эл.энергии

—

2225 1539 3764

3)Чистый денежный поток

-20525

3764

4)Коэффициент дисконтирования

1/(1+0,1)n

0.909

0,826

0,751

0,683

0,62

0,564

0,513

0,466

0,424

0,385

Показатели

Расчётный период

5)Чистый дисконтированный

Доход

-20525

3422

3110,9

2828,1

2571

2337,3

2124,8

1931,6

1756

1596,4

1451,3

6)ЧДД нарастающим итогом

-20525

-17103

-13992

-11163,9

-8592,8

-6255,6

-4130,7

-2199

-443

1153,4

2604,6

Капитальные вложения в проект ГРЭС 1800 МВт с парогазовыми установками ПГУ-450 окупается на девятый год эксплуатации при условии, что тариф на э/э принимается равным 0,6 руб./кВт·ч и стоимость топлива 799 руб./тыс. м3.

Однако в перспективе 2011 года цена на топливо будет увеличена до 2559 руб./тыс. м3 , поэтому произведем перерасчет, а результат сведем в таблицу 4

Таблица 4 — Пересчет экономических показателей эффективности проекта при новой цене на газ.

Цена топлива

Процент топливной составляющей,

Рост цены на топливо, %

Себестоимость отпущенной электроэнергии, руб./кВт·ч

Доход по отпущенной эл.энергии, млн. руб./год

Год окупаемости

799

—

0,42

2225

2559

320

0,66

—

Из таблицы видно, что при сохранение тарифа на электрическую энергию и повышение цены на топливо, станция становится нерентабельной, необходимо повышать тариф.

2. Расчетная часть

2.1 Разработка ПТС

Парогазовый цикл реализуется объединением цикла газотурбинной установки в высокотемпературной части и цикла паротурбинной установки в низкотемпературной части.

На листе 1 графической части дипломного проекта представлена принципиальная тепловая схема (ПТС) парогазовой установки мощностью 450 МВт с котлом-утилизатором. ПТС включает в себя две газовые турбины ГТЭ-150, два котла-утилизатора (КУ) и одну паровую турбину К-150-8,0.

Выходные газы энергетической газотурбинной установки (ГТУ) поступают в котел-утилизатор (КУ), где большая часть их теплоты передается пароводяному рабочему телу. Генерируемый в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конденсируется в однокорпусном конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подается в схему.

Котел-утилизатор — открытой компоновки, горизонтальный с вертикальным расположением поверхностей нагрева и подвеской к собственному каркасу; двухконтурный, барабанного типа с естественной циркуляцией среды в испарительных контурах. Все поверхности нагрева КУ выполнены из труб с наружным спиральным просечным оребрением.

Турбина К-150-8,0 двухцилиндровая конденсационная с двухпоточным выхлопом в конденсатор, предназначена для привода электрического генератора переменного тока. ЦВД имеет два корпуса: внутренний и наружный. Проточная часть ЦВД разделена на два последовательных отсека. Первый отсек состоит из 8 ступеней давления, пар в которых движется от середины цилиндра в сторону генератора, затем поток пара разворачивается и попадает во второй отсек, состоящий также из 8 ступеней давления.

Пар на выходе из ЦВД смешивается с паром из контура низкого давления КУ и подается в ЦНД.

ЦНД — двухпоточный, по пять ступеней в каждом потоке.

Деаэрирование питательной воды производится в деаэраторе, работающем при давлении 0,7 МПа. Из деаэратора питательная вода с помощью питательных насосов подается в котел-утилизатор.

Потери конденсата восполняются обессоленной водой, поступающей из химводоочистки в деаэратор. Магистраль обессоленной воды общестанционная.

В тепловой схеме энергетической ГТУ газовая турбина выполняет функции теплового двигателя, преобразующего энергию горячих газов в крутящий момент на валу установки. Эта энергия частично потребляется компрессором, а оставшаяся её часть передается электрогенератору, к которому подключается нагрузка. Способ работы турбокомпрессоров — динамический — обеспечивает непрерывность сжатия газа и его перемещение благодаря силовому воздействию вращающихся лопаток и потока газа. Воздух, сжимаемый в компрессоре, поступает в камеру сгорания. Затем газы, образовавшиеся в камере сгорания, в результате сжигания топлива, поступают в газовую турбину.

Рассчитаем двухконтурную энергоустановку ПГУ 450, опираясь на разработанную принципиальную тепловую схему. Для этого выполним тепловой расчет каждого из элементов схемы: ГТУ, КУ, ПТУ.

При проведении дальнейших расчетов будем пренебрегать падением давления вследствие гидравлического сопротивления тракта КУ, а также увеличением энтальпии и температуры воды при повышении ее давления в насосах.

2.2 Тепловой расчет ГТУ

При расчете тепловой схемы ГТУ (рисунок 1) исходными величинами, заданными или принимаемыми по оценке, являются:

— электрическая мощность МВт;

— температура газов перед газовой турбиной ?С;

— температура воздуха на входе в компрессор ?С;

— наибольшая допустимая температура металла сопловых и рабочих лопаток, по условиям прочности ?С;

— степень сжатия в компрессоре ;

— число ступеней газовой турбины, ;

— коэффициент потерь давления ;

— коэффициент использования теплоты топлива в камере сгорания ;

— механический КПД турбины ;

— КПД электрогенератора ;

— изоэнтропийный КПД турбины ;

— изоэнтропийный КПД компрессора ;

— коэффициент утечек ;

В качестве топлива принимаем стандартный углеводород (,), имеющий следующие характеристики:

— теплота сгорания кДж/кг;

— минимально необходимое количество воздуха для полного сжигания 1кг газа кг/кг;

Рисунок 1 — Схема простой ГТУ

Рисунок 2 — Цикл простой ГТУ

Расчет тепловой схемы ГТУ производился в следующем порядке.

Определяем параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре и . По первому приближению принимаем .

Тогда средняя теплоемкость воздуха, кДж/кг:

, (25)

где — газовая постоянная, кДж/кг·К, воздуха, ;

температура воздуха в конце процесса сжатия в компрессоре, K:

(26)

Пользуясь таблицей [19], находим энтальпии, кДж/кг:

, (27)

(28)

Находим среднюю теплоемкость, кДж/кг, воздуха в процессе сжатия:

, (29)

после чего уточняем :

, (30)

а также температуру воздуха в конце процесса сжатия в компрессоре по формуле (26) и энтальпию по формуле (27).

Определяем энтальпии воздуха и продуктов сгорания, кДж/кг перед газовой турбиной по таблице [19]:

, (31)

(32)

Коэффициент избытка воздуха в газах после камеры сгорания:

(33)

Находим энтальпию газа, кДж/кг, перед турбиной:

(34)

Определяем параметры процесса расширения газа в турбине, предварительно задавшись в первом приближении величиной .

температура газа за турбиной, К:

, (35)

где — действительная степень сжатия в компрессоре, с учетом потерь давления, ;

Определяем энтальпию воздуха и продуктов сгорания, кДж/кг, за турбиной:

, (36)

(37)

Рассчитываем энтальпию газов за турбиной , кДж/кг, по формуле (34).

Средняя теплоемкость газа в процессе расширения, кДж/кг·К:

(38)

Соотношение массового количества воздуха и продуктов сгорания:

, (39)

где — молекулярная масса продуктов сгорания, кг/кмоль, для продуктов сгорания стандартного углеводорода ;

— молекулярная масса воздуха, кг/кмоль, ;

Объемная доля воздуха в продуктах сгорания:

(40)

Молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль:

(41)

Газовая постоянная для газовой смеси, кДж/кг:

(42)

Уточняем

, (43)

а также температуру газов за турбиной по формуле (35) и энтальпию воздуха, продуктов сгорания и газовой смеси соответственно по формулам (36, 37, 38).

Работа расширения 1 кг газа в турбине:

(44)

Работа затраченная на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре:

(45)

Работа турбины на валу агрегата, кДж/кг:

, (46)

где — коэффициент, учитывающий изменение расхода воздуха и газов вследствие утечек,

(47)

Коэффициент полезной работы:

(48)

Относительный расход воздуха на охлаждение, кг/кг:

(49)

температура газов после первой ступени, К:

(50)

Коэффициент снижения работы охлаждаемой турбины:

, (51)

где — коэффициент снижения работы турбины за счет сжатия воздуха, подаваемого на охлаждение;

— коэффициент потери удельной работы турбины вследствие снижения эффективности охлаждаемых ступеней по сравнению с неохлаждаемыми;

— коэффициент увеличения работы турбины за счет работы охлаждающего воздуха, сбрасываемого в проточную часть;

По экспериментальным данным [21] получена зависимость коэффициента снижения работы охлаждаемой турбины:

, (52)

где — опытный коэффициент, зависящий от конструктивных особенностей охлаждаемых элементов ступени, принимаем ;

Удельная работа ГТУ с охлаждением, кДж/кг:

(53)

Расход газа на турбину, кг/с:

, (54)

где — механический КПД ГТУ:

(55)

Расход газообразного топлива на ГТУ, кг/с:

(56)

Расход воздуха подаваемого в камеру сгорания, кг/с:

(57)

Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с:

(58)

Расход газов на выходе из турбины, кг/с:

(59)

Электрический КПД ГТУ:

, (60)

где — Электрический КПД ГТУ без учета охлаждения:

(61)

Данная методика расчета тепловой схемы ГТУ с охлаждением была положена в основу одноименной программы расчета, текст которой представлен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.1. Результаты расчета сведены в таблицу 5.

Таблица 5 — Результаты расчета тепловой схемы ГТУ

Наименование величины

Обозначение

Температура воздуха за компрессором, ?С

405,7

Коэффициент избытка воздуха, доли

2,58

температура газов за турбиной, ?С

628,1

Работа расширения газа в турбине, кДж/кг

831,75

Работа сжатия воздуха в компрессоре, кДж/кг

402,22

Работа ГТУ на валу агрегата, кДж/кг

433,55

Коэффициент полезной работы, доли

0,526

Наименование величины

Обозначение

Значение

Расход воздуха на охлаждение, кг/кг

0,164

Коэффициент снижения работы охлаждаемой турбины, доли

0,496

Работа охлаждаемой ГТУ, кДж/кг

402,05

Расход газов на турбину из уравнения мощности, кг/с

383,57

Расход топлива на ГТУ, кг/с

9,66

Расход воздуха на входе в камеру сгорания, кг/с

373,9

Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с

438,7

Расход газов на выходе из турбины, кг/с

446,48

Мощность ГТУ, кВт

154174

Электрический КПД ГТУ без охлаждения, %

38,15

Электрический КПД ГТУ с охлаждением, %

35,04

2.3 Расчет котла-утилизатора

2.3.1 Тепловой расчет котла-утилизатора

При расчете тепловой схемы котла-утилизатора (рисунок 3) исходными величинами, задаваемыми или полученными при тепловом расчете ГТУ, являются:

— Расход газов на выходе из турбины кг/с;

— температура газов за турбиной ?С;

— Температура окружающей среды ?С;

— Коэффициент избытка воздуха в газах ;

— температура перегрева пара в контуре высокого давления ?С;

— давление в барабане контура высокого давления МПа;

— давление в барабане контура низкого давления МПа;

— давление в деаэраторе МПа;

— Давление в конденсаторе кПа;

— Температурный напор на холодном конце испарителя высокого давления ?С;

— Температурный напор на холодном конце испарителя низкого давления ?С;

— Температурный напор на горячем конце пароперегревателя низкого давления ?С;

— Температура конденсата на входе в котел ?С;

— температура конденсата на выходе из газового подогревателя ?С;

— Энтальпия газов в котле-утилизаторе будем определять как , аналогично методике приведенной в расчете ГТУ по формулам (34, 35, 32);

— Температуру газов определяем по обратной зависимости, ;

— Параметры пароводяного рабочего тела будем определять по таблицам [7];

Рисунок 3 — Принципиальная тепловая схема двухконтурного КУ

Расчет тепловой схемы КУ производился по следующей методике.

температура газов перед экономайзером высокого давления, ?С,

, (62)

где — температура насыщения воды при давлении в барабане контура высокого давления (ВД);

Энтальпия газов перед экономайзером, кДж/кг:

Расход пара ВД, генерируемый одним КУ, кг/с:

, (63)

где — энтальпия газов, кДж/кг, на входе в КУ, ;

— энтальпия перегретого пара высокого давления, кДж/кг, ;

— энтальпия питательной воды на выходе из экономайзера ВД, кДж/кг, ;

Энтальпия газов за экономайзером контура ВД, кДж/кг:

, (64)

где — энтальпия питательной воды поступающей из деаэратора, кДж/кг, ;

Соответствующая найденной энтальпии температура газов за экономайзером контура ВД, ?С:

температура газов на входе в газовый подогреватель конденсата (ГПК), ?С:

, (65)

где — температура насыщения воды при давлении в барабане контура низкого давления (НД);

Энтальпия газов перед ГПК, кДж/кг:

температура перегрева пара за пароперегревателем НД, ?С:

(66)

Расход пара через контур НД, кг/с:

, (67)

где — энтальпия перегретого пара в контуре НД, кДж/кг, ; — энтальпия насыщенной воды в барабане НД, кДж/кг, ; Расход пара на деаэратор, кг/с:

, (68)

где — энтальпия воды за ГПК, кДж/кг, ;

Расход рециркуляции, кг/с:

, (69)

где — энтальпия питательной воды на входе в ГПК, кДж/кг, ;

— энтальпия конденсата в состоянии насыщения, кДж/кг, ;

Энтальпия уходящих газов КУ, кДж/кг:

(70)

Соответствующая температура уходящих газов, ?С:

КПД КУ:

, (71)

где — энтальпия газов при температуре окружающей среды, ;

Тепло, отданное газами ГТУ в паротурбинный цикл, кВт:

(72)

Тепло, полученное пароводяным рабочим телом в КУ, кВт:

(73)

Определяем тепло, подводимое к пароводяному рабочему телу в отдельных элементах КУ.

Тепло, подводимое в ГПК, кВт:

(74)

Тепло, подводимое в испарителе низкого давления, кВт:

, (75)

где — скрытая теплота парообразования, определяется по давлению в барабане контура НД, ;

Тепло, подводимое в пароперегревателе низкого давления, кВт:

, (76)

где — энтальпия насыщенного пара на выходе из барабана, ;

Тепло, подведенное к экономайзеру высокого давления, кВт:

(77)

Тепло, подведенное в испарителе высокого давления, кВт:

(78)

где — скрытая теплота парообразования, определяется по давлению в барабане контура ВД, ;

Тепло, подведенное в пароперегревателе ВД, кВт:

, (79)

где — энтальпия насыщенного пара на выходе из барабана, ;

На основе изложенной методики была разработана программа теплового расчета КУ, текст которой представлен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.2. Результаты теплового расчета сведены в таблицу 6.

Таблица 6 — Результаты теплового расчета КУ

Наименование величины

Обозначение

Расход пара генерируемого в контуре ВД, кг/с

68,091

Расход пара генерируемого в контуре НД, кг/с

14,484

Расход пара в деаэратор, кг/с

7,948

Расход рециркуляции, кг/с

53,231

температура газов за ППВД, ?С

527,226

Температура насыщенного пара на входе в ППВД, ?С

295,009

температура газов за ИСПВД, ?С

315,009

Температура насыщенной воды на входе в ИСПВД, ?С

295,009

Температура газов за экономайзером, ?С

242,306

Температура насыщенной питательной воды на входе в экономайзер, ?С

164,953

Температура газов за ППНД, ?С

238,293

Температура перегретого пара на выходе из ППНД, ?С

222,306

температура насыщенного пара на входе в ППНД, ?С

164,953

температура газов за ИСПНД, ?С

174,953

Температура насыщенной воды на входе в ИСПНД, ?С

164,953

Температура уходящих газов ?С

99,345

Тепло полученное водой в ГПК, кВт

35235,164

Тепло полученное пароводяной рабочей средой в ИСПНД, кВт

29918,586

Тепло полученное паром в ППНД, кВт

1909,318

Тепло полученное водой в экономайзере, кВт

34902,048

Тепло полученное пароводяной рабочей средой в ИСПВД, кВт

98156,288

Тепло полученное паром в ППВД, кВт

51964,876

Суммарная тепловая нагрузка, по пароводяному рабочему телу, одного КУ, кВт

252086,3

По полученным данным можно построить тепловую диаграмму

Рисунок 4 — Тепловая диаграмма КУ

2.3.2 Конструкторский расчет КУ

Для выполнения конструкторского расчета КУ необходимо первоначально провести конструктивную проработку стандартной секции КУ, то есть выбрать все конструктивные характеристики секции, а также тип и характеристики оребрения труб.

Крупнейшим производителем КУ и оребренных труб для их поверхностей нагрева является АО «Подольский машиностроительный завод». Завод изготавливает для горизонтальных КУ типовые секции. поверхности нагрева имеют шахматное расположение труб единого сортамента (сталь 20, кроме пароперегревателя ВД, для которого использована сталь 12Х1МФ). Параметры оребрения следующие:

— диаметр труб мм;

— шаг ребра мм;

— высота ребра мм;

— толщина ребра мм;

— поперечный шаг труб мм;

— продольный шаг труб мм;

— длина оребренной части трубы м;

Типовая секция (рисунок 5), используемая во всех поверхностях котлов, состоит из двух рядов оребренных труб с шахматным расположением, объединенных коллекторами диаметром 168 мм, толщиной 15 мм (рисунок 2). Ширина типовой секции мм (по осям труб), а высота мм (по осям коллекторов). В одном ряду по ходу газов принимаем число секций .

Рисунок 5 — Конструкционные параметры секции поверхностей нагрева КУ

Рекомендуемые значения скоростей [21]:

— для газа м/с;

— для пара м/с;

— для воды м/с;

Температуры теплоносителей и тепловые нагрузки поверхностей нагрева берутся из теплового расчета КУ. методика расчета поверхностей нагрева КУ следующая. Определение поверхности теплообмена одной секции. Площадь поверхности гладкой трубы, м2:

, (80)

где — наружный диаметр трубы, м:

(81)

Площадь боковой поверхности ребра, м2:

(82)

Площадь внутренней торцевой поверхности ребра, м2:

(83)

Площадь наружной торцевой поверхности ребра, м2:

(84)

Площадь поверхности теплообмена оребренной трубы, м2:

(85)

Число оребренных труб одной секции одного ряда:

(86)

Площадь поверхности теплообмена одной секции, м2:

(87)

Определение площади поверхности теплообмена ППВД

Среднелогарифмический температурный напор пароперегревателя, ?С:

, (88)

где — меньшая разность температур между теплоносителями, для ППВД ;

— большая разность температур между теплоносителями, для ППВД ;

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке, Вт/(м·К):

, (89)

где — теплопроводность, Вт/(м·К), кинематическая вязкость, м2/с, число Прандтля для газа принимается по [24];

— поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов:

, (90)

— число рядов труб по ходу газа;

— поправка на компоновку пучка, определяется в зависимости от относительных шагов: поперечного и продольного :

(91)

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от стенки к пару, Вт/(м·К):

, (92)

где — теплопроводность, Вт/(м·К), кинематическая вязкость, м2/с, число Прандтля для пара принимается по справочнику [7];

Коэффициент теплопередачи пароперегревателя, Вт/(м2·К):

, (93)

где — коэффициент тепловой эффективности, для газа ;

Площадь поверхности теплообмена ППВД, м2:

(94)

Количество рядов труб в одном пакете по ходу газов, шт.:

(95)

Определение площади поверхности теплообмена ИСПВД

Среднелогарифмический температурный напор испарителя, ?С, определяем по формуле (88), в которой и .

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке, Вт/(м·К), для ИСПВД определяем по формуле (89).

Коэффициентом теплоотдачи конвекцией от стенки к пароводяному рабочему телу можно пренебречь, т.к. в испарителе происходит процесс кипения воды, при котором коэффициент теплоотдачи очень велик, и величина стремиться к нулю.

Коэффициент теплопередачи испарителя, Вт/(м2·К):

, (96)

где — коэффициент теплопроводности, для стали 20,

(97)

здесь средняя температура стенки, ?С:

(98)

Площадь поверхности теплообмена ИСПВД, м2, и количество рядов труб по ходу газов определяем, соответственно, по формулам (94 и 95).

Определение площади поверхности теплообмена экономайзера

Среднелогарифмический температурный напор экономайзера, ?С, определяем по формуле (88), в которой и .

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке для экономайзера, Вт/(м·К):

, (99)

где — теплопроводность, Вт/(м·К), кинематическая вязкость, м2/с, число Прандтля для газа принимается по [24];

— поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов; при и ; при и ; при ;

— поправка на компоновку пучка, определяется в зависимости от относительных шагов и параметра

, (100)

где — средний относительный диагональный шаг труб:

(101)

Коэффициент теплопередачи экономайзера, Вт/(м2·К):

, (102)

где — коэффициент загрязнения конвективной поверхности, для газа ;

Площадь поверхности теплообмена экономайзера, м2, и количество рядов труб по ходу газов определяем, соответственно, по формулам (94 и 95).

Определение площадей поверхностей теплообмена поверхностей НД

Расчет площадей поверхностей контура низкого давления соответствует вышеизложенной методике для контура ВД, а именно:

— расчет площади ППНД соответствует расчету ППВД, формулы (88-95), где и ;

— расчет площади ИСПНД соответствует расчету ИСПВД, формулы (96-98), где и ;

— расчет площади ГПК соответствует расчету экономайзера, формулы (99-102), где и ;

На основе данной методики конструкторского расчета КУ разработана программа, текст которой приведен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.3. На основе полученных геометрических размеров поверхностей нагрева был начерчен продольный разрез КУ который представлен на четвертом листе графической части.

Результаты конструкторского расчета сведены в таблицу 7.

Таблица 7 — Результаты конструкторского расчета КУ

Наименование величины

Обозначение

Температурный напор ППВД, ?С

141,4

Коэффициент теплопередачи ППВД, Вт/(м2·К)

62,51

Площадь теплообмена ППВД, м2

5877,66

Число рядов по ходу газов ППВД, штук

Ширина пакета ППВД по ходу газов, м

0,34

Температурный напор ИСПВД, ?С

109,3

Коэффициент теплопередачи ИСПВД, Вт/(м2·К)

84,35

Площадь теплообмена ИСПВД, м2

10647,14

Число рядов по ходу газов ИСПВД, штук

Ширина пакета ИСПВД по ходу газов, м

0,51

Температурный напор экономайзера, ?С

42,4

Коэффициент теплопередачи экономайзера, Вт/(м2·К)

56,02

Наименование величины

Обозначение

Площадь теплообмена экономайзера, м2

14694,53

Число рядов по ходу газов экономайзера, штук

Ширина пакета экономайзера по ходу газов, м

0,85

Температурный напор ППНД, ?С

41,05

Коэффициент теплопередачи ППНД, Вт/(м2·К)

65,61

Площадь теплообмена ППНД, м2

708,907

Число рядов по ходу газов ППНД, штук

Ширина пакета ППНД по ходу газов, м

0,085

Температурный напор ИСПНД, ?С

31,79

Коэффициент теплопередачи ИСПНД, Вт/(м2·К)

57,384

Площадь теплообмена ИСПНД, м2

10629,743

Число рядов по ходу газов ИСПНД, штук

Ширина пакета ИСПНД по ходу газов, м

0,51

Температурный напор ГПК, ?С

37,105

Коэффициент теплопередачи ГПК, Вт/(м2·К)

57,384

Площадь теплообмена ГПК, м2

16547,84

Число рядов по ходу газов ГПК, штук

Ширина пакета ГПК по ходу газов, м

0,85

2.4 Определение внутреннего относительного КПД и мощности ПТУ

Расчет внутреннего относительного КПД паровой турбины проводится по приближенным формулам в два этапа. Сначала определим КПД части высокого давления (до смешения с потоком пара из контура низкого давления КУ) , а также параметры потока пара на входе в камеру смешения; затем определим параметры пара в камере смешения и рассчитаем внутренний относительный КПД части низкого давления (от камеры смешения до конденсатора). процесс расширения пара в турбине показан на рисунке 6.

Рисунок 6 — процесс расширения пара в ПТ двух давлений

В паровой турбине принимается дроссельное парораспределение.

КПД ЦВД можно оценить формуле:

, (103)

где — расход пара в ЦВД, кг/с, ;

— средний объем пара в ЦВД, м3/кг, ; по справочнику [7] находим удельный объем пара на входе в ЦВД и на выходе из него ;

— располагаемый теплоперепад ЦВД кДж/кг, определяем по процессу расширения (рисунок 6);

— коэффициент потерь от влажности, ;

Использованный теплоперепад, кДж/кг:

(104)

Энтальпия пара на выходе из ЦВД, кДж/кг:

(105)

Энтальпия пара перед ЦНД, в точке смешения, кДж/кг:

(106)

Для расчета КПД ЦНД воспользуемся эмпирической зависимостью:

, (107)

где — располагаемый теплоперепад ЦНД, определяется по процессу расширения (рисунок 6);

— коэффициент потерь от влажности, для ЦНД:

(108)

где — коэффициент, ;

— влажность в начале процесса расширения, ;

— влажность в конце процесса расширения, в первом приближении задаемся ;

— располагаемый теплоперепад в зоне влажного пара определяется по процессу расширения (рисунок 6);

Расход пара на выходе на входе в ЦНД, кг/с:

(109)

Принимаем двухпоточную конструкцию ЦНД, по графикам [22] выберем стандартную лопатку производства ЛМЗ, которой будет соответствовать потеря с выходной скоростью кДж/кг.

Использованный теплоперепад, кДж/кг, энтальпию пара в конце процесса расширения, кДж/кг, определим, соответственно, по формулам(104 и 105).

Внутренняя мощность паровой турбины, кВт:

(110)

Располагаемая мощность паровой турбины, кВт:

(111)

Относительный внутренний КПД паровой турбины:

(112)

Данная методика расчета положена в основу программы расчета ПТ, текст который представлен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.4.

Результаты расчета представлены в таблице 8.

Таблица 8 — Приближенный расчет ПТ

Наименование величины

Обозначение

Расход пара в ЦВД, кг/с

136,2

Располагаемый теплоперепад ЦВД, кДж/кг

680,5

Внутренний относительный КПД ЦВД

0,906

Использованный теплоперепад ЦВД, кДж/кг

616,9

Энтальпия пара перед ЦНД, после смешения, кДж/кг

2903,4

Расход пара в ЦНД, кг/с

157,3

Наименование величины

Обозначение

Располагаемый теплоперепад ЦНД, кДж/кг

766,8

Внутренний относительный КПД ЦНД

0,865

Использованный теплоперепад ЦНД, кДж/кг

663,3

Внутренняя мощность паровой турбины, кВт

188321,4

Располагаемая мощность паровой турбины, кВт

213267,5

Внутренний относительный КПД турбины

0,883

2.5 Детальный расчет ступеней ГТ

Ниже изложена методика расчета ступени газовой турбины, а текст программы приведен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.5.

Для расчета любой ступени газовой турбины необходимыми исходными данными принимаемыми, либо полученными из расчета тепловой схемы, являются:

— расход газа на турбину, кг/с, ;

— давление газа перед турбиной, МПа, ;

— температура газа перед турбиной, ?С, ;

— частота вращения, с-1, ;

— корневой диаметр, м, ;

— эффективный угол сопловой решетки, ?, ;

— площадь зазора диафрагменного уплотнения, м2, ;

— располагаемый теплоперепад газовой турбины, кДж/кг, ;

— число ступеней в газовой турбине, ;

Расчет производится в следующей последовательности.

На первом этапе принимаем высоту сопловых лопаток м, по ней находим высоту рабочих лопаток, м:

, (113)

где — перекрыша, м, принимается в зависимости от высоты сопловых лопаток [21];

Средний диаметр ступени, м:

(114)

Степень реактивности ступени:

, (115)

где — степень реактивности в корневом сечении, принимается по [21], ; Оптимальное соотношение:

(116)

где — коэффициент скорости сопловой решетки по [21];

Теплоперепад ступени, кДж/кг:

(117)

Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг:

(118)

Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг:

(119)

Теоретическая скорость истечения из сопловой решетки, м/с:

(120)

температура за сопловой решеткой, К:

, (121)

где — средняя теплоемкость газов определяется по [21], см формулу (38); температура за рабочей решеткой, К:

(122)

Давление газа за сопловой решеткой, бар:

(123)

где — показатель адиабаты в газовой турбине,

(124)

давление газа за рабочей решеткой, бар:

(125)

Удельный объем газа за сопловой решеткой, м3/кг:

(126)

Удельный объем газа за рабочей решеткой, м3/кг:

(127)

Площадь проходного сечения сопловой решетки, м2:

(128)

где — коэффициент расхода сопловой решетки, определяется по [21];

Уточняем высоту сопловой решетки, м:

, (129)

и пересчитываем формулы (113-129) для новой высоты сопловой решетки.

Окружная скорость на среднем диаметре, м/с:

(130)

Скорость звука в потоке газа за сопловой решёткой, м/с:

, (131)

где — показатель изоэнтропы для газа;

Число Маха по теоретической скорости выхода потока из сопловой решетки:

(132)

Абсолютная скорость выхода из сопловой решетки, м/с:

(133)

Относительная скорость газа на входе в рабочую решетку, м/с:

(134)

Угол входа газа в рабочую решетку:

(135)

Теоретическая скорость выхода газа из рабочей решетки, м/с:

(136)

Выходная площадь рабочей решетки, м2:

, (137)

где — коэффициент расхода рабочей решетки [21];

Относительная скорость на выходе из рабочей решетки, м/с:

, (138)

где — коэффициент скорости рабочей решетки [21];

Угол направления выхода потока из рабочей решетки:

(139)

Абсолютная скорость на выходе из рабочих лопаток, м/с:

(140)

Угол направления выхода из рабочих лопаток:

(141)

Скорость звука в потоке газа за рабочей решеткой, м/с:

(142)

Число Маха по скорости выхода газа из рабочей решетки:

(143)

Потери в сопловой решетке, кДж/кг:

(144)

Потери в рабочей решетке, кДж/кг:

(145)

Энергия выходной скорости, кДж/кг:

(146)

Располагаемая энергия ступени, кДж/кг:

, (147)

где — коэффициент использования энергии выходной скорости в следующей ступени;

Относительный лопаточный КПД:

(148)

Относительные потери от утечек через диафрагменное уплотнение:

, (149)

где — число гребней диафрагменного уплотнения, обычно ;

Относительные потери от утечек через бандажные уплотнения:

(150)

где — периферийный диаметр ступени; — радиальный и осевой зазоры; ; z — число гребней бандажного уплотнения (обычно z = 2).

Абсолютные потери от утечек через уплотнения ступени, кДж/кг:

(151)

Относительные потери от трения:

(152)

где — коэффициент трения, зависит от режима течения в камере;

Абсолютные потери от трения, кДж/кг:

(153)

Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг:

(154)

Внутренний относительный КПД ступени:

(155)

Внутренняя мощность ступени, кВт:

(156)

Результаты расчета газовой турбины представлены в таблице 9.

Таблица 9 — Результаты детального расчета ГТ

Наименование величины

Обозначение

Номер ступени

Отношение скоростей

0,54

0,571

0,62

0,705

Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг

222,12

224,87

229,05

235,69

Средний диаметр ступени, м

1,64

1,744

1,912

2,205

Корневой диаметр ступени, м

1,405

Степень реактивности

0,266

0,343

0,443

0,569

Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг

163,04

147,75

127,54

101,47

Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг

59,09

77,12

101,51

134,22

Окружная скорость, м/с

360,61

383,49

420,42

485,01

Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с

571,03

543,61

505,06

450,49

Выходная площадь сопловых лопаток, м2

0,2611

0,4034

0,6678

1,2235

Высота сопловых лопаток, м

0,225

0,327

0,494

0,785

Скорость выхода газа из сопловых решеток, м/с

558,58

532,06

494,54

441,25

Угол выхода газа из сопловых решеток, м/с

Относительная скорость газа на входе в рабочую решетку, м/с

222,53

180,37

127,09

113,51

Угол входа потока в рабочую решетку

34,38

41,57

61,09

119,02

Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с

409,5

432,17

468,15

530,39

Выходная площадь рабочих лопаток, м2

0,4099

0,6009

0,9258

1,5336

Высота рабочих лопаток, м

0,235

0,339

0,507

0,801

Скорость газа на выходе из рабочих лопаток, м/с

391,38

413,21

447,74

507,39

Угол выхода потока из рабочей решетки

19,77

18,86

17,69

16,04

Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с

132,59

133,77

136,2

140,24

Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток

86,67

86,77

87,41

88,93

Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки

0,749

0,757

0,753

0,728

Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки

0,548

0,619

0,73

0,923

Потери в сопловой решетке, кДж/кг

7,03

6,21

5,26

4,12

Потери в рабочей решетке, кДж/кг

7,26

8,01

9,34

11,94

Потеря с выходной скоростью, кДж/кг

8,79

8,95

9,27

9,83

Внутренний относительный КПД ступени

0,915

0,919

0,92

0,915

Внутренняя мощность ступени, кВт

77940

79242

80813

82747

2.6 Детальный расчет ступеней ЦВД

Расчет ступеней ЦВД будем проводить по методике расчета унифицированных ступеней паровой турбины с короткими лопатками, с постоянным корневым диаметром, лопатками постоянного профиля, и оптимальным для каждой ступени отношением скоростей в корневом сечении. методика расчета положена в основу подпрограммы расчета унифицированной ступени паровой турбины, текст которой приведен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.6.

Расчет производился по следующей методике.

Исходные данные к расчету унифицированной ступени:

— расход пара в ЦВД, кг/с, ;

— начальное давление пара, МПа, ;

— начальная температура пара, ?С, ;

— корневой диаметр, м, ;

— число оборотов, с-1, ;

— эффективный угол входа в сопловую решетку, ;

— площадь зазора диафрагменного уплотнения, м2, ;

— располагаемый теплоперепад ЦВД, кДж/кг, ;

— число ступеней в ЦВД, ;

На первом этапе зададимся степенью реактивности, ;

Отношение скоростей:

(157)

Фиктивная скорость, м/с:

(158)

Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг:

(159)

Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг:

(160)

Энтальпия пара за сопловой решеткой, кДж/кг:

(161)

давление пара за сопловой решеткой и его объем определяем по процессу расширения пара в ступени и справочнику [7].

Параметр:

, (162)

где — коэффициент расхода сопловой решетки, определяется по [21];

Высота сопловых лопаток, м:

(163)

Высота рабочих лопаток, м:

, (164)

где — перекрыша, принимается в зависимости от по [21]:

Средний диаметр ступени, м:

(165)

Уточненное

(166)

После уточнения степени реактивности пересчитываем формулы (157-166).

Выходная площадь сопловых решеток, м2:

(167)

Теоретическая скорость выхода потока из сопловой решетки, м/с:

(168)

Скорость выхода пара из сопловой решетки, м/с:

, (169)

где — коэффициент скорости сопловой решетки, определяем по [21];

Окружная скорость на среднем диаметре, м/с:

(170)

Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг:

(171)

Энтальпия пара за рабочей решеткой, кДж/кг:

(172)

давление пара за рабочей решеткой и его объем определяем по процессу расширения пара в ступени (рисунок 7) и справочнику [7].

Рисунок 7 — процесс расширения пара в ступени

Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с:

(173)

Угол входа пара в рабочую решетку:

(174)

Скорость звука в потоке пара за сопловой решёткой, м/с:

, (175)

где — показатель изоэнтропы для пара;

Скорость звука в потоке пара за рабочей решеткой, м/с:

(176)

Теоретическая скорость выхода пара из рабочей решетки, м/с:

(177)

Числа Маха по скоростям выхода потока из сопловой решетки и из рабочей () определяются, соответственно, по формулам (132 и 143)

(178)

Угол направления скорости выхода потока из рабочей решетки:

, (179)

где — коэффициент расхода рабочей решетки, принимается по [21];

Выходная площадь рабочей решетки, м2:

(180)

Действительная скорость выхода пара из рабочей решетки, м/с:

, (181)

где — коэффициент скорости рабочей решетки, принимается по [21];

Абсолютная скорость на выходе из рабочих лопаток, м/с:

(182)

Угол направления выхода из рабочих лопаток:

(183)

Потери в сопловой решетке, кДж/кг:

(184)

Потери в рабочей решетке, кДж/кг:

(185)

Энергия выходной скорости, кДж/кг:

(186)

Располагаемая энергия ступени, кДж/кг:

, (187)

где — коэффициент использования энергии выходной скорости в следующей ступени;

Относительный лопаточный КПД:

(188)

Относительные потери от утечек через диафрагменное уплотнение:

, (189)

где — число гребней диафрагменного уплотнения, обычно ;

Относительные потери от утечек через бандажные уплотнения:

(190)

Абсолютные потери от утечек через уплотнения ступени, кДж/кг:

(191)

Относительные потери от трения:

(192)

где — коэффициент трения, зависит от режима течения в камере;

Абсолютные потери от трения, кДж/кг:

(193)

Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг:

(194)

Внутренний относительный КПД ступени:

(195)

Внутренняя мощность ступени, кВт:

(196)

Результаты расчета сведены в таблицу 10 и таблицу 11.

Таблица 10 — Детальный расчет ЦВД (первый отсек)

Наименование величины

Обозначение

Номер ступени

Отношение скоростей

0,478

Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг

43,94

Средний диаметр ступени, м

0,946

0,95

0,955

0,961

0,968

0,976

0,984

0,995

Корневой диаметр ступени, м

0,903

Степень реактивности

0,125

0,133

0,141

0,151

0,161

0,173

0,187

0,202

Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг

38,45

38,11

37,75

37,34

36,87

36,34

35,76

35,09

Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг

5,52

5,85

6,21

6,62

7,09

7,62

8,21

8,88

Окружная скорость, м/с

148,53

149,26

150,05

150,96

152,03

153,26

154,64

156,27

Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с

277,31

276,09

274,77

273,29

271,55

269,59

267,42

264,91

Выходная площадь сопловых лопаток, м2

0,0241

0,0268

0,0299

0,0334

0,0376

0,0425

0,048

0,0547

Высота сопловых лопаток, м

0,042

0,047

0,052

0,058

00,65

0,073

0,081

0,092

Скорость выхода пара из сопловых решеток, м/с

269,12

268,2

267,91

265,91

264,42

262,7

260,75

258,44

Угол выхода пара из сопловых решеток, м/с

Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с

126,53

124,97

123,22

121,2

118,78

116

112,87

109,19

Угол входа потока в рабочую решетку

23,94

24,17

24,44

24,75

25,14

25,6

26,15

26,85

Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с

164,44

165,29

166,17

167,13

168,22

169,43

170,75

172,27

Выходная площадь рабочих лопаток, м2

0,0453

0,0502

0,0557

0,0615

0,0683

0,0761

0,0877

0,0993

Высота рабочих лопаток, м

0,045

0,05

0,056

0,061

0,068

0,076

0,085

0,096

Скорость пара на выходе из рабочих лопаток, м/с

156,38

157,28

158,21

159,2

160,31

161,53

162,85

164,37

Угол выхода потока из рабочей решетки

19,53

19,55

19,39

19,45

19,48

19,46

19,33

19,3

Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с

52,3

52,65

52,53

53,03

53,49

53,82

53,91

54,36

Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток

91,61

91,48

91,32

91,34

91,39

91,43

91,53

91,71

Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки

0,41

0,413

0,417

0,42

0,424

0,427

0,431

0,434

Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки

0,243

0,248

0,252

0,257

0,263

0,269

0,276

0,283

Потери в сопловой решетке, кДж/кг

2,24

2,15

2,07

1,99

1,91

1,84

1,76

1,69

Потери в рабочей решетке, кДж/кг

1,29

1,3

1,31

1,32

1,33

Потеря с выходной скоростью, кДж/кг

1,37

1,39

1,38

1,41

1,43

1,45

1,48

Внутренний относительный КПД ступени

0,89

0,894

0,898

0,902

0,905

0,908

0,911

0,914

Внутренняя мощность ступени, кВт

5328,8

5353,6

5377,6

5398,5

5418,7

5437,5

5455,7

5471,7

Таблица 11 — Детальный расчет ЦВД (второй отсек)

Наименование величины

Обозначение

Номер ступени

Отношение скоростей

0,478

Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг

43,97

Средний диаметр ступени, м

1,007

1,021

1,038

1,059

1,084

1,114

1,152

1,201

Корневой диаметр ступени, м

0,903

Степень реактивности

0,219

0,239

0,261

0,287

0,316

0,349

0,387

0,431

Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг

34,33

33,47

32,48

31,36

30,09

28,63

26,93

25,02

Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг

9,64

10,5

11,48

12,6

13,88

15,34

17,03

18,95

Окружная скорость, м/с

158,18

160,44

163,12

166,33

170,22

174,97

181,01

188,59

Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с

262,03

258,71

254,88

250,45

245,3

239,29

232,1

223,69

Выходная площадь сопловых лопаток, м2

0,0627

0,0724

0,0843

0,989

0,1172

0,1408

0,1722

0,2141

Высота сопловых лопаток, м

0,104

0,118

0,135

0,156

0,181

0,211

0,249

0,297

Скорость выхода пара из сопловых решеток, м/с

255,77

252,65

249,02

244,79

239,84

234,04

227,08

218,91

Угол выхода пара из сопловых решеток, м/с

Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с

104,92

99,96

94,19

87,47

79,67

70,66

60,27

49,36

Угол входа потока в рабочую решетку

27,72

28,83

30,3

32,27

35,06

39,19

45,96

57,8

Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с

174,01

176,04

178,43

181,27

184,68

188,86

194,15

200,83

Выходная площадь рабочих лопаток, м2

0,113

0,1294

0,1491

0,1731

0,2026

0,24

0,288

0,3502

Высота рабочих лопаток, м

0,109

0,123

0,141

0,163

0,189

0,22

0,259

0,308

Скорость пара на выходе из рабочих лопаток, м/с

166,09

168,08

170,41

173,17

176,47

180,5

185,6

192,01

Угол выхода потока из рабочей решетки

19,06

19,01

18,77

18,53

18,28

18,04

17,73

17,37

Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с

54,26

54,78

54,88

55,11

55,48

56,1

56,8

57,72

Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток

91,93

92,25

92,67

93,21

93,88

94,71

95,7

96,86

Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки

0,437

0,44

0,443

0,445

0,446

0,445

0,443

Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки

0,291

0,301

0,311

0,323

0,338

0,355

0,376

0,402

Потери в сопловой решетке, кДж/кг

1,62

1,55

1,48

1,4

1,32

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Проектирование конденсационной парогазовой электростанции

Учебная работа. Проектирование конденсационной парогазовой электростанции

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...