Реферат: Реферат Содержание Характеристика района размещения проектируемой станции 9

= f(h₃, p₃^|)=6,8795 кДж/кгК ;h₄_t=2788,83 кДж/кг (по Р₄и S_kt);h₅_t=2629,79 кДж/кг (по Р₅и S_kt). Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:h_i=h₃-( h₃- h_it) ; (87)h₄=2995,025 – (2995,025 – 2788,83) 0,7=2850,668 кДж/кг;h₅=2995,025 – (2995,025 – 2629,79) 0, 7=2739,360 кДж/кг. Определяем давление пара в точке 5^/c учетом потерь в отопительном отборе 30-40%:Р₅^/=(0,60-0,70) ×Р₅; (88)Р₅^/=0,7 ×0,1896=0,1327 МПа. Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:h_it=f(S_kt, p_i), где S_kt= f(h₅, p₅^|)=7,314 кДж/кгК;h₆_t=2620,19 кДж/кг (по Р₆и S_kt);h₇_t=2427,89 кДж/кг (по Р₇и S_kt);h_kt=2175,28 кДж/кг (по Р_kи S_kt); Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:h_i=h₅-( h₅- h_it) ; (89)h₆=2739,360 – (2739,360 – 2620,19) 0,7=2655,773 кДж/кг;h₇=2739,360 – (2739,360 – 2427,89) 0,7=2521,331 кДж/кг;h_k=2739,360 – (2739,360 – 2175,28) 0, 7=2344,504 кДж/кг. Определение действительного теплоперепада турбины. Теоретический теплоперепад ЦВД: h₀ – h₃_t; (90) 3484 – 2885,5=598,5 кДж/кг. Действительный теплоперепад ЦВД: h₀ – h₃; (91) 3484 – 2995,025=488,975 кДж/кг. Теоретический теплоперепад ЦНД:

h₃ – h_kt; (92)

2995,025 – 2175,28 =819,745 кДж/кг.
Действительный теплоперепад ЦНД:
h₃ – h_k; (93)

2995,025 – 2344,504 =650,52 кДж/кг.
Действительный теплоперепад турбины:
(94) 488,975 + 650,52 = 1139,495 кДж/кг.

Значения давлений пара в отборах турбины определены в п. 2.1.1.
Значения энтальпий пара в отборах турбины определены в процессе построения процесса расширения пара в турбине в hs-диаграмме в п. 2.1.2.
Значения давлений пара в подогревателях определены в п. 2.1.1.
Значения температуры дренажа греющего пара определены в п. 2.1.1. как значения температуры насыщения в подогревателях.
Значения энтальпий дренажа греющего пара определяются по таблице термодинамических свойств воды и водяного пара.
=f(t_sj), где t_sj – температура насыщения;
=1085,69 кДж/кг;
=959,03 кДж/кг;
=837,28 кДж/кг;
=697,13 кДж/кг;
=645,00 кДж/кг;
=514,34 кДж/кг;
=385,45 кДж/кг;
=257,63 кДж/кг;
=100,99 кДж/кг.
Значения температуры питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определены в п. 2.1.1.
Давление питательной воды:

р_пв=(1,3-1,5) р₀; (95)

р_пв=1,5 =19,2 МПа.

Давление основного конденсата: р_ок=(1,4-1,7) р_д; (96)р_ок=1,71,2556=2,1345 МПа. Давление сетевой воды: р_св=1,0-1,5МПа, принимаю р_св=1,5МПа. Значения энтальпий питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определяются по таблице термодинамических свойств воды и водяного пара h_пв=f(t_пв,р_пв):h_пв=1063,18 кДж/кг;h_пв2=941,5 кДж/кг;h_пв3=823,51 кДж/кг;h_ок4=623,42 кДж/кг;h_ок5=609,3 кДж/кг;h_ок6=373,63 кДж/кг;h_ок7=245,99 кДж/кг;h_свПСВ1=472,85 кДж/кг;h_свПСВ2=344,55 кДж/кг. Удельная работа отборов:Н_j=h₀ – h_j; Н₁=h₀ – h₁=3484 – 3198,139=285,861 кДж/кг;Н₂=h₀ – h₂=3484 – 3096,627=387,373 кДж/кг;Н₃=h₀ – h₃=3484 – 2995,025=488,975 кДж/кг;Н₄=h₀ – h₄=3484 – 2850,668=633,332 кДж/кг;Н₅=h₀ – h₅=3484 – 2739,360=774,64 кДж/кг;Н₆=h₀ – h₆=3484 – 2655,773=828,227 кДж/кг;Н₇=h₀ – h₇=3484 – 2521,331=962,669 кДж/кг;Н_i=h₀ – h_k=3484 – 2344,504=1139,496кДж/кг.Коэффициент недовыработки мощности паром:y_j=

; (98)y₁=

0,749;y₂=

0,660;y₃=

0,570;y₄=

0,444;y₅=

0,320;y₆=

0,273;

y₇=

0,155;y_к=

0.Таблица 21. – Параметры пара, воды и конденсата

Точка процесса в турбине	Элемен- ты тепловой схемы	Пар в турбине (отборе)		Пар в подог-ревателе	Дренаж греющего пара		Питательная, сетевая вода, основной конденсат				Удельная работа отбора		Коэф. недовы-работки
		Р_отб	h_отб	Р_п	t_н	h'	t_{пв,ок,св}	Р_{пв,ок,св}	h_{пв,ок,св}	h_j		y_j
		МПа	кДж/кг	МПа	°С	кДж/кг	°С	МПа	кДж/кг	кДж/кг		-
0	-	12,8	3484
0'	-	12,16	3484
1	П1	3,3337	3198,139	3,175	250	1085,69	232	19,2	1063,18	285,861		0,749
2	П2	2,1008	3096,627	2,00084	223,32	959,03	207,4	19,2	941,5	387,373		0,660
3	П3	1,2556	2995,025	1,19584	196,64	837,28	182,8	19,2	823,51	488,975		0,57
3	Д	1,2556	2995,025	1,19584	164,95	697,13	158,2	2,1345	697,13	488,975		0,444
4	П4	0,4508	2850,668	0,4294	152,95	645,00	143,2	2,1345	632,42	633,332		0,444
5	П5	0,1896	2739,360	0,1806	122,483	514,34	114,42	2,1345	502,22	774,64		0,320
6	П6	0,0683	2655,773	0,0651	92,015	385,45	85,64	2,1345	373,63	828,227		0,273
7	П7	0,0199	2521,331	0,0190	61,5478	257,63	56,86	2,1345	245,99	962,669		0,155
к'	К	0,0032	2344,504	0,003	24,08	100,99	24,08	0,003	100,99	1139,496		0
5	ПСВ1	0,1896	2739,360	0,1950	122,483	514,34	107,42	1,5	472,85	774,64		0,320
6	ПСВ2	0,0683	2655,773	0,0703	92,015	385,45	78,64	1,5	344,55	828,227		0,273

Оценочный расход пара на турбину определим по формуле: = ( + + + ), (112)где N_э=142 МВт – заданная электрическая мощность;H_i=1139,495 – действительный теплоперепад турбины, кДж/кг; – КПД механический и генератора (принимаю =0,98, =0,98);k_р_ег– коэффициент регенерации, он зависит от многих факторов и находится в пределах от 1,15 до 1,4 (принимаю k_рег=1,179);D_ПСВ1,D_ПСВ2– расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;D_ПТ=D_Пm_пр=93,050,884=82,256 кг/с – расход пара из производственного отбора;Y_j – коэффициенты недовыработки мощности отборов;= ( + + + )=221,175 кг/с.Схема использования теплоты продувочной воды парогенераторов: двухступенчатый сепаратор и подогрев химически очищенной воды в поверхностном теплообменнике

Источник: https://files.student-it.ru/previewfile/151035

Смотрите также:








Изложение содержания дела, по которому приняты судебные постановления
_-___-~1
_1-тема-СтрМетал