Гидравлический расчет трубопроводов

Гидравлический расчет проведем для трубопроводов от парогенератора до турбоагрегата. Для расчета остальных видов труб не достаточно сведении.

Внутренний диаметр трубопровода определяется по принятой скорости движения среды исходя их максимального возможного её расхода при эксплуатации:

(6.1)

Примем

где D=107,5кг/с – максимальный расход среды, кг/с;

w=50м/с – скорость движения потока среды;

=35,65кг/м³- плотность среды по Р=12,75МПа и t=565⁰C.

Скорость перегретого пара принимается в зависимости от его параметров в переделах 30-70 м/с, скорость насыщенного пара - в пределах 20-40 м/с, в паропроводах к РОУ, БРОУ и предохранительным клапанам скорость должно составлять 80-100м/с. Повысить скорость среды можно, уменьшив диаметр и число параллельных ниток трубопровода, что приводит к снижению капиталовложений. Одновременно увеличиваются гидравлические потери в трубопроводе. Это снижает тепловую экономичность установки и приводит к увеличению расхода топлива, т.е. к повышению эксплуатационных расходов. Чрезмерное повышение скорости среды может вызвать быстрый износ уплотнительных поверхностей арматуры и вибрацию трубопроводов.

При небольших перепадах давления, когда отношение удельных объемов среды в конце и начале трассы не превышает 1,2, потеря давления в трубопровод определяется по формуле

(6.2)

где =50м - длина участка трубопровода, м;

- коэффициент трения прямых участков;

- коэффициент местного сопротивления; для клапанов =3-5; для задвижек =0,4-0,7; для обратных затворов типа «захлопка» =1,5-3; для гибов зависит от радиуса гиба и угла поворота и составляет 0,06-0,1; для тройников в зависимости от направления потока =0,14-0,6.

Коэффициент трения прямых участков зависит от относительной шероховатости внутренней поверхности трубы и от характера движения потока среды в трубе, определяемого числом Рейнольдса

(6.3)

При Re >2300 поток является турбулентными коэффициент трения рассчитывается по формуле

(6.4)

где - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, которую для стальных бесшовных труб можно принять равной 0,18-0,22мм.

 

Для участке трубопровода от парогенератора до турбоагрегата длиной l=50м составляет

Заключение

В пояснительной записке к курсовому проекту составлена принципиальная схема тепловой электростанции на базе турбоустановки ПТ–60/75-130, изучены условия работы и требования, предъявляемые к паровой турбине. Освоена методика расчета принципиальной тепловой схемы электростанции.

Рассчитаны показатели тепловой экономичности турбоустановки и энергоблока.

Расход условного топлива на выработку электроэнергии .

Расход условного топлива на выработку теплоты, отпущенной внешним потребителям .

Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто) .

Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто) .

Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии

Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление ,

Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии) .

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии .

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии .

Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ .

Удельный расход условного топлива "нетто" .

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии .

Электрическая мощность турбоагрегата

Выполнили расчет парового баланса турбины. Материальный баланс пара и конденсата сходится с точностью: ,.

Построили процесс реального расширения пара в h-s диаграмме,

Выполнен расчет теплового баланса ТЭЦ. Погрешность составила

Выполнен расчет солевого баланса ТЭЦ. концентрация солей в продувочной и питательной воде не превышает установленное солесодеожание ,при

При величине продувки менее 2% необходимо предусматривать периодическую продувку.

Выполнили гидравлический расчет трубопровода. Потери давления в трубопроводе составили

Изучены технические характеристики регенеративного подогревателя ПН-130-16-9-I.

Выполнен обзор научно-технической литературы на тему паротурбинные, газотурбинные и парогазовые технологии производства электрической и тепловой энергии из которого видно, что развитие энергетики основывается на внедрении парогазовых установок с использованием ГТУ, отвечающим высоким современным требованиям по экономичности, надежности и экологическим характеристикам.

Список литературы

1. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов. – 3-е. изд., перераб. – М.: изд МЭИ, 2004. – 424 с.

2 Тепловые электрические станции: учебник для вузов. Под ред. В.М. Елизаров, А.С. Седлов, С.В. Цанев. – 3-е изд., - М.: изд МЭИ, 2009. – 446с.

3 Бойко Е.А. Паротрубинные энергетические установки ТЭС: Справочное пособие – ИПЦ КГТУ, 2006. -152с

4 Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник – М.: Издательство МЭИ, 1999. – 168с.

5 Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. – 3-е изд., прераб. И доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

6 Расчет тепловых схем паротурбинных установок: Учебное электронное издание/Полещук И.З.. – ГОУ ВПО УГАТУ, 2005.

7 Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/Под общей ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и В.М. Зорина. – 3-е изд. - М.: Изд МЭИ, 2003. – 648с.: ил. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).

8 Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов/ Под ред. А.Г, Костюка, В.В. Фролова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд МЭИ, 2001. – 488 с.

9 Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции – М.: Энергия, 1976. – 446с

10 Щегляев А.В. Паровые турбины: Учеб. для вузов. – 6-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1993. – 416 с.

11. Щегляев А.В. Паровые турбины: Учеб. для вузов. – 3-е изд., перераб. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1955. – 320 с

12 http://foraenergy.ru/klassifikaciya-parovyx-turbin/

13 Программа на ЭВМ WATER-STEAM.PRO

 

Приложение А

Принципиальная тепловая схема ТЭС на базе турбоустановке ПТ-60-130

Приложение Б

График температур сетевой воды и теплофикационной нагрузки

 

Приложение В

h-s диаграмма расширения пара в турбине ПТ-60-130

 

 

Приложение Г

Диаграмма режимов турбины ПТ-60-130/13 с двумя отборами пара

Приложение Д

Общий вид подогревателя низкого давления ПН-130-16-9-I

Приложение Е -Спецификация общего вида ПН-130-16-9-1

Приложение Ж

Продольный разрез турбины ПТ-60-130/13

 

 

 

 

Рисунок Ж.1 – Продольный разрез турбины ПТ-60-130/13 (ЦВД)

 

 

 

Рисунок Ж.2 – Продольный разрез турбины ПТ-60-130/13 (ЦНД)

 

Приложение И

Спецификация общего вида вспомогательного оборудования,

входящего в схему ТЭС

 

Обозначение позиций на рисунке Ж.1 и Ж.2:

1 – цилиндр высокого давления (ЦВД);

2 – ротор ЦВД;

3 – диски;

4 – вал цилиндра низкого давления (ЦНД);

5 – диски ЦНД;

6 – ЦНД;

7 – диафрагма;

8 – рабочие лопатки;

9 – обоймы;

10 – валоповоротное устройство;

11 – опорно-упорный подшипник;

12 – опорный подшипник;

13 – сопловая коробка.