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:

(6,3)

где D=130кг/с – максимальный расход среды, кг/с;

w=60м/с – скорость движения потока среды;

=36,18кг/м³- плотность среды по Р=12,75МПа и t=555⁰C.

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

(6,4)

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

. (6,5)

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

(6,6)

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

При скорости среды более 130 м/с и при больших перепадах давления в трубопроводе, когда отношение удельных объемов среды в конце и начале трассы превышает 1,2, применяются специальные методы расчета.

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

Заключение

1.

Список литературы

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

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

3 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.

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 Трухний А. Д., Ломакин Б. В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. – М.: Изд МЭИ, 2002. – 540 с.

10 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.

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

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

13 Макаров А.А., Волкова Е.А., Веселов Ф.В., Макарова А.С., Урванцева Л.В., Бобылева Н.В. «Перспективы развития электрогенерирующих мощностей России»: Журнал «Теплоэнергетика» - №2, 2008 – с.4.

14 https://03-ts.ru/index.php?nma=index&fla=index

15 https://teplotexnika.ucoz.ru

16 Программа на ЭВМ WATER-STEAM.PRO

Приложение А

Принципиальная тепловая схема ТЭС на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13

Приложение Б

График температур сетевой воды и теплофикационной нагрузки

Приложение В

h-s диаграмма расширения пара в турбине

 

 

Приложение Г

Диаграмма режимов работы турбины

 

 

Приложение Д

Общий вид заданного вспомогательного оборудования

Приложение Е

Спецификация Общего вида заданного вспомогательного оборудования

Приложение Ж

Продольный разрез турбины

 

Приложение И

Спецификация общего вида вспомогательного оборудования, входящего в схему ТЭС

 

Наименование	Обозначение	Завод-изготовитель
В тепловой схеме	типоразмер
Конденсатор	К	80 КЦС-1	ЛМЗ
Подогреватели низкого давления	ПНД-1 ПНД-2 ПНД-3 ПНД-4	встроен в конденсатор ПН-130-16-10-II ПН-200-16-7-I ПН-200-16-7-I	СЗЭМ
Деаэратор	Д	ДП-500/100	ТКЗ
Подогреватели высокого давления	ПВД-1 ПВД-2 ПВД-3	ПВ-450-230-25 ПВ-450-230-35 ПВ-450-230-50	ТКЗ
Подогреватели сетевой воды	ПС-1 ПС-2	ПСГ-1300-3-8 ПСГ-1300-3-8	ТМЗ
Сальниковый подогреватель	СП	ПС-50-I	ЛМЗ
Эжектирующий подогреватель	ЭП	ЭП-3-700-I	СЗЭМ
Маслоохладители	-	МП-165-150-I (2шт)	ЛМЗ
Конденсатный насос	КН	КСВ-320-160	ОАО «Насосэнергомаш»
Сливной (дренажный) насос	ДН	КС-80-155	ОАО «Насосэнергомаш»
Питательный насос	ПЭН	ПН-500-200	ООО «Никоплюсресурс»