Кафедра тепловых

энергетических установок

 

 

РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА НА ТЭС

 

Методические указания к выполнению лабораторных работ

(для студентов всех форм обучения специальности 220100 - Тепловые электрические станции)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Алматы 2004

 


СОСТАВИТЕЛИ: В.Д. Огай, А.А. Кибарин, Г.М. Тютебаева. Реализация технологического процесса на ТЭС. Методические указания к выполнению лабораторных работ (для студентов всех форм обучения специальности 220140 - Тепловые электрические станции).- Алматы: АИЭС, 2004.- 49 с.

 

 

 

 

 

 

 

Методические указания содержат указания по подготовке к проведению лабораторных работ, в них приведены описания каждой лабораторной работы, экспериментальных установок, дана методика проведения и обработки опытных данных, перечень рекомендуемой литературы и контрольные вопросы.

Методические указания предназначены для студентов всех форм обучения специальности 220140- Тепловые электрические станции.

Ил.35, табл.12, библиогр.- 4 назв.

 

 

Рецензент: канд.техн.наук, доц. Р.А. Мусабеков.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Печатается по плану издания Алматинского института энергетики и связи  на 2003г.

 

 

 

 

 

 

                          © Алматинский институт энергетики и связи, 2004г.

 

 

Содержание

 

 

Стр

Содержание

3

Введение

4

Лабораторная работа №1

5-10

Лабораторная работа №2

11-15

Лабораторная работа №3

15-19

Лабораторная работа №4

19-30

Лабораторная работа №5

30-32

Список литературы

33

Приложение

34-47

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Введение

Настоящие методические указания к лабораторным работам предназначены для студентов специальности 2201- Тепловые электрические станции при изучении ими курса «Реализация технологического процесса на ТЭС».

Для студентов в процессе обучения важно приобрести навыки практической работы в условиях эксплуатации оборудования и контрольно-измерительных приборов ТЭС., инженерного расчета и анализа экспериментально полученных данных.

Этому способствует подбор лабораторных работ, имеющих практическое значение.

Две из пяти предлагаемых работ выполняются в компьютерном классе и имеют своей целью изучение тепловых схем и расчет  технико-экономических показателей ТЭС.

Остальные работы выполняются на лабораторных стендах, моделирующих реальные процессы в ходе реализации технологического процесса производства на ТЭС.


 

Лабораторная работа № 1.

Определение технико-экономических показателей работы  турбоустановки ПТ-60/70-90/13

 

Цель работы: изучение тепловой схемы турбоустановки ПТ-60/70-90/13, расчет и анализ технико-экономических показателей турбоустановки.

 

1.1 Теоретические сведения

 

На рисунке 1 приведена принципиальная тепловая схема конденсационной турбины типа «ПТ» с двумя регулируемыми отборами пара, производственным и отопительным. Турбины такого типа устанавливаются на промышленно - отопительных ТЭЦ для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Отпуск тепла в паре осуществляется из производственного отбора турбины, отпуск тепла в горячей воде на нужды отопления и горячего водоснабжения производится из отопительного отбора турбины паром низкого потенциала. Отбираемый из отопительного отбора пар используется для подогрева сетевой воды в основном бойлере ТЭЦ. При низких температурах наружного воздуха сетевая вода догревается в ПВК в соответствии с температурным графиком теплосети.

 

1.2 Схема установки

 

Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рисунке 1, там же обозначены точки замеров параметров. Замеры производятся через 10 – 15 минут при установившемся режиме работы. Показания приборов регистрируются одновременно на тепловом и местном щитах управления и непосредственно у оборудования (точки). Показания записываются в протокол.

 

1.3 Порядок выполнения работы.

 

В соответствии с вариантом выбрать исходные данные из таблицы 1.3 и занести их в таблицу1.1 -  протокол замеров. Рассчитать технико-экономические показатели работы исследуемой турбины в соответствии с указанной ниже методикой, а также рассчитать нормативный удельный расход тепла брутто на выработку электроэнергии по заданным тепловым нагрузкам по диаграмме режимов. Компьютерную версию диаграммы режимов можно найти в папке «ПТ60» в компьютерном классе или в лаборатории «ТЭС» кафедры ТЭУ. Полученные данные внести в таблицу 1.2.

В заключение работы следует произвести анализ полученных результатов и сделать вывод о том, какому режиму работы турбоустановки соответствуют лучшие показатели тепловой экономичности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


КА - котельный агрегат, Т - паровая турбина, Г - генератор, КН - конденсатный насос, ПНД - подогреватели низкого давления, Д - деаэратор, ПН - питательный насос, ПВД - подогреватели высокого давления, ОБ - основной бойлер, ПВК - пиковый водогрейный котел, СН - сетевой насос, ТП - тепловой потребитель, ДН - дренажный насос, ПП - промышленный потребитель, НОК - насос обратного конденсата, РД - регулятор давления.

Рисунок 1.1 Схема замеров параметров турбоустановки ПТ-60-90/13

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.1 - Протокол замеров

 

 

 

 

Показатель

 

Обозначение

Единицы

измерения

Замеры

1

2

3

4

5

1

Электрическая мощность

Nэ

МВт

 

 

 

 

 

2

Расход острого пара перед турбиной

Do

т/ч

 

 

 

 

 

3

Давление острого пара перед турбиной

Ро

кг/см2

 

 

 

 

 

4

Температура острого пара перед турбиной

to

oC

 

 

 

 

 

5

Расход острого пара за котельным агрегатом

Dпе

т/ч

 

 

 

 

 

6

Давление острого пара за котельным агрегатом

рпе

кг/см2

 

 

 

 

 

7

Температура острого пара за КА

tпе

oC

 

 

 

 

 

8

Расход пара из пром.отбора

Dп

т/ч

 

 

 

 

 

9

Давление пара пром.отбора

рп

кг/см2

 

 

 

 

 

10

Температура пара пром.отбора

tп

oC

 

 

 

 

 

11

Расход пара из теплофикационного отбора

Dт

т/ч

 

 

 

 

 

12

Расход обратного конденсата

Dок

т/ч

 

 

 

 

 

13

Температура  обратного конденсата

tок

oC

 

 

 

 

 

14

Давление пара теплоф.отбора

рт

кг/см2

 

 

 

 

 

15

Температура пара теплоф.отбора

tт

oC

 

 

 

 

 

16

Давление в конденсаторе

Рк

кг/см2

 

 

 

 

 

17

Температура питательной воды

tпв

oC

 

 

 

 

 

18

Давление питательной воды

рпв

кг/см2

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.2 - Обработка результатов замеров

 

 

Параметр

Формула

Единицы

измерения

1

2

3

4

5

1

Энтальпия острого пара перед Т

ho

кДж/кг

 

 

 

 

 

2

Энтальпия острого пара за КА

hпе

кДж/кг

 

 

 

 

 

3

Энтальпия питательной воды

hпв

кДж/кг

 

 

 

 

 

4

Энтальпия пара пром.отбора

hп

кДж/кг

 

 

 

 

 

5

Энтальпия пара теплофикационного отбора

hт

кДж/кг

 

 

 

 

 

6

Тепло пара пром.отбора

Qn=Dn(hn-   hn')/3,6

кВт

 

 

 

 

 

7

Тепло пара теплофикационного отбора

Qт=Dт(hт-hт')/3,6

кВт

 

 

 

 

 

8

Расход тепла на ТУ

Qту=Dо(hо-hnв)/3,6

кВт

 

 

 

 

 

9

Расход тепла на выработку ЭЭ

Qэ=Qту-Qп-Qт

кВт

 

 

 

 

 

10

КПД ТУ по выработке ЭЭ

hэ=Nэ/Qэ

-

 

 

 

 

 

11

КПД транспорта тепла

hтр=Do(ho-hпв)/

/Dпе(hпе-hпв)

-

 

 

 

 

 

12

КПД ТЭЦ по отпуску ТЭ

hтэ=hnhтрhка

 

 

 

 

 

 

13

КПД ТЭЦ по выработке ЭЭ

hээ=hэhтрhка

 

 

 

 

 

 

14

Удельный расход топлива по выработке ЭЭ

bэ=0,123/hээ

кг/кВт*ч

 

 

 

 

 

15

Удельный расход топлива по выработке ТЭ

bэ=143/hтэ

кг/Гкал

 

 

 

 

 

16

Удельная выработка ЭЭ на тепловом потреблении

э=1163*Nэ/(Qn+Qт)

кВт*ч/Гкал

 

 

 

 

 

17

Удельный расход пара

d=D0/Nэ

кг/кВт*ч

 

 

 

 

 

18

Удельный расход тепла

q=1,163*Qту/Nэ

ккал/кВт*ч

 

 

 

 

 

19

Расход топлива

В=Dпе(hпе-hпв)/Qнрhка

тут/ч

 

 

 

 

 

20

Коэффициент  использования топлива

K=(Nэ+Qn+Qт)/ВQнр

-

 

 

 

 

 

 

 


Таблица 1.3 - Исходные данные по замерам

 

Название

Обозначе

ние

Размерность

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

Электрическая мощность

Nэ

МВт

44,7

44,6

44,6

44,6

44,5

43,8

44

44,1

44,1

44,2

50,3

50,3

50,4

50,4

50,5

2

Расход острого пара перед турбиной

Do

т/ч

322

321

320

320

319

336

339

339

340

342

350

350

352

353

353

3

Давление острого пара перед  турбиной

ро

кг/см2

82

82

81,5

81,7

81,5

84

84

85

85

86

87

87

88

88

88

4

Температура острого пара перед турбиной

to

oC

512

513

512

512

510

514

515

516

516

515

518

520

518

519

519

5

Расход острого пара за котельным агрегатом

Dпе

т/ч

326

325

324

324

323

338

339

340

340

341

364

365

365

366

366

6

Давление острого пара за котельным агрегатом

рпе

кг/см2

88

87

87

86

86

90

90

91

91

91

88

88

89

89

88

7

Температура острого пара за

котельным агрегатом

tпе

oC

518

518

518

517

517

522

523

523

523

523

518

518

520

519

520

8

Расход пара из пром.отбора

Dп

т/ч

72

72,4

72

72,2

72

76

76

77

77

76

75

75

74

74

74

9

Давление пара пром.отбора

рп

кг/см2

11,2

11,1

11

11,3

11,2

12,5

12,6

12,6

12,7

12,6

13

12,6

12,7

12,8

12,6

10

Температура пара пром.отбора

tп

oC

304

303

300

303

302

310

311

310

310

310

312

312

313

312

312

11

Расход обратного

конденсата

Dок

т/ч

13

13

12

12

12

14

14

14

14

14

14

14

14

14

14

12

Температура обратного конденсата

tок

oC

65

65

65

65

65

67

67

67

67

67

65

65

65

65

65

13

Расход пара из теплофикационного отбора

Dт

т/ч

63

63

62

62

62

66

66

65

65

65

70

69

69

70

69

14

Давление пара теплофикационного отбора

рт

кг/см2

0,8

0,85

0,9

0,9

0,9

1,1

1,0

1,0

1,0

1,1

1,1

1,1

1,1

1,2

1,2

15

Температура пара теплофикационного отбора

tт

oC

102

102

102

100

100

106

107

107

107

107

107

106

107

107

107

16

Давление в конденсаторе

Рк

кг/см2

0,14

0,14

0,13

0,13

0,13

0,15

0,15

0,14

0,14

0,15

0,14

0,14

0,14

0,15

0,15

17

Температура питательной воды

tпв

oC

233

233

234

234

234

235

235

236

236

235

238

238

237

237

237

18

Давление питательной воды

рпв

кг/см2

93

93

94

94

93

94

94

94

93

94

94

93

93

93

94

 


Контрольные вопросы

 

1.     Как влияет давление производственного отбора на удельный расход тепла турбины при сохранении тепловой нагрузки?

2.     Как влияет давление теплофикационного отбора на удельный расход тепла турбины при сохранении тепловой нагрузки?

3.     Как влияет тепловая нагрузка производственного отбора на КПД турбоустановки при сохранении параметров отбора?

4.     Как влияет тепловая нагрузка теплофикационного отбора на КПД турбоустановки при сохранении параметров отбора?

5.     Как влияет электрическая мощность на КПД турбоустановки при неизменной тепловой нагрузке?

6.     Каким устройством измеряется расход перегретого пара?

7.     Какие датчики применяются для измерения температуры перегретого, производственного и теплофикационного пара?

8.     Какие приборы используются для измерения и регистрации давления перегретого, производственного и теплофикационного пара?

9.     Как влияет давление в конденсаторе (ухудшенный вакуум) на КПД турбоустановки?

10. Как влияют начальные параметры пара: давление и температура на КПД турбоустановки?


Лабораторная работа №2.

Исследование охлаждения воды в вентиляторной градирне

 

Цель работы: изучение охлаждения воды в градирне с принудительной тягой; получение зависимости расхода электроэнергии на привод вентилятора от степени охлаждения воды.

 

2.1 Теоретические сведения

 

Градирни представляют собой теплообменные сооружения для охлаждения воды в оборотных системах технического водоснабжения. На ТЭС техническая вода необходима для охлаждения пара в конденсаторах, охлаждения масла и водорода, транспортировки золы и шлака. Из общего потребления воды, на конденсаторы требуется 95 – 96 %. Количество охлаждающей воды определяется из уравнения теплового баланса для конденсатора:

                                  (2.1)

,                                        (2.2)

где Dк - расход пара в конденсаторе, кг/с;

hк, hк/ - соответственно энтальпия пара и конденсата в конденсаторе, кДж/кг;

t1, t2 - соответственно температура воды на входе и выходе из конденсатора, град.С;

ср - теплоемкость воды, кДж/(кг*К);

h                   - КПД конденсатора.

Градирни по способу теплообмена различаются на капельные, пленочные и капельно-пленочные; по схеме движения теплоносителей противоточные, прямоточные и поперечноточные. По виду тяги - на градирни с естественной тягой и принудительной. По конструкции градирни бывают башенные и секционные вентиляторные. По форме башни выполняются гиперболическими или в виде усеченной многосторонней пирамиды. Башни изготовляются из железобетона или сборных металлоконструкций с облицовкой из листов пластика, асбоцемента или других материалов.

Во всех типах градирен принцип работы примерно одинаков: нагретая вода в конденсаторах поступает на оросительное устройство, где в виде пленки, капель или струек стекает в сборный бассейн, при этом происходит охлаждение воздухом. Движение воздуха может осуществляться вентилятором или за счет тяги, создаваемой в башне. На интенсивность теплообмена в градирне влияют следующие факторы: тип оросительного устройства, скорость ветра, температура и влажность воздуха, время года, плотность орошения и др. В общем случае тепловая нагрузка в градирне определяется уравнением теплопередачи

 

                                                (2.3)

- где k - коэффициент теплопередачи;

Dt - температурный напор;

F - поверхность нагрева.

Для градирен с естественной тягой скорости воздуха невелики, поэтому коэффициент теплопередачи тоже невелик. Температурный напор может изменяться в зависимости от времени года и расхода воды. Небольшие значения коэффициента теплопередачи и температурного напора приводят к увеличению поверхности охлаждения для градирен с естественной тягой. Для уменьшения габаритов градирен применяют принудительную тягу, создаваемую вентилятором, при этом конечно, увеличивается расход электроэнергии на собственные нужды. Кроме того, в зимнее время затрудняется эксплуатация вентиляторов из-за обледенения лопастей, что приводит к частым остановам. Современные градирни башенного типа для крупных ТЭС могут достигать высоты 100 - 150 м, диаметром у основания 70 - 160, поверхностью теплообмена 4000 - 10000 м2 и пропускать воду в количестве 30 - 80 тыс.м3/час.

Работа градирни характеризуется гидравлическим параметром - плотностью орошения

, кг/(м2*ч).                                   (2.4)

Другим параметром, характеризующим работу градирни, является - удельная тепловая нагрузка

, кДж/(м2*ч).                                            (2.5)

Количественную оценку внутреннего воздушного потока в градирне дает определяющий критерий в виде числа Архимеда:

,                                                (2.6)

где D - диаметр выходного сечения градирни, м2;

rв, rу - соответственно плотность воздуха снаружи и на выходе из градирни, кг/м3;

w - средняя скорость выхода факела градирни, м/с.

При Ar < 3 - проникновение холодного воздуха в градирню отсутствует;

При 3 < Ar £ 6 - ограниченное проникновение холодного воздуха;

При Ar > 7 - холодный воздух проникает до оросителя.

 

 

2.2 Описание лабораторной установки

 

Схема лабораторной установки приведена на рисунке 2.1. Роль конденсатора турбины выполняет термостат - 1 типа U-15, где вода нагревается до заданной температуры с помощью нагревателя. По патрубку - 2 через ротаметр - 3 вода перекачивается в градирню - 4, оросительное устройство которого представляют собой наклонные пластины из нержавеющей стали, площадью F=1,6м2. Вода стекает по оросительному устройству в виде пленки и собирается в сборном баке градирни, откуда по патрубку - 5 перекачивается обратно в термостат. Вытяжной вентилятор подключен к автотрансформатору - 6, типа ЛАТР. Для измерения напряжения и силы тока в цепь подсоединены вольтметр - 7 и амперметр - 8. Изменяя напряжение, изменяем частоту вращения вентилятора, тем самым меняется тяга. Температура воды на входе и выходе из градирни измеряется хромель-копелевыми термопарами - 9 и регистрируется автоматическим электронным потенциометром - 10.

     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 - термостат U-15; 2 - подающий патрубок; 3 - ротаметр; 4 - градирня; 5 - патрубок выходной; 6 - автотрасформатор; 7 - вольтметр; 8 - амперметр; 9 - термопары; 10 - потенциометр.

Рисунок 2.1                  Схема лабораторной установки

 

 

2.3 Порядок проведения работы

 

Под наблюдением преподавателя или лаборанта включить термостат - 1 и автотрансформатор - 6 в сеть 220 В, включить тумблеры «насос» и «быстрый нагрев».

Установить заданное значение температуры на контактном термометре термостата.

Регулятором на термостате установить заданный расход воды по положению поплавка ротаметра.

Включить вентилятор, автотрансформатором установить заданное значение напряжения.

На температурной диаграмме отметить температуры воды на входе и выходе из градирни.

Записать показания вольтметра и амперметра.

Перейти к следующему режиму (изменить температуру воды на входе или расход воды).

 

Таблица 2.1

п/п

Напряжение

U, В

Ток

I, A

t1

0C

t2

0C

Gохл

л/с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Обработка результатов

1 Определить электрическую мощность, потребляемую вентилятором как

.                                                 (2.7)

2 Температурный напор циркуляционной воды определить как разность

.                                               (2.8)

3 Определить расход электроэнергии на привод вентилятора градирни

 

,                                               (2.9)

где t - время работы вентилятора, час.

4 Определить тепловую нагрузку градирни Q, Вт по уравнению (2.1) и удельную тепловую нагрузкуq, кДж/(м2*ч) по (2.5).

5 Построить графические зависимости: Эгр= f(Dt), q = f(Dt).

6 Выполнить анализ полученных данных и сделать выводы по работе.

 

Таблица 2.2

п/п

Nэл,

Вт

Эгр,

кВт*ч

Dt

град.

Q,

Вт

q,

кДж/(м2*ч)

 

 

 

 

 

 

 

Контрольные вопросы

 

1.     Как происходит охлаждение воды в градирне?

  1. Что представляет собой оросительное устройство?
  2. Как изменяется удельная тепловая нагрузка в зависимости от температуры окружающего воздуха?
  3. Какие по форме бывают вытяжные башни градирен?
  4. Как влияет ветер на охлаждение воды в башенной градирне?
  5. Какие факторы, влияют на аэродинамическое сопротивление вытяжной башни?
  6. Какие типы вентиляторов применяются в градирнях?
  7. Как выбираются градирни с естественной тягой?
  8. Какие схемы движения воды и воздуха бывают в градирнях?
  9. От каких факторов зависит высота башни?
  10. Какие материалы используются для оболочки башен и оросительных устройств?
  11. Как увеличить коэффициент теплопередачи оросительного устройства градирни?
  12. При какой температуре наружного воздуха выбираются градирни?

 

 

 

 

 

Лабораторная работа 3.

Определение эффективности работы маслоохладителя

 

Цель работы: Определение расхода охлаждающей воды маслоохладителя. Определение КПД маслоохладителя. Работа проводится на маслоохладителе турбоагрегата ПТ-60-90/13 Алматинской ТЭЦ-1.

 

3.1 Теоретические сведения

Маслоохладители устанавливают для охлаждения масла, поступающего к подшипникам. Их можно устанавливать внутри и вне масляного бака. На рисунке в [4] на стр.143 показана конструкция маслоохладителя ЛМЗ. Охлаждающая вода поступает в нижнюю водяную камеру, разделенную перегородкой 1. Из водяной камеры вода поступает в оребренные или неоребренные трубки 2, завальцованные в нижней 6 и верхней 5 трубных досках, проходит в верхнюю водяную камеру 3, поворачивает на 1800  и по трубкам возвращается в нижнюю водяную камеру и удаляется на слив.

Нижняя трубная доска 6 закреплена жестко через прокладки между фланцем корпуса и фланцем водяной камеры. Вся трубная система вместе с верхней трубной доской 5 должна свободно расширяться вверх, поэтому верхняя трубная доска соединяется с корпусом через податливое соединение 4.

Масло в охладителе движется в межтрубном пространстве. Давление охлаждающей воды должно быть больше давления масла, чтобы исключить попадание масла в окружающую среду. Вместе с тем необходимо исключить и попадание воды в масляную систему либо созданием гарантированной плотности маслоохладителя, либо использованием двухконтурной системы охлаждения.

Каждый маслоохладитель снабжается четырьмя термометрами, показания которых говорят об эффективности его работы, а иногда вообще о необходимости его включения или выключения. Например, при пуске, когда масло ещё холодное , его направляют через охладитель без подачи охлаждающей воды и только после его нагрева подают охлаждающую воду. Измерению подлежат температура масла на входе и на выходе из маслоохладителя и температура воды на входе и выходе. Изменения степени охлаждения масла и нагрева охлаждающей воды позволяют определить момент, когда необходима чистка масла. На рисунке 3 изображена конструкция выносного маслоохладителя. В таблице 3.4 представлены характеристики маслоохладителей ЛМЗ и ТМЗ.

 

3.1.1 Схема установки

 

Для охлаждения масла турбоагрегата ПТ-60-90/13 установлено два маслоохладителя типа М-60. Охлаждающая вода из нагнетательной линии циркуляционных насосов 24 НДН через водяные фильтры поступает в трубную систему МО, затем на всасывающую линию циркнасосов. Масло движется в межтрубном пространстве МО, омывая трубки отдает тепло охлаждающей воде. Схема размещения приборов показана на рисунок 4.

 

                                                                                                        

 

 

Р

 

t

 

G

 
                                    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Рисунок 3        Схема измерения параметров маслоохладителя

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.1 - Техническая характеристика маслоохладителя МО-60

 

 

Параметры

Ед.измерения

Значение

1

Поверхность

м2

60

2

Давление масла

кг/см2

5

3

Пробное гидравлическое давление

кг/см2

8

4

Диаметр трубок

мм

19/17

5

Длина трубок

мм

2140

6

Число трубок

шт.

513

7

Вес

т

2,4

8

Материал трубок

латунь Л-63

 

 

3.2 Порядок проведения работы

 

1 Измерить температуру воды и масла лабораторными ртутными

термометрами с ценой деления 0,10С.

2 Давление масла и воды измерить по штатным манометрам. Замеры производить через каждые 5 минут.

3 Показания записать в протокол замеров.

4 Определить согласно таблице 3.3 необходимые параметры, характеризующие работу маслоохладителя.

5 Провести анализ полученных результатов и сделать вывод, как режимные факторы влияют на эффективность работы маслоохладителя.

 

Таблица 3.2 - Протокол замеров

 

 

 

Параметры

Обозначения

Ед. изм.

Замеры

1

2

3

4

5

6

7

1

Время

 t

Час-мин

 

 

 

 

 

 

 

2

Температура масла на входе

tм1

оС

 

 

 

 

 

 

 

3

Температура масла на выходе

tм2

оС

 

 

 

 

 

 

 

4

Температура воды на входе

tв1

оС

 

 

 

 

 

 

 

5

Температура воды на выходе

tв2

оС

 

 

 

 

 

 

 

6

Давление масла

рм

кг/см2

 

 

 

 

 

 

 

7

Расход масла

Qм

м3

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.3 - Обработка результатов

 

 

Параметры

Ед.изм.

Формула

1

2

3

4

5

6

7

1

Средняя температура масла

оС

tм=0,5(tм1+tм2)

 

 

 

 

 

 

 

2

Плотность масла

кг/м3

по справочнику

 

 

 

 

 

 

 

3

Теплоёмкость масла

кДж/(кг*К)

по справочнику

 

 

 

 

 

 

 

4

Массовый расход масла

кг/с

Gм= Qм rм

 

 

 

 

 

 

 

5

Тепловая нагрузка МО

кВт

Qмо=Gмср(tм2 -tм1)

 

 

 

 

 

 

 

6

Расход охлаждающей воды

м3

Gв=3,6Qмо/(tв2 - tв1р

 

 

 

 

 

 

 

7

КПД маслоохладителя

 

hi=( tв2 - tв1)/(tм2 -tм1)

 

 

 

 

 

 

 

8

Средний КПД

 

hср= ShI /7

 

 

 

 

 

 

 

9

Отклонение от среднего кпд

 

d = hср - hi

 

 

 

 

 

 

 

10

Квадрат отклонения от среднего КПД

 

d2=(hср - hi)2

 

 

 

 

 

 

 

11

Среднеквадратичное отклонение

 

dср=Sd2/7

 

 

 

 

 

 

 

12

Окончательный результат

hср ±dср

 

 

Таблица 3.4 - Примерные параметры работы маслоохладителя

Параметры

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Расход масла

G, м3

4,4

4,6

5,2

5,5

4,8

5,3

5,2

4,9

4,7

5

4,6

4,5

4,7

5,6

5,3

5,1

Температура масла на входе

tм1,оС

52

53

52

54

55

54

55

53

52

55

53

56

56

55

56

56

Температура масла на выходе

tм2,0С

45

45

44

45

44

45

44

42

45

45

42

43

44

43

44

44

Температура воды на входе

tв1, 0С

21

21

21

19

18

20

21,5

20,7

21

22,3

21

22

21,6

20,5

22

21,5

Температура воды на выходе

tв2, 0С

15

14

15

13

12

13

14

14

15

14

12

13

14

12

13

13

 
 

 

Контрольные вопросы

 

1.     Как влияет температура на вязкость масла?

2.     Давление какой среды выше в маслоохладителе?

3.     Какое значение температуры масла на выходе из МО считается оптимальным?

4.     Каким способом можно уменьшить температуру масла?

5.     Устанавливается ли резервный маслоохладитель?

6.     Какая среда используется в качестве охлаждающей?

7.     Из какого материала изготовляются трубки маслоохладителя?

8.     Каково соотношение скоростей масла и воды в маслоохладителе?

9.     Каким способом крепятся трубки маслоохладителя?

10. С какой стороны труб вероятнее всего отложения?

11. Как подключаются МО по охлаждающей среде?

12. Перечислите методы интенсификации теплопередачи в маслоохладителе.

 

 

Лабораторная работа №4

Компенсирующая способность трубопровода

 

Цель работы: изучение условий самокомпенсации трубопроводов, то есть безопасного восприятия ими температурных перемещений за счет собственной гибкости.

 

4.1 Теоретические сведения

Тепловая электрическая станция - это объект, насыщенный трубопроводами. Повышение надежности их работы оказывает существенное влияние на экономичность и надежность работы всей электростанции.

К трубопроводам высокого давления относят паропроводы свежего пара и промежуточного перегрева, трубопроводы питательной воды и прочие вспомогательные трубопроводы высокого давления.

К трубопроводам низкого давления – отборы пара от турбины, включая паропроводы греющего пара к деаэраторам и паропроводы регулируемых отборов; основного конденсата бакового хозяйства станции; химически очищенной воды; системы опорожнений, сливов и переливов циркуляционной воды; системы охлаждающей воды подшипников и механизмов; системы золоудаления; маслопроводы; мазутопроводы; газового хозяйства; сжатого воздуха; водорода, кислорода, ацетилена и другие.

При прогреве и остывании трубопроводов длина их изменяется на 1,2-1,3 мм на погонный метр на каждые 1000 изменения температуры. Это вынуждает предусматривать специальные меры для восприятия изменения длины трубопроводов между неподвижными креплениями или оборудованием. Такие меры вызваны необходимостью ограничения сил моментов, передача которых допускается на оборудование.

Наиболее возможным, а при давлении свыше 16-20 кгс/см2 единственно возможным способом, является компенсация расширений трубопроводов за счет упругих деформаций изгиба и кручения самих трубопроводов, так называемая самокомпенсация тепловых удлинений. Иными словами, самокомпенсация - это способность трубопровода компенсировать тепловые удлинения при допустимых значениях напряжений без установки специальных компенсаторов. Для осуществления самокомпенсации необходимо, чтобы участок трубопровода включал несколько (не менее 2) плеч, расположенных под углом друг к другу. Наименьшая необходимая длина плеч, образующих конфигурацию участка компенсации, пропорциональна диаметру трубопровода и относительному температурному удлинению трубопровода. Наибольшей длины требуют плечи горячих ниток паропроводов промежуточного перегрева пара.

Расчет тепловых удлинений гибкого трубопровода, механических напряжений в его металле, возникающих при удлинениях, и усилий в опорах называют расчетом самокомпенсации трубопровода.

При расчетах самокомпенсации принимают ряд допущений:

1        Все неподвижные крепления рассматривают как абсолютно жесткие заделки, не допускающие поворотов и смещений. В полной мере это допущение выполняется только для тех креплений, на которые воздействуют справа и слева равные и противоположные моменты силы. Во всех остальных случаях, когда на крепление воздействуют результирующие моменты и силы, само крепление и элементы здания, с которыми оно соединено, могут оказать сопротивление моментам и силам только при наличии некоторых упругих деформаций, возникающих в деталях самого крепления и элементах здания. Следовательно, все фикспункты представляют условно неподвижные крепления, в действительности же они являются упругими креплениями.

Сделанное допущение позволит выполнить расчет каждого участка изолированно, независимо от соседних участков и существенно облегчает выполнение расчетов самокомпенсации. Одновременно расчетные величины сил и моментов при сделанном предположении оказываются в какой-то мере завышенными, а, следовательно, сделанное допущение идет в запас прочности.

2        Возникающие при нагреве трубопровода смещения его оси невелики и не оказывают влияния на величину изгибающих и крутящих моментов в трубопроводе. Это допущение, как правило, выполняется. Уточнения могут потребоваться только при расчете П – образного компенсатора с длинной спинкой, у которого смещение спинки может достигнуть заметной (по сравнению с вылетом компенсатора) величины. Уточнение расчета выполняется методом последовательных приближений.

3        В расчетах принимаются во внимание только деформации изгиба и кручения. Влиянием аксиальных напряжений от реакции опор в расчетах пренебрегают.

4        Сопротивление креплений трубопровода перемещениям незначительно, и им также пренебрегают.

5        Собственный вес трубопровода не учитывается.

В задачу расчета самокомпенсации входит:

- определение опорных реакций;

- нахождение наибольшего эквивалентного напряжения от самокомпенсации и внешних сил;

- определение наибольшего размаха местных напряжений изгиба в криволинейных элементах трубопровода;

- определение вертикальных, а в необходимых случаях и горизонтальных смещений трубопровода в точках креплений;

Наиболее простым является случай плоского трубопровода с двумя неподвижными опорами. Для расчета самокомпенсации в этом случае необходимо определить три реакции (две силы и момент) одного из неподвижных креплений. Такой расчет можно провести ручным способом. Расчет более сложных трубопроводов возможен либо на ЭВМ, либо путем моделирования.

Из ручных методов расчета самокомпенсации наиболее распространенным является метод «Упругого центра тяжести системы» [Юргенсон Х. Гибкость и прочность трубопроводов. - М.:ГЭИ, 1959.]

Примечание - «Упругий центр тяжести» отличается от обычного центра тяжести тем, что при определении его учитывается искажение поперечного сечения гнутых элементов системы.

Кроме самокомпенсации на ТЭС применяются специальные компенсаторы: сальниковые и линзовые.

На длинных и прямых участках трубопроводов с давлением до 16-20 кгс/см2 применяются сальниковые компенсаторы. Достоинством их являются малые габариты, большая компенсирующая способность, малое гидравлическое сопротивление. Недостатком - наличие больших сил гидравлического распора и сил трения в компенсаторе, исключающих применение их на эстакадных прокладках, а также необходимость ухода при эксплуатации для обеспечения требуемой плотности. Сальниковые компенсаторы широко применяются на теплофикационных водоводах и очень редко на трубопроводах других назначений.

В трубопроводах низкого давления (до 7 кгс/см2) больших диаметров (отборах пара от турбин, циркуляционных водоводах) находят применение линзовые компенсаторы. Линзовые компенсаторы могут использоваться как осевые, для компенсации удлинений прямых участков, где они работают на растяжение - сжатие, а также для создания шарнирной схемы компенсации тепловых удлинений. При использовании линзовых компенсаторов для осевой компенсации приходиться считаться с большими силами гидравлического распора, действующими на неподвижные крепления. Шарнирная система, наоборот, дает возможность уменьшить реакции со стороны трубопроводов на неподвижные крепления и оборудование до минимальной величины, значительно меньшей, чем реакции при самокомпенсации.

 

4.2 Описание лабораторного стенда

 

Основным элементом стенда (рисунок 4.1) является плоский трубопровод из стали П-образной формы. Один конец трубопровода А закреплен неподвижно на раме 3 с помощью двух хомутов 2. К другому свободному концу В можно приложить силу и момент, создающие условие жесткого закрепления в опоре.

Для создания усилия Рк, действующего в горизонтальном направлении, к концу трубопровода приварено ушко 4; к ушку при помощи тяги присоединен динамометр 10, натяг которого регулируется гайкой 6.

Момент М в раскрепленной точке В создается парой сил (динамометры 8 и 9), действующей на концах коромысла 5; коромысло, плечо которого L равно 0,4м, приварено к свободному концу трубопровода.

Контроль перемещений и угла поворота точки В, трубопровода и промежуточных точек осуществляется индикатором часового типа 11 с ценой деления 0,01 мм. Индикаторы закрепляются неподвижно на раме стенда с помощью державок 13. Ножки индикаторов упираются в отшлифованные плоскости угольников 12, приваренных к исследуемому трубопроводу и перемещающиеся заодно с ним.

Аксиальные напряжения на наружной поверхности трубы измеряются с помощью тензометрической установки, состоящей из тензодатчиков 14, переключателя 15 и измерителя статических деформаций 16.

 

 

1 - трубопровод; 2 - хомут; 3 - рама; 4 - ушко; 5 - коромысло; 6 - гайка; 7 - тяга; 8,9,10 - динамометр; 11 - индикатор; 12 - угольник; 13 - державка; 14 - тензодатчик; 15 - переключатель; 16 - измеритель статических деформаций.

Рисунок 4.1- Схема установки по определению компенсационных усилий трубопровода

 

4.3 Определение компенсационных усилий плоского трубопровода

по «методу упругого центра»

 

Компенсационные усилия определяются по «методу упругого центра» в зависимости от термического расширения ∆хt и ∆уt и геометрических факторов. Для этого прежде всего вычерчивается линейная схема трубопровода со всеми размерами прямых и дуговых участков (рисунок 4.2).

Линейная схема связывается с системой координат, начало которой лучше поместить в одной из неподвижных опор, а направление осей желательно выбрать так, чтобы весь трубопровод, по возможности, разместился в пределах одного квадранта, ограниченного положительным направлением координатных осей.

Весь трубопровод разбивается на участки - прямые и дуговые, которые должны быть пронумерованы; нумерация участков от начала координат.

Геометрическими факторами являются линейные и центробежные моменты инерции геометрической оси участков трубопровода Jх, Jу, Jху, статические моменты Sх и Sу, координаты упругого центра тяжести Хs и Уs и приведенные длины участков lпр.

Определение линейных моментов инерции и всех вспомогательных величин производится строго последовательно табличным способом. При нахождения усилий, приложенных к «упругому центру тяжести», линейные и центробежные моменты инерции берутся относительно осей, проходящих через «упругий центр» и параллельных осям Х и У по следующим выражениям:

                                            (4.1)

                                            (4.2)

                                       (4.3)

Суммирование производится по всем участкам трубопровода. Для плоской системы усилия, приложенные в «упругом центре тяжести», равны:

                              (4.4)

                             (4.5)

Здесь Еt - модуль упругости материала, кгс/см2;

 - осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4;

dн, dв - наружный и внутренний диаметры сечений.

Термические удлинения трубопроводов:

                                     (4.6)

                                       (4.7)

где Lх, Lу – проекция длины трубопровода на оси координат;

tраб, tмонт – температура трубопровода соответственно в рабочем состоянии и при монтаже.

Для симметричного (относительно оси у) трубопровода Lу равна 0 и ∆уt равно 0. Кроме того, поскольку «упругий центр тяжести» находится на оси симметрии, Jхуs тоже равно 0.

В результате Ру отсутствует, а Рх определяется простым соотношением:

                                                 (4.8)

Трубопровод стенда является симметричной фигурой, где l1 равно l9; l3 равно l7. Поэтому расчет усилий для него производится по упрощенной формуле. В таблицу 4.1 сводятся геометрические факторы, необходимые для расчета усилия Рк по формуле (4.8). Табличная форма и симметричность трубопровода сокращают расчет благодаря уменьшению числа рассчитываемых участков, так как можно считать только половину симметричной фигуры. В этом случае приведенные длины участков удваиваются.

Таблица 4.1

№/№

элементов

Приведенная

длина

lпр, м

Координата

центра тяжести,

Статический

момент

, м2

 

Момент инерции Jх, м3

J0, м3

, м3

1

2

3

4

5

6

1; 9

 

 

 

 

2; 8

 

 

 

 

3; 7

 

 

 

 

4; 6

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

 

Приведенные длины вычисляются по-разному для прямых и дуговых участков. Для прямых – приведенная длина равна геометрической, т.е. lпр равна l, для дуговых – учитывается понижение жесткости при плоском изгибе введением коэффициента Кармана

                                               (4.9)

где  - безразмерная характеристика дугового элемента;

R - радиус гиба;

S – толщина стенки;

rср - средний радиус поперечного сечения трубы.

Приведенная длина дугового элемента с учетом коэффициента Кармана при центральном угле φ и радиусе гиба R равна

                                          (4.10)

Центр тяжести прямолинейных участков находится на середине их длины, а дуговой - определяется отрезками m и n (рисунок 4.2).

Линейный момент инерции J0 прямолинейного участка относительно оси, проходящей через его центр тяжести и перпендикулярной направлению элемента, определяется как

 

 

Рисунок 4.2. Расчетная схема трубопровода

момент инерции относительно оси, параллельной направлению элемента, равен нулю.

Линейный момент инерции дугового участка с углом φ=900 определяется по формуле

                                            (4.11)

После заполнения таблицы по формуле (4.1) определяем Jхs и по формуле (4.8) Рх =f(Δхt). Далее по формуле (4.6) вычисляем Δхt по заданным преподавателем значениям рабочей и монтажной температур tраб, tмонт при известной марке металла по таблице 4.2.

Таблица 4.2- Физические свойства сталей

 

 

Марка стали

Обозначение и размерность

Температура, 0С

20

100

200

300

400

500

600

700

 

 

20

,

-

 

11,6

 

12,6

 

13,1

 

14,1

-

-

-

 

2,1

 

2,03

 

1,99

 

1,90

 

1,82

 

1,72

-

-

 

 

15 ГС

,

 

-

 

13,0

 

14,0

 

15,3

 

16,2

 

16,2

 

16,2

-

,

 

2,1

 

2,07

 

2,04

 

1,98

 

-

 

-

 

-

-

 

 

12Х1МФ

,

 

-

 

10,8

 

11,79

 

12,36

 

12,7

 

13,2

 

13,65

 

13,80

,

 

2,13

 

2,10

 

2,06

 

2,01

 

1,93

 

1,03

 

1,69

 

-

 

 

15Х1М1Ф

,

 

-

 

11,2

 

11,7

 

12,5

 

13,00

 

13,50

 

13,70

 

-

,

 

2,14

 

2,08

 

2,01

 

1,04

 

1,87

 

1,77

 

1,69

 

1,6

 

 

1Х18Н9Т

,

 

-

 

16,6

 

17,00

 

17,20

 

17,50

 

17,80

 

18,20

 

18,60

,

 

2,05

 

2,02

 

1,97

 

1,90

 

1,81

 

1,73

 

1,60

 

1,50

 

По найденным значениям Рх и Jхs находим величину момента Мв, действующего в раскрепляемой точке В

                                           (4.12)

Изгибающий момент в точке В создается парой сил Q, действующих на плечо L. Следовательно, необходимое усилие динамометров 9,10 (рисунок 4.1) равно:

                                        (4.13)

Вычислив значения Рх, Δхt и Q, можно переходить к работе на стенде.

Из конструктивных соображений и для удобства работы усилие Рх и момент Мв на стенде направлены в стороны, противоположные расчетным. Таким образом, на стенде как бы испытывается трубопровод, имеющий 100%-ную холодную растяжку. В подобном трубопроводе компенсационные усилия достигают максимума в холодном состоянии, а в рабочем состоянии они равны нулю ( что отвечает фактическим условиям работы станционных паропроводов).

 

 

 

 

 

4.4 Выполнение работы

 

1 Снять начальные показания δ0 индикаторов 11,12,13 в разгруженном состоянии трубопровода, когда Рх равно 0 и Q равно 0.

2        Сообщить точке В найденную расчетом силу Рх и снять новые показания по индикаторам 11,12,13 при Q равном 0.

3        Поддерживая величину Рх постоянной, создать различный изгибающий момент Мв изменением нагрузки Q ступенчато с шагом 0,2…1 кг.

4        Вычислить перемещения по индикаторам (1)*


для каждого замера и построить график зависимости перемещений от момента Мв  или силы Q (рисунок 5.3).

5        При заданном значении Рх по графику найти величину Q, обеспечивающую отсутствие вертикального перемещения и отсутствие поворота сечения В, т.е. соблюдения равенства

Температурное перемещение  в этой точке подсчитывается как среднеарифметическое значение перемещений  и .Обе найденные величины Q и  сравниваются с расчетными значениями; оценивается и анализируется величина отклонения.

6 Сделать выводы.

 

 

 

Таблица 4.3

№ замеров

Рх,

кг

Q,

кг

ИНДИКАТОРЫ

Примечание

δ11, мм

δ12,

мм

δ13,

мм

Δх11,

мм

Δх12,

мм

Δу13,

мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Δх11= Δх12

Δу13=0;

 

Примечание - Нагружение трубопровода производится не менее 2-3 раз. Все показания записываются в таблицу замеров. (таблица 4.2).

Для сопоставления с расчетными берутся среднеарифметические  значения измеренных параметров.

(1)* - Нижние индексы означают номера индикатора.

 

 

 

Рисунок 4.3 - Графики перемещений раскрепленного конца трубопровода (точки В)

 

4.5 Оформление отчета

Отчет должен содержать:

1.     Расчетную схему трубопровода с указанием размеров и координат центров тяжести участков.

2.     Основные формулы и расчет на самокомпенсацию ( в табличной форме); расчетные значения Рх, DХ t, Q.

3.     Таблицу замеров параметров.

4.     Графики перемещений раскрепленного конца трубопровода. Определение расчетной точки по графику перемещений.

5.     Сравнение расчетных и измеренных параметров. Анализ и оценку результатов.

 

Контрольные вопросы

 

1.     Как разделяются трубопроводы по давлению?

2.     Чем вызвана необходимость изучения компенсирующей способности трубопроводов?

3.     Что такое «самокомпенсация» и область применения этого явления?

4.     Цель расчета самокомпенсации трубопровода и принимаемые допущения.

5.     Определение компенсационных усилий плоского трубопровода по «методу упругого центра».

6.     Последовательность проведения операций на лабораторном стенде.

7.     Как определяется расчетная точка, т.е. точка, обеспечивающая отсутствие вертикального перемещения?

8.     Произвести сравнение расчетных и измеренных параметров и произвести анализ результатов.

 

 

 

 

Лабораторная работа №5

Автоматизированное проектирование тепловых схем конденсационных АЭС

 

Проблеме применения вычислительной техники в высшей технической школе уделяется повышенное внимание, так как по мере расширения применения ЭВМ в учебном процессе изменяется суть инженерного образования, структура существующих дисциплин. Определяющим становится не изучение языков высокого уровня и приемов программирования, не конкретные расчеты, а изучение физики происходящих в системе явлений с помощью ЭВМ, овладение навыками управления процессами в сложном теплоэнергетическом объекте или тепловой электростанции в целом.

Инженерное образование - область наиболее эффективного применения ЭВМ, так как оно требует не только усвоения суммы знаний, но приобретения навыков и умений их применения в широком диапазоне технических задач.

Учебно-лабораторная база института не дает возможности исследования рабочих процессов, протекающих в энергетических установках в целом, а существующие физические модели элементов оборудования, безусловно необходимые для практического усвоения учебного материала и полезные с методической точки зрения, позволяют получить лишь частные характеристики , которые могут существенно искажать представление о реальных процессах. Кроме того, нет возможности проводить многовариантные расчеты, которые позволили бы оценить влияние различных факторов на ту или иную характеристику работы оборудования.

Ввиду невозможности исследовать нестационарные режимы работы оборудования, визуально наблюдать за процессами, происходящими в сложной тепловой схеме станции, нет возможности в полной мере осознать физический смысл термодинамических процессов. Нельзя оценить влияние геометрических и режимных параметров на основные показатели теплотехнического оборудования и станции в целом, оптимизировать конструкцию и режимы работы и загрузки оборудования, а также проверить новые технические решения и оценить влияние изменения схемы электростанции на эффективность её работы.

В связи с вышеизложенным, большое значение для изучения свойств и взаимосвязи сложных теплотехнических систем и их элементов играет математическое моделирование реальных процессов с применением современной вычислительной техники, позволяющей заглянуть внутрь сложной тепловой схемы, визуально наблюдать процессы, происходящие в котле, системе регенерации, увидеть движение рабочей среды.

Применение ЭВМ для проведения проектных работ, оценки технико-экономических показателей работающего и проектируемого оборудования дает возможность значительно сократить время, учесть большое количество вариантов, проанализировать влияние множества факторов на эффективность энергетических установок, провести выбор оптимальных вариантов и режимов работы установок, тоньше прочувствовать физику реальных процессов, происходящих в энергетическом оборудовании.

Одним из наиболее перспективных направлений использования ЭВМ является диалоговый режим работы, повышающий производительность труда проектировщика, оперативность в работе эксплуатационного персонала, не требующий от пользователя специальной подготовки.

Такой режим работы также эффективен при решении сложных задач, к которым относятся задачи оптимального проектирования и САПР. Поиск оптимальных решений в диалоговом режиме позволяет оперативно получать сведения о текущих результатах, изменять параметры алгоритмов, осуществлять целенаправленный переход от одной задачи к другой, от одного метода к другому.

В данной работе на основе разработанного пакета прикладных программ для системы автоматизированного проектирования тепловой схемы конденсационной АЭС предлагается составить и рассчитать принципиальную тепловую схему энергоблока АЭС. Задание определяется по таблице 5.1 по варианту согласно списку в журнале преподавателя.

В конце работы необходимо дать анализ и оценку результатов. Сделать вывод, насколько составление тепловой схемы в диалоговом режиме и автоматизированный расчет тепловой схемы эффективнее ручного варианта.

 

 

 

 

Варианты заданий

Таблица 5.1

 

Номер варианта

Тип турбоустановки

Начальные параметры

пара

Р0, (МПа);

t0,0С

Параметры пара после пром перегрева

Рпп, tпп, 0С;

 

Давле

ние

в конденсаторе

Рк,кПа

Температура

питате

льной воды

tпв, 0С

1

2

3

4

5

6

7

8

1

К-1000-60 (1500)

5,88

274

1,15

182

3,92

223

2

-//-

5,9

274

1,15

182

3,92

223

3

-//-

5,88

275

1,15

182

3,92

223

4

-//-

5.88

274

1,17

182

3,92

223

5

-//-

5,88

274

1,15

184

3,92

223

6

-//-

5,88

274

1,15

182

3,94

223

7

-//-

5,88

274

1,15

182

3,92

225

8

-//-

5,88

274

1,2

182

3,92

223

9

К-500-65 (3000)

6,46

280

0,3

265

3,92

168

10

-//-

6,46

280

0,3

265

3,92

168

11

-//-

6,5

280

0,3

265

3,92

168

12

-//-

6,46

283

0,3

265

3,92

168

13

-//-

6,46

280

0,4

265

3,92

168

14

-//-

6,46

280

0,3

270

3,92

168

15

-//-

6,46

280

0,3

265

4,0

168

16

-//-

6,46

280

0,3

265

3,92

170

17

-//-

6,4

280

0,3

265

3,92

168

18

К-220-44

4,3

255

0,27

240

5,1

223

19

-//-

4,4

255

0,27

240

5,1

223

20

-//-

4,3

260

0,27

240

5,1

223

21

-//-

4,3

255

0,3

240

5,1

223

22

-//-

4,3

255

0,27

245

5,1

223

23

-//-

4,3

255

0,27

240

5,5

223

24

-//-

4,3

255

0,27

240

5,1

225

25

-//-

4,2

255

0,27

240

5,1

223

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

1.   Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В.Я.Гиршфельда - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

2.   Соколов В.Я. Теплофикация и тепловые сети - М.: Энергоиздат, 1982. - 360 с.

3.   Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/Под общ.ред. В.А.Григорьева, В.М.Зорина. - 2-е изд. Перераб. -М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

4.   Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. - М.: Изд-во МЭИ,2002. - 540с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение А

Руководство пользователя

Программа рассчитана на пользователей, имеющих базовые навыки работы в операционной системе Windows. Все элементы программы, такие как диалоговые окна и меню, являются стандартными элементами интерфейса Windows. От пользователя также требуется знание основ построения принципиальных тепловых схем атомных и тепловых электростанций.

Запуск программы - выполняется двойным щелчком "мыши" на файле "diplom.exe", располагающемся в основной папке программы. При запуске, до появления основного окна программы, будет выведено диалоговое окно задания размеров проектируемой схемы, в котором можно указать размер схемы по высоте и ширине в пикселах. Подтверждение введенных размеров - кнопка "ОК", принятие размеров, предлагаемых по умолчанию - кнопка "Отмена". При задании размеров, после щелчка на кнопке "ОК" будет выведено предупреждение об округлении введенных значений до ближайших меньших, кратных 40.

               

 

Рисунок А.1 - Диалоговое окно          Рисунок А.2 - Предупреждение об округлении задания размеров

 

 

Выбор элементов оборудования - осуществляется щелчком мыши на кнопке на панели элементов оборудования, соответствующей нужному элементу. Кроме элементов тепловой схемы на панели элементов оборудования расположены кнопки открытия и сохранения схемы, кнопки выбора курсора и удаляющего курсора ("стирательной резинки").

 

 

Рисунок А З - Панель элементов оборудования

 

При выборе некоторых элементов выводится диалоговое окно выбора варианта элемента, для выбора достаточно щелкнуть "мышью" на нужном изображении. Подтвердить выбор можно нажав кнопку "ОК", отмена выбора и возврат к главному окну программы - "Cancel".

Рисунок А 4 - Диалоговая форма выбора варианта турбины

Рисунок А.5 - Диалоговая форма выбора варианта ЦВД

Рисунок А.6 - Диалоговая форма выбора варианта ЦСД

Рисунок А.7 - Диалоговая форма выбора варианта ЦНД

Рисунок А.8 - Диалоговая форма выбора парогенератора

Рисунок А.9 - Диалоговая форма выбора деаэратора

 

Рисунок А 10 - Диалоговая форма выбора котла

 

 

 

 

Рисунок А.11 - Диалоговое окно выбора подогревателя низкого давления

 

 

Рисунок А.12 - Диалоговая форма выбора насоса

Рисунок А.13 - Диалоговое окно выбора смесителя

 

Рисунок А.14 - Диалоговое окно выбора подогревателя высокого давления

 

Рисунок А.15 - Диалоговое окно выбора реактора

 

 

Установка выбранного элемента на схему. Для установки элемента достаточно после выбора его на панели инструментов, перемещать "мышь" по рабочему полю схемы, при этом за "мышью" будет перемещаться выбранный элемент, после того как будет определена позиция элемента на схеме, одним щелчком левой кнопки "мыши" его устанавливают на схему.

 

 

 

Рисунок А.16 - Вид программы при установке элемента на схему.

 

 

При установке элемента на схему может быть выведено сообщение о наличии уже установленного элемента в данном месте. В таком случае необходимо установить новый элемент немного в стороне или удалить старый элемент.

 

Рисунок А 17 - Предупреждение о наличии в месте установки нового элемента

уже установленного до этого элемента.

 

 

Сохранение схемы. Для сохранения схемы в меню "Схема" необходимо выбрать пункт "Сохранить", при этом будет выведено стандартное диалоговое окно операционной системы для сохранения файлов в графическом формате. Здесь следует отметить, что имя файла для сохраняемой схемы в диалоговом окне необходимо задавать без расширения.

 

 

Рисунок А.18 - Диалоговое окно сохранения схемы

 

 

Открытие ранее сохраненной схемы. Для открытия необходимо выбрать в меню "Схема" пункт "Открыть". При этом будет выведено стандартное диалоговое окно операционной системы для открытия файлов в графическом формате. Здесь следует отметить, что имя файла схемы в диалоговом окне необходимо задавать без расширения.

 

 

         Рисунок А.19 - Диалоговое окно открытия схемы

 

 

Создание новой схемы. Для создания новой схемы в меню "Схема" выбирается пункт "Создать". После этого программа выводит диалоговое окно задания размеров создаваемой схемы, которое полностью аналогично диалоговому окну задания размеров, выводимому при запуске программы.

Копирование схемы в буфер обмена. В программе предусмотрена возможность копирования полученной схемы в буфер обмена операционной системы, для этого необходимо выбрать в меню "Правка" пункт "Копировать схему", после чего ее можно будет вставить в любом графическом редакторе при помощи команды "Вставить" (вызов этой команды зависит от типа редактора).

Изменение размеров проектируемой схемы. Изменение размеров может понадобиться, если проектируемая схема не помещается на первоначально заданном   рабочем пространстве, в таком случае в меню "Правка" выбирается пункт "Изменить размер".

Предупреждение: если при изменении размеров схемы в меньшую сторону изображение схемы будет выходить за пределы новых размеров, то оно будет стерто и не подлежит восстановлению, однако в описании схемы останутся записи об элементах, изображение которых будет отсутствовать на схеме или будет неполным. Результат таких действий приведет к некорректной работе программы и повреждению самой схемы.

Задание точности сведения балансов по ЦВД. Для схем с наличием ЦВД можно задать точность сведения материального баланса по ЦВД. Для этого в меню "Точность" необходимо выбрать пункт "Баланс потоков". После этого будет выведено диалоговое окно, в котором можно будет указать величину небаланса. Значение по умолчанию 0,005%. Диапазон возможных значений этой величины - от 0,1% до 0,0001%.

 

 

Рисунок А.20 - Диалоговое окно задания точности сведения баланса

 

 

Проведение анализа схемы. Для проведения анализа составленной или открытой схемы на предмет ее корректности, необходимо в меню "Анализ" выбрать пункт "Элементы схемы" (он там единственный). После этого будет выведено сообщение с просьбой ожидать конца завершения логического анализа. Если в процессе логического анализа будут выявлены ошибки, о них будет сообщаться с возможно более полным описанием элементов, которые вызвали ошибку.

Задание исходных данных для расчета. Задание исходных данных и проведение расчета только после того, как был нормально завершен логический анализ схемы (при анализе не было выведено ни одного сообщения об ошибке).

При обращении к расчету без анализа корректности будет выведено сообщение об ошибке. Для задания исходных данных для расчета, просмотра текущих исходных данных и их коррекции необходимо выбрать в меню "Расчет" пункт "Исходные данные". После этого будет выведено диалоговое окно, содержащее уже введенные данные на текущий момент. Для новых созданных схем данные будут отсутствовать, и выводится пустая таблица. Для получения наименований исходных данных по новой схеме необходимо щелчком левой кнопки "мыши" на соответствующем переключателе на поле диалогового окна указать состояние пара перед турбоустановкой.

Расчет процесса расширения пара в турбине в h,S-диаграмме. Для расчета процесса расширения пара по введенным исходным данным необходимо выбрать в меню "Расчет" пункт "Процесс в турбине в h,s-диаграмме". При этом будет выведено диалоговое окно, представленное на рисунке А.21. В этом окне в табличной форме представлены параметры пара в основных точках процесса. Для графического отображения расчетных данных необходимо на панели инструментов в верхней  части окна щелкнуть на кнопке с изображением диаграммы. Вид выводимой диаграммы представлен на рисунке А.22.

Составление сводной таблицы параметров пара и воды .Для составления программой сводной таблицы параметров необходимо в меню "Расчет" выбрать пункт "Сводная таблица параметров воды и пара". При этом на экране выводится диалоговое окно, содержащее таблицу значений параметров пара и воды по основным элементам регенеративной системы. На рисунке А.23.1 и рисунке А.23.2 представлен вид такого окна.

Расчет долей отборов пара, коэффициентов недовыработки паром отборов, расходов пара, мощности потоков пара производится путем выбора в меню "Расчет" пункта "Расходы греющего пара". При этом на экран выводится окно,   содержащее информацию о рассчитанных величинах. Примерный вид такого окна представлен на рисунке А.24.

 

Рисунок А.21 - Диалоговое окно ввода исходных данных

 

 

 

 

Рисунок А.22 - Таблица параметров в основных точках процесса

 

 

 

Рисунок А.23 - Процесс расширения пара в турбине в h,S-диаграмме

 

Рисунок А.24.1 - Сводная таблица параметров воды и пара

(первая часть)

 

 

 

 

 

Рисунок А.24.2 - Вторая часть сводной таблицы параметров

воды и пара

 

Рисунок А.25 - Таблица долей отборов, коэффициентов недовыработки,

расходов пара и мощностей потоков пара

В процессе расчета долей отборов программа выводит сообщения о результатах проверки балансов потоков в конденсаторе и мощностного. Вид сообщений приведен на рисунке А.25 и рисунке А 26.

Рисунок А.26 - Сообщение о небалансе потоков в конденсаторе

 

 

 

Рисунок А.27 - Сообщение о результатах проверки баланса мощностей

 

Расчет технико-экономических показателей. Этот расчет является завершающим этапом в расчете тепловой схемы. Для проведения данного расчета необходимо в меню "Расчет" выбрать пункт "Технико-экономические показатели". При этом на экран выводится окно, представленное на рисунке А.27.

 

Рисунок А.28 - Технико-экономические показатели рассчитываемой схемы

 

Завершение работы с программой. После проведения всех необходимых расчетов завершить работу программы можно выбрав в меню "Схема" пункт "Выход". При выходе программа запрашивает, сохранить ли созданную схему и все данные (в том числе и исходные) по схеме. Если пользователь забыл до этого момента сохранить рассчитываемую схему, или после последнего сохранения в нее были внесены изменения (в том числе и в исходные данные) можно, нажав кнопку

"Да", вызвать описанное выше диалоговое окно сохранения схемы. Если же схему сохранять не нужно, можно выбрать кнопку "Нет". Щелчок пользователем "мышью" на кнопке "Отмена" позволяет вернуться к работе с программой. Вид диалогового окна представлен на рисунке А.28.

Рисунок А.29 - Диалоговое окно запроса перед выходом из программы

Общие рекомендации по работе с программой

Программа рассчитана на построение и расчет тепловых принципиальных схем атомных электростанций. При построении схем желательно не допускать преднамеренных ошибок. При наличии в схеме турбопривода, после него устанавливается конденсатор (обязательно), конденсат с которого через смеситель направляется в линию основного конденсата после основного конденсатора без использования после конденсатора турбопривода дренажного насоса. При соединении элементов по греющему пару с отборами настоятельно не рекомендуется использовать более одной развилки по пару. Также не рекомендуется использовать более двух, подряд включенных смесителя, так как такие схемы не тестировались при работе программы и результат расчета может быть не достоверным. Программа не рассчитана на расчет схем, не имеющих системы регенерации, то есть турбоустановки без отборов. Расчет такой схемы возможен, но только до определенной стадии.

 

Сводный план 2003г., поз.2

 

 

 

Огай Валерий Дмитриевич

Кибарин Андрей Анатольевич

Тютебаева Галия Муафековна

 

 

РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА НА ТЭС

 

Методические указания к выполнению лабораторных работ

(для студентов всех форм обучения  специальности 220100-Тепловые электрические станции)

 

 

 

 

 

 

 

Редактор В.В. Шилина

 

 

 

 

Подписано в печать___.___.____.                       Формат 60x84    1/16

Тираж 50 экз.                                                         Бумага типографическая №1

Объем__3_ уч.-изд.л.                                              Заказ____. Цена 98 тенге.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Копировально-множительное бюро

Алматинского института энергетики и связи

480013 Алматы, Байтурсынова, 126