Расчет принципиальной тепловой схемы и технико-экономических показателей работы энергоблока

Расчет принципиальной тепловой схемы и технико-экономических показателей работы энергоблока

Курсовой проект

Расчет принципиальной тепловой схемы и технико-экономических показателей работы энергоблока (турбина К-300-240)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

.      Процесс расширения пара в h,s-диаграмме

2.       Баланс основных потоков пара и воды

3.       Расчет схемы

3.1  Турбопривод питательного насоса

3.2     Расчет сетевой подогревательной установки

.3       Подогреватели высокого давления

.4       Деаэратор повышенного давления

.5       Подогреватели низкого давления

.6       Сведения балансов

4.   Определение показателей тепловой экономичности энергоблоков

5.       Выбор вспомогательного оборудования

Выводы и заключения

Литература

Введение

В настоящее время развитие научно-технического прогресса позволяет людям чувствовать себя более комфортно в городах. По сравнению с прошлым веком, в веке нынешнем появилось множество различных, доступных большинству людей удобств, таких как: водопровод, теплоснабжение, централизованная система освещения. Уже практически невозможно представить себе жизнь без этих благ цивилизации, которые стали привычны. Но улучшение жилищных условий имеет и обратную сторону - возникновение экологических проблем.

Интенсивное развитие теплоэнергетики, освоение новых типов схем и оборудования для получения и использования электрической и тепловой энергии, внедрение в практику новых методов расчетов и конструирования, обновление нормативных материалов - все это предъявляет особые требования к соответствующей справочной литературе. В условиях мощного потока информации специалистам - теплотехникам и теплоэнергетикам - необходимы книги, в которых в компактной и удобной форме систематизированы сведения фундаментального и прикладного характера, достижения в методологии и конкретных разработках, имеющиеся в смежных областях техники.

Только при наличии соответствующего уровня справочной литературы можно произвести выбор основного и вспомогательного оборудования котлоагрегата и турбоагрегата.

1. Процесс расширения пара в турбине в h,s-диаграмме

Для определения параметров пара в отборах турбины на h, s-диаграмме изображаются процессы расширения пара в цилиндрах турбины. Для конденсационных турбин цилиндр высокого давления считается от начала расширения до отбора пара на промежуточный перегрев, цилиндр среднего давления от входа пара в турбину после промежуточного перегрева до его отвода в цилиндр низкого давления и непосредственно цилиндр низкого давления - до конденсатора.

Цилиндр высокого давления

Параметры пара после котла:

Р_о= 24МПа

t_o= 545 °С

h_o=3333кДж/кг

Давление пара на входе в цилиндр высокого давления с учетом потери на дросселирование:

P_o’ =P₀· 0,96=24·0,96=23,5 МПа

Давление пара на выходе из ЦВД берем по книге [1] : Р₂=3,53 МПа

Находим располагаемый теплоперепад в ЦВД:

∆h'=h₀-h₂=3333-2841=492 кДж/кг

Номинальный расход свежего пара по книге [1]:

Go=930 т/ч при Vo=0,014 м³/кг (из h,s-диаграммы) Vo·Go=0,014·930=13·10³ м³/ч P_о’/P₂=23,5/3,53=6,67

По рис. 3.1 Определяем КПД ЦВД : η _ЦВД= 85 %

Находим использованный теплоперепад в ЦВД :

∆h₁ = η _ЦВД ·∆h'=0,85·492=418 кДж/кг

Цилиндр среднего давления

В результате потерь на промежуточном перегреве давление на входе в ЦСД

P_пп=0,9·P_i=0,9·3,53=3,18 MПа

Давление на выходе из ЦСД будет равно давлению на ПНД №3:

P₆=0,24 МПа

Вычислим располагаемый теплоперепад в ЦСД, используя h,s-диаграмму :

∆h₂'=h_пп-h₆=3556-2828=728 кДж/кг

Расход свежего пара:

G₁=930-57,7-84,6=787,7 т/ч при V₁=0,117м³/кг V₁·G₁=0,117·787,7=9,216·10⁴ м³/ч P_пп/P₆=3,18/0,24=13,25

По рис. 3.4 из книги [1] определяем КПД ЦСД : η _ЦСД =92,3 %

Находим использованный теплоперепад пара в ЦСД :

∆h₂=∆h₂'· η _ЦСД =728·0,923=672 кДж/кг

Цилиндр низкого давления Р_6’=Р₆·0,985=0,24·0,985=0,2364 МПа

Давление пара на выходе из ЦНД равно давлению пара в конденсаторе турбины и равно Рк=0,003МПа. Располагаемый теплоперепад в ЦНД :

∆h₃'=h_6’-h_к=2884-2250=634Дж/кг

Расход свежего пара:

Go=787,7-35-30-25,8-18=678,9 т/ч при Vo=0,96 м³/кг

Vo·Go=678,9·0,96=651,74·10³ м³/ч

Р_6//Р_k=0,2364/0,003=78,8

По рис. 3.3 из книги [1] относительный внутренний КПД ЦНД :

η _ЦНД =88,6 %

Использованный теплоперепад пара в ЦНД :

∆h₃=∆h₃' ·η _ЦНД =634·0,886=562 кДж/кг

Суммарный располагаемый теплоперепад пара :

∆h'=∆h'+ ∆h₂'+∆h₃'=492+728+634=1854 кДж/кг

Суммарный использованный теплоперепад пара :

∆h=∆h₁+∆h₂+∆h₃=418 +672 +562 =1652 кДж/кг

Результаты расчета сводим в таблицу 1.

Таблица №1 Сводная таблица параметров

Котлоагрегат

Выберем котлоагрегат подольского завода Пп-950 255-2 (П-39-2 ): номинальная производительность - 950 т/ч;

давление пара на выходе - 25,02 МПа;

температура перегретого пара - 545 °С;

температура питательной воды - 265 °С;

тип топочного устройства - камерное;

температура уходящих газов - 130 °С;

расчетный КПД брутто - 91,8 %.

Расчет ПТС по методу последовательных приближений основан на предварительной оценке расхода пара турбины :

Go≈K_Р (G_КЭ + y_т·G_т)

где К_p - коэффициент регенерации, зависящий от температуры питательной воды, числа регенеративных подогревателей и начальных параметров пара. Из [1]:

Кр=1,26

=0,5165

G_т=

где h_n = 2726 кДж/кг - энтальпия греющего пара;

h_K = 405,21 кДж/кг - энтальпия кипящей жидкости по соответствующей температуре насыщения.

Gэк=Nэ·10³/∆h ·ηм· ηг

где N_Э - заданная мощность, МВт;

∆h - используемый теплоперепад, кДж/кг;

η_М = 0,985 - механический КПД турбины;

η_Г = 0,985 - КПД генератора.

Go =1,26(300·10³/1652·0,985·0,985 +8,62·0,5165)= 235,8 кг/с =

= 849 т/ч

Данное значение меньше G_o = 930 т/ч, следовательно, подходит для дальнейших расчетов.

Потери рабочего тела на электростанции можно разделить на внутренние и внешние. Внутренние утечки пара условно относят к участку паропровода между котлом и турбиной. Их выражают в долях α_ут от расхода пара Go на турбине. Внутренние потери пара и конденсата не должны превышать при номинальной нагрузке 1% для конденсационных энергоблоков.

Производительность котлоагрегата равна:

G_КА = G_О( 1+ α_УТ) = 849·(1+0,01) = 857,49 т/ч

Количество добавочной воды:

G_ДВ = G_О·α_УТ = 849·0,01 = 8,49 т/ч

Используется прямоточный котел, поэтому потери на продувку равны нулю. Расход питательной воды в котел должен составлять:

G_ПВ=G_КА = 857,49 т/ч = 238,19 кг/с

3. Расчет схемы

.1 Турбопривод питательного насоса

Задачей расчета ТПН является определение расхода пара на приводную турбину. Мощность турбины питательного насоса:

η_Н = 0,8 - КПД насоса;

η_М=0,975 - механический КПД турбины;

V_д= 0.00112 - удельный объем воды при температуре насыщения в деаэраторе, м/кг;

Р_д = 0,69 - давление в деаэраторе, МПа;

Р_пв = 1,35·Р_о = 1,35·24 = 32.4 давление питательной воды для всех ПВД.

Находим давление на входе в турбопривод: Р_ТП = 1,51· 0,9 = 1,359 МПа

Давление на выходе из турбопривода:

Р=Р_kтп =4,76 кПа

Рктп=4,76кПа (давление в конденсаторе конденсационной приводной турбины).

Исходя из диаграммы -h,s находим располагаемый теплоперепад пара в ТПН: = 982 кДж/кг

Используемый теплоперепад:  = 982 · 0,8 = 784,9 кДж/кг,

где η_т = 0,8 - КПД турбины ТПН, принимается по книге [1].

Расход пара на приводную турбину:

турбопривод питательного насоса типа К-11-10П

номинальная мощность 11350- кВт;

номинальная частота вращения 76,67 с-1.

.2 Расчет сетевой подогревательной установки

где h_n = 2726 кДж/кг - энтальпия греющего пара;

h_K = 405,21 кДж/кг - энтальпия кипящей жидкости по соответствующей температуре насыщения.

t_С2 = 120 °С - температура сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя;

t_С1 - температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя, °С;

η _ПОД = 0,985 - КПД сетевого подогревателя по книге [1]. Из уравнения для температуры сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя находим g_cb :

где t_ос = 50 °C - температура сетевой воды в обратной магистрали.

Тогда:

где С_Р = 4,19 кДж/кг · °С - теплоемкость воды.

Расход сетевой воды после сетевого подогревателя:

.3 Подогреватели высокого давления

Для расчета ПВД составляют уравнение теплового баланса:

где С_пв - расход питательной воды;

h_пв1 - энтальпия питательной воды в конце ПВД-1;

h_пв2 - энтальпия питательной воды в начале ПВД-1;

G_п2 - расход подогревательной воды в ПВД-1;

h_дрi - энтальпия дренажа;

h= 0.99 -КПД подогревателя (выбираем по [1])

Определяем расход пара на ПВД-2, составляя аналогичный тепловой баланс для ПВД-2:

Отсюда находим G_П2:

Определяем расход пара на ПВД-3:

Энтальпия питательной воды h_пвд на входе в ПВД-3 определяется с учетом нагрева ее в питательном насосе. Повышение энтальпии воды

.4 Деаэратор повышенного давления

Составляем уравнения материального и теплового баланса деаэратора:

G_П1 + G_П2 + G_П3 + G_ОК + G_ПД = G_ВЫП + G_ПВ ,

[(G_П1+G_П2+G_П3) ·h_ДР3+h_ПД·G_ПД] ·η+G_ОК·h_ОК=G_ВЫП·h_ВЫП+G_ПВ·h_ПВ,

где G_вып - расход пара из деаэратора.

h_вып - энтальпия выпара, принимаем ее равной энтальпии насыщенного пара при данном давлении:

h_вып = 2778,7 кДж/кг

η = 0,99 - КПД деаэратора, учитывающий потери в окружающую среду, принимается по [1].

Оптимальный расход выпара составляет 1,5-3 килограмма на 1 тонну деаэрируемой воды, примем G_вып=0,002·G_пв=0,48 кг/с

Из уравнения материального баланса:

G_ОК = 195,81 - G_ПД

Подставляем полученное выражение в уравнение теплового баланса:

2,86·749,9·0,99+3205·0,99·G_ПД+(195,81 - G_ПД) ·627,8=

238,19(2778,7·0,0016 + 754,3)

G_ПД = 25976,87/2545,15 = 10,21 кг/с

G_ОК = 195,81-10,21=185,6 кг/с - расход основного конденсата.

Давление в корпусе деаэратора 0,69 МПа.

.5 Подогреватели низкого давления

Расход пара на ПНД-4:

G_П5== = 10,49 кг/с

Расход пара на ПНД-3:

G_П6 = =

= =7,316 кг/с

Расход пара на ПНД-2:

G_П7 = =

== 11,64 кг/с

Расход пара на ПНД-1 производим с учетом вспомогательных теплообмен­ников. Повышение энтальпии в вспомогательном теплообменнике принимаем по [1] равным:

∆h = 22,5 кДж/кг

h_К = h’_К + ∆h = 22,5 + 101,04 = 123,54 кДж/кг

(G_П5 + G_П6 + G_П7) ∙(h_ДР7 - h_ДР8) + G_П8∙(h₈ - h_ДР8) = G_ОК∙(h_ПВ8 - h_К)

G_П8 = =

= = 7,1 кг/с

Из уравнения материального баланса:

G_К = G_О - (G_П1 + G_П2 + G_П3 +G_ПД + G_П5 +G_П6 + G_П7 + G_П8 + G_СП) =

= 235,8 - (16,54 + 25,51 + 0,81 + 10,21 + 10,49 + 7,316 + 11,64 + 7,1 + 8,75) = 137,434 кг/с

G_MП = 235,8 - 137,434= 98,366 кг/с

.6 Сведение балансов

Материальный баланс проверяется путем суммирования потоков пара из отборов турбины и в конденсаторе и в сравнении полученного значения с расходом свежего пара на турбину.

G_О’ = G_П1 + G_П2 + G_П3 +G_ПД + G_П5 +G_П6 + G_П7 + G_П8 +G_к+ G_СП =

= 16,54 + 25,51 + 0,81 + 10,21 + 10,49 + 7,316 + 11,64 + 7,1 +137,434+ 8,75= 235,8 кг/с

G_О’ ≈ G_O

Материальный баланс сходится.

Для сведения энергетического баланса суммируется мощность всех потоков пара и сравнивается с заданной мощностью турбины.

Теплоперепады

h_i1 = h_O - h₁ = 3333 - 3060 = 273 кДж/кг_i2 = h_O - h₂ = 3333 - 2915 = 418 кДж/кг

∆h_ПП = h_ПП" - h_ПП' = 3556 - 2915 = 641 кДж/кг

h_i3 = h_O - h₃ + ∆h_ПП = 3333 - 3310 + 641 = 664 кДж/кг

h_iД = h_О - h_Д + ∆h_ПП = 3333- 3220 + 641= 754 кДж/кг

h_i5 = h_O - h₅ + ∆h_ПП = 3333 - 3076 + 641= 898 кДж/кг

h_i6 = h_O - h₆ + ∆h_ПП = 3333 - 2884 + 641 = 1090 кДж/кг

h_i7 = h_O - h₇ + ∆h_ПП = 3333 - 2726 + 641 = 1248 кДж/кг

h_i8 = h_O - h₈ + ∆h_ПП = 3333 - 2511 + 641 = 1463кДж/кг

h_iСП = h_О - h_СП + ∆h_ПП = 3333 - 2884 + 641= 1090 кДж/кг

h_iK = h_O - h_K + ∆h_ПП = 3333 - 2250 + 641= 1616 кДж/кг

h_iτ = h_O - h_τ + ∆h_ПП =3333 - 3310+ 641 = 664кДж/кг

Сведем данные в таблицу 2:

Таблица № 2

Ni = 306,64 МВт - полученная мощность турбины. Вычислим действительную потребляемую мощность турбины,

N_P = N_i ∙ η_Г∙η_М

где η_Г = 0,985 - КПД ;

η_М = 0,99 - механический КПД турбины.

N_P = (306,64 - 9,08) ∙0,985∙0,99 = 289,97 МВт

Вычислим относительную погрешность:

∆N = = = 0,033

Погрешность в допустимых пределах.

4. Определение показателей тепловой мощности энергоблоков

Расчет теплоты на турбогенераторную установку с учетом теплоносителя:

Q_ТУ = [G_ТУ ∙(h_О - h_ПВ) + G_ПП∙(h’’_ПП - h’_ПП) - G_ДВ∙(h_ПВ - h_ДВ)] ∙10^-3

где h_ДВ - энтальпия добавочной воды, подаваемой в тепловую схему энергоблока.

h_ДВ = h_R = 101,04 кДж/кг

G_NE = 0,01∙G_О + G_О = 0,01∙235,8 + 235,8 = 238,158 кг/с

G_ПП = G_О - G_П1 - G_G2 = 235,8 - 16,54 - 25,51 = 193,75 кг/с

Q_ТУ = [238,158∙ (3333-1195,6) + 193,75∙ (3556- 2915) - 8,49∙ (1195,6 - -101,04)] = 623,94∙10³ кВт = 623,94 МВт

КПД брутто турбинной установки:

= 0,525

КПД брутто энергоблока:

 0,525∙0,985∙0,918 = 0,475

где η_ТП = 0,985 - КПД теплового потока;

 η_КА = 0,918 - КПД котельного агрегата по П5 из книги [1].

КПД нетто энергоблока:

= 0,475(1 - 0,036) = 0,457

где β = 0,037 - доля энергии потребляемой на собственные нужды, от выработанной.

Удельный расход топлива на отпущенную потребителем электроэнергию:

 = 0,27

пар турбина давление энергоблок

5. Выбор вспомогательного оборудования

Конденсационные насосы

Расчетная производительность конденсационных насосов G_КН определяется с запасом 10 - 20 % к максимальному расходу пара в конденсаторе:

G_КН = 1,2∙G_К = 1,2∙137,434 = 164,92 кг/с = 593,72

По П7 из [1] выбираем 6 (3 основных и 3резервных) конденсационных насосов типа КсВ1000- 95:

подача - 1000 т/ч;

напор - 95 м;

допустимый кавитационный запас - H_ДОП = 3,5 м; мощность - 342 кВт;

КПД - 76%;

температура конденсата - 60 °С.

Деаэратор повышенного давления

Исходя из G_ПВ = 238,19 кг/с = 619,294 т/ч выбираем 2 колонки ДСП - 800 : рабочее давление - Рд = 0,69 МПа;

производительность - G = 800 т/ч;

наружный диаметр - 2432 мм;

высота - 4000 мм;

масса -- 8,2∙10³ кг.

Данные приводятся без охладителя выпара.

Деаэраторные баки

Емкость аккомуляторного бака деаэраторов принимаем из расчета запаса питательной воды: V=G_o*t*60/1000

Для t = 3мин V=235,8*3*60/1000=42,45м³

емкость - 50 м³ ;

рабочее давление - 0,6 МПа;

наружный диаметр - 3020 мм;

длина - 8471 мм;

масса - 12180 кг.

Питательные насосы

Расчётная производительность питательных насосов выбирается по максимальному объему питательной воды с запасом 5%. Расчётный напор питательного насоса Р_пн должен превышать давление пара перед турбиной Р₀ на величину гидравлических потерь в тракте,Р_пн=1,35*Р₀ = =1,35*23,8=32,13 Мпа

В качестве основного турбонасоса выбираем ПТН-1135-340:

Подача - 1135 м³/ч;

Напор - 3400 м;

Частота вращения - 4700 об/мин;

КПД насоса - 80%    

В качестве дополнительного выбираем по П6 [1] два электронасоса СВПЭ- 320-550г:

Производительность - 550 м³ ;

Давление нагнетания - 31,39 Мпа;

Температура питательной воды - 165 ⁰С;

Скорость вращения -7500 об/мин;

Номинальная мощность электродвигателя - 8000 кВт.

Сетевые подогреватели

Производительность подогревателя сетевой воды выбирается по величине тепловой нагрузки. По уровню теплопередачи определяется необходимая поверхность теплообмена сетевого подогревателя:

F=

где Q_сп - тепловая нагрузка сетевого подогревателя, МВт:

 к = 3,5 кВт/м²∙°С - коэффициент теплопередачи сетевого подогревателя;

∆t_СР =

где ∆t_СР - средняя логарифмическая разность температур;

∆t - нагрев сетевой воды в сетевом подогревателе;

δt_СП = 4 °С - температурный недогрев сетевых подогревателей.

F=     =238,40 м²

Согласно П10 [1] выбираем подогреватель типа ПСВ - 315 - 14 - 23: поверхность нагрева - 315 м²;

расход воды - 1130 т/ч;

расход пара - 190 т/ч;

число отходов воды - 2;

вес подогревателя, (без воды) - 12,423;

рабочие параметры по пару:

давление - 1,47 МПа, температура - 400 °С;

рабочие параметры по воде:

давление - 2,35 МПа, температура - 50/120 °С.

Выводы и заключения

Выполняя курсовой проект произвели расчет энергоблока на основе турбины К - 300 - 240 с заданными исходными данными:

1тепловая схема турбоустановки;

2начальные и конечные параметры пара;

3расход пара производственного отбора и его давление;

4тепловая нагрузка;

5расход сетевой воды;

6параметры пара после промперегрева;

7дополнительные исходные данные выбирали самостоятельно.

В результате расчета получили показатели тепловой экономичности энергоблока. Также был произведен выбор вспомогательного оборудования.

Литература

1.   Методические указания для выполнения расчетных работ по дисциплине «Теплоэнергетические установки электростанций».- Мн.:1989 г.

2.   С.И. Ривкин, А.А. Александров «Термодинамические свойства воды и водяного пара» справочник: - М.: «Энергия», 1985 г,424 с., ил.

3.   В.Я. Рыжкин, «Тепловые электрические станции». Учебник для вузов по специальности «Тепловые электрические станции». Изд. 2-е, перераб. И доп. М., «Энергия», 1976, 448 с., ил.

4.   М.П. Вулканович, «Таблицы термодинамических свойств воды и пара». Изд. 2-е, перераб. и. доп. М. 1965, 397 с.