Расчет принципиальной тепловой схемы турбины К-1000-60, оценка технико-экономических показателей работы энергоблока

Расчет принципиальной тепловой схемы турбины К-1000-60, оценка технико-экономических показателей работы энергоблока

Введение

Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса, и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.

На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с трубопроводами пара и воды (конденсата), связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема.

В состав ПТС, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды, входят регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажей, сетевые подогревательные установки, деаэраторы питательной и добавочной воды, трубопроводы отборов пара от турбин к подогревателям, питательные, конденсатные и дренажные насосы, линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды.

ПТС является основной расчетной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели.

На основе расчета ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.

1. Тепловая схема энергоблока

2. Начальные данные

Для расчета принимаем следующие исходные данные:

P0=6 МПа; Х0=1; Рк=3.5кПа; Q=20 МВт; tпп=t0; N=1000 МВт.

Данные по состоянию пара в отборах турбины приведены в таблице 2.1.

Параметры пара в отборах турбины таблица 2.1

3. Построение процесса в hs-диаграмме

. Принимаем потери в регулирующих клапанах ЦВД - 3%, в сепараторе влаги - 2%;

. Вычисляем внутренний относительный в КПД: ЦВД - 0,77; ЦНД - 0,81.

.Уточняем давление в подогревателях:

Рпj=Pj-DР,

где DР - потери давления в паропроводах отборов, принимаем 6 %.

. Температура воды в подогревателях:

tв=tн-dt,

где dt - температурный напор, принимаем 3 оС.

. Принимаем давление воды pf питательным насосом:

Рв=1,30 Ро=1,30 ×6.0=7,8 МПа.

. Давление в дэаэраторе принимаем равным P=0.65МПа.

Строим процесс расширения в h-s диаграмме:

Рис.2.1 Процесс расширения в hs-диаграмме

4. Сводная таблица параметров пара и воды

5. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы

Расчет сепаратора-пароперегревателя.

Примем α0=1.

Рис.2.2 Схема сепаратора-пароперегревателя.

Тепловой баланс СПП:

                               (2.3)

                                     (2.4)

Расчет ПВД

Рис. 2.3 Схема ПВД.

энергоблок турбина тепловой схема

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД-3(П5) определяется с учетом нагрева ее в питательном насосе:

.

Повышение энтальпии воды в питательном насосе:

где - удельный объем воды при температуре насыщения в дэаэраторе,

- давление питательной воды

 - давление в дэаэроторе

 - КПД насоса, принимаем равным 0.8

Тогда энтальпия питательной воды на входе в ПВД-3 будет равен:

Уравнение баланса для П7:

             (2.5)

Уравнение баланса для П6:

        (2.6)

Уравнение баланса для П5:

          (2.7)

Расчет дэаэратора.

Составим систему уравнений материального и теплового баланса:

где - расход выпара из дэаэратора и его энтальпия. Оптимальный расход выпара примем равным 2.5 кг на одну тонну дэаэрируемой воды. Т.О.

,

=2760 кДж/кг.

Решая эту систему получим:

Рассчитываем в явном виде определяющее значение расхода пара через промежуточный перегреватель:

Определяем значения величин выраженных через :

Расчёт ТП

Уравнение мощности для насоса:

Мощность турбопривода:

Где - КПД насоса принимаем равным =0.8;

 - механический КПД турбины = 0.99; - удельный объем воды м3/т;

Расчет сетевой установки.

Расход сетевой воды на ТЭС:

Gсв = Qт /(с × Dt) = 72× 103 / (4,19 × (140-70)) = 245.5 т/ч,

где Dt - разность температур сетевой воды в подающей и обратной магистрали,

с - теплоемкость воды,

с = 4,19 кДж/(кг × °C),

Qт - общая тепловая нагрузка

Qт =72 ГДж/ч.

Определение температуры t1 и t2

t1 = t6 - =90 - 4=86

t2 = t5 - = 131- 4 = 127

t3 = t4 - = 155 - 4 = 151

Определение температуры, давления и энтальпии насыщенного пара, идущего на сетевые подогреватели:

t1он = 90°С;

t2он = 131°С;

t3он = 155 °С;

по [3] определяются давления пара в корпусе подогревателя по найденным t1он, t2он ,t3он:

р1о = 0.07 МПа,

р2о = 0, 278 МПа.

р3о = 0, 54 МПа.

пo h,s-диаграмме определяются энтальпии:

h6 = 2680 кДж/кг,

h5 = 2848 кДж/кг.

h4 = 2924 кДж/кг.

Энтальпии конденсата греющего пара находятся по [3]:

h1ок = 386 кДж/кг,

h2ок = 551 кДж/кг.

h3ок = 653.3 кДж/кг.

Уравнение теплового баланса третьего сетевого подогревателя:

 = =11.03т /ч

Уравнение теплового баланса второго сетевого подогревателя:

= =17.56т/ч

Уравнение теплового баланса первого сетевого подогревателя:

= =5.8т /ч

Составление теплового баланса для подогревателей низкого давления. 5.6.1 Расчет П4.

Составим уравнения теплового баланса для П4:

;

Откуда находим:

Расчет П3.

Составим уравнения теплового баланса для П3:

;

Откуда находим:

0.05

Расчет П2

Составим уравнения теплового баланса для П2:

;

Откуда находим:

Расчет П1

Составим уравнения теплового баланса для П1 и См:

Откуда находим:, и

Контроль материального баланса пара и конденсата.

Пропуск пара в конденсатор главной турбины:

Поток конденсата из главной турбины:

Погрешность сведения материального баланса пара и конденсата

 ,что допустимо.

Определим расход пара на отдельные отборы:

Сводная таблица материального и теплового баланса.

Суммарная мощность потоков пара в турбине ΣΝi = 987.7МВт. Расхождение с предварительно заданной мощностью составляет 0,77% < 1 %.

6. Определение технико-экономических показателей энергоустановки

. Расход тепла турбогенераторной установки:

. Удельный расход пара на турбину:

3. Расход теплоты на выработку электроэнергии :

. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии:

. КПД по выработке электроэнергии:

. Абсолютный КПД турбоустановки:

. Тепловая нагрузка парогенератора:

. КПД транспорта теплоты второго контура:

9. КПД АЭС брутто:

.Тепловая мощность реактора:

.Удельный расход выгоревшего ядерного топлива:

.Годовая потребность в ядерном топливе:

7. Выбор основного и вспомогательного оборудования

1.  Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5 %:

Gпн=1,05 Gпв=1,05×6512=6838 т/ч.                          (7.1)

Выбираем два питательных турбонасоса 50 % производительности с одним резервным на складе типа ПНТ-3750-100.

2.  Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:

Gкн=1,2 Gк=1,2×3690=4428 т/ч.                                (7.2)

Выбираем два рабочих насоса 50 % производительности и один резервный типа КСВА-2200-120.

3.  Подогреватели высокого давления в количестве четырёх штук типа ПВ-2500-97-18-А.

4.  Сетевые подогреватели

Производительность подогревателей сетевой воды выбирается по величине тепловой нагрузки Qсп. Исходя из величины тепловой нагрузки, по уравнению теплопередачи определяется необходимая поверхность теплообменника сетевого подогревателя:

F = Qсп ×103 / k /Dtcp

где Qсп - тепловая нагрузка сетевого подогревателя, МВт:

Qсп = Qт / 3 = 20 / 3 = 6.67МВт;

k - коэффициент теплопередачи в сетевом подогревателе, кВт/м2×°С:

k = 3,5 кBт/м2×°C;

Dtcp - средняя логарифмическая разность температур, °С:

Dtcp1 = Dt / ln ((Dt1 + dtсп) /dtсп) = 16 / ln ((16+4) / 4) = 9.94 °C,

Dtcp2 = Dt / ln ((Dt2 + dtсп) /dtсп) = 41 / ln ((41+4) / 4) = 16.9 °C

Dtcp1 = Dt / ln ((Dt3 + dtсп) /dtсп) = 24 / ln ((24+4) / 4) = 12.33 °C

где Dt - нагрев сетевой воды в сетевом подогревателе, °С:

Dt1 = t1-to6p=86-70=16°C.

Dt2 = t2-t1=127-86=41°C

Dt3 = t1-to6p=151-127=24°C1 = 6.67 *103/ 3,5 / 9.94 = 191.7м3.

F2 = 6.67 *103/ 3,5 / 16.9 = 112.8м3.

F3 = 6.67 *103/ 3,5 / 12.33 = 154.6м3.

В качестве ПСВ-1 и ПСВ-3 по поверхности теплообмена и давлению греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСВ-200-7-15;в качестве ПСВ-2 принимаем подогреватель типа ПСВ-125-7-15.

Выводы

В курсовом проекте произведён расчёт принципиальной тепловой схемы турбины К-1000-60, выбор основного и вспомогательного оборудования и произведена оценка технико-экономических показателей работы энергоблока.

На основании проделанной работы можно сделать выводы о работе энергоблока: КПД турбоустановки получили равный 0,305.

Литература

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. -- М: Энергоатомиздат, 1987 - 448 с.

. Методические указания для выполнения расчётных работ по дисциплине "Теплоэнергетические установки электростанций".-Минск, 1989.- 43с.

. С.Л. Ривкин, А.А. Александров " Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник".-М.: Энергоатомиздат, 1984.- 80 с.

. "Паровые и газовые турбины. Курсовое проектирование." А.М. Леонков.- М.: Минск “Вышэйшая школа”, 1986.-182с.