Энергоблок с турбиной Т-180/210-130

Содержание

Введение

Описание турбоустановки

.1   Анализ возможностей повышения экономичности энергоблоков

1.2    Постановка задачи на дипломное проектирование

1.3 Патентный обзор

.4 Особенности работы и дальнейшая эксплуатация ТУ

Расчет тепловой схемы первого энергоблока

.1 Расчет процесса расширения в турбине Т-180/210-130 ЛМЗ

Расчет принципиальной тепловой схемы для блока с турбинами Т-180/210130 (ЛМЗ)

.1 Определение предварительного расхода пара на турбину

.2 Расчет подогревателей

.2.1 Подогреватель высокого давления П1

.2.2 Подогреватель высокого давления П2

.2.3 Подогреватель высокого давления П3

.2.4 Деаэратор

.2.5 Подогреватель низкого давления П5

.2.6 Подогреватель сетевой воды ПСГ

3.2.7................................................................................................................ Подогреватель низкого давления П6 и смеситель СМ1

3.3 Составление и решение уравнений регенеративной схемы

.3.1 Регенеративный подогреватель низкого давления П7 и смесителя СМ2

.3.2 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления ПН-100

.3.3 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления П8 и смесителя СМ3

.3.4 Сальниковый подогреватель ПС-50

.4 Определения расходов пара

.4.1 Проверка правильности расчета

.4.2 Коэффициенты недовыработки

.5 Определения энергетических показателей энергоблока

Проработка технических предложений по улучшению показателей работы вспомогательного оборудования и систем в условиях энергоблока

.1 Подбор питательных насосов

.2 Определение режимов работы питательных насосов

.2.1 Дроссельное регулирование

.2.2 Регулирование с применением частотно-регулируемого привода (ЧРП)

Список использованных источников

Введение

Анализ развития российской энергетики за последние десятилетие показывает, что, несмотря на экономический спад производства, отечественная энергетика по реализации научно-технического прогресса не уступает передовым промышленно развитым странам. Свидетельством тому является достижения энергетиков бывшего СССР в создании, теплофикационных энергоблоков 175-250 МВт, в повышении эффективности технологии сжигания низкосортных углей, в разработке и создании парогазовых установок и их сооружении в составе Ленэнерго, Мосэенерго, Якутскенерго, в разработке новых водно - химических режимов ТЭС и АЭС, создании современных систем теплоснабжения, в строительстве и сооружении ТЭС на базе гидроагрегатов единичной мощностью 300-600МВт, а также вводе в действие ЛЭП на напряжение 500-1150 кВ.

Основное отечественное оборудование (котлы, турбины, генераторы, трансформаторы) по своему техническому уровню (конструкциям, тепловым схемам, основным технологическим и проектным решениям) лишь по не которым позициям уступают лучшим зарубежным аналогам, а по ряду других и превосходят их.

Однако даже самое совершенное оборудование, изготовленное по последнему слову техники, не гарантирует наивысшей эффективности, если оно не собрано в оптимальную технологическую тепловую схему. При выборе варианта построения тепловой схемы необходимо обеспечить наиболее низкие удельные расходы топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергии во всем регулировочном диапазоне нагрузок. Вырабатывать тепло на ТЭЦ исключительно выгодно. Вот почему половина электроэнергии в России вырабатывается на ТЭЦ.

Суммарная доля установленных мощностей на ТЭС и АЭС составляет около 80% и будет в дальнейшем возрастать. Сегодня продолжается эксплуатация основного теплоэнергетического оборудования ТЭС мощностью около 30 млн. кВт, имеющего наработку до 230-300 тыс.ч.

Эксплуатация такого физически изношенного и устаревшего неэкономичного оборудования дает большой перерасход топлива, а именно 10 млн. условного топлива в год. Перечисленные факторы обуславливают новые проблемы в энергетике на пути научно-технического прогресса, которые связаны с необходимостью решения двух главных стратегических задач: 1) повышение эффективности (рентабельности) энергопредприятий отрасли; 2)защита окружающей среды. Основная проблема развития теплоэнергетики состоит в том, что в предстоящие 15-17 лет 60% (76 млн. кВт), оборудования действующих ТЭС достигнут предельной наработки и потребуется ежегодно проводить замещение мощности в 5-6 млн. кВт.

Рассмотренные тенденции выдвигают задачи по усовершенствованию тепловых схем и компоновочных решений, а также повышения качества вспомогательного теплообменного и насосного оборудования. Наиболее значительным решением в этом плане является работа паровых турбин в составе энергоблоков.

В данном дипломном проекте поставлены следующие цели:

. Расчет тепловой схемы первого энергоблока КТЭЦ-3.

. Определения расхода электроэнергии на собственные нужды турбоустановке.

. Экономический расчет затрат на модернизацию питательного насоса ПЭ-580-185-3.

1. Описание турбоустановки

Энергоблок включает в себя котлоагрегат типа ТПГЕ-215 паропроизводительностью 670т/ч и турбоагрегат Т-180/210-130-1 с параметрами свежего пара Р₀=13МПа, t₀=540⁰С, с промперегревом пара при Р_пп=2,77МПа до t_пп=540⁰С.

Котлоагрегат ТПГЕ-215 - однобарабанный, газоплотный с естественной циркуляцией и промперегревом выполнен по Т-образной компоновке. Котлоагрегат состоит из топочной камеры и двух опускных конвективных шахт, соединённых в верхней части переходными газоходами. Все стены топочной камеры, горизонтального газохода и конвективных шахт экранированы газоплотными панелями. В топочной камере установлен радиационный пароперегреватель высокого давления. В опускных конвективных шахтах размещён экономайзер в «рассечку» с воздухоподогревателем первичного и вторичного воздуха. Котлоагрегат оборудован двумя вентиляторами вторичного воздуха типа ВДН-26ПУ. Для удаления дымовых газов на котле установлено два дымососа типа ДОД-28,5. Для подогрева холодного воздуха перед воздухоподогревателем установлен калорифер типа СО-110, а также предусмотрена линия рециркуляции горячего воздуха на всас дутьевых вентиляторов вторичного и первичного воздуха.

Котлоагрегат предназначен для получения пара при сжигании каменного угля, мазута или газа, а также на совместное сжигание перечисленных видов топлива. Основным топливом для котла является природный газ Охинского месторождения. Резервное топливо - мазут.

Подача питательной воды на блок осуществляется двумя питательными насосами типа ПЭ-580-185-3. На всас насоса питательная вода поступает из бака - аккумулятора деаэратора 7 ата. Из насоса питательная вода под давлением 18,24 МПа, через ПВД, направляется в котёл.

Технические показатели насосного агрегата:

Котёл работает в блоке с турбиной Т-180/210-130-1 ЛМЗ, предназначенной для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, и генератором ТГВ-200-2 МУЗ.

Номинальные параметры турбоустановки следующие:

Максимальная мощность турбины 210 МВт обеспечивается при конденсационном режиме.

Проточная часть ЦВД состоит из 12 ступеней, включая одновенечную регулируемую ступень.

Паровпуск в ЦВД расположен со стороны среднего подшипника так, что лопаточный аппарат в ЦВД выполняется с левым вращением. Ротор ЦВД - цельнокованый. Пар после ЦВД направляется в промежуточный пароперегреватель котла, а затем через автоматические затворы и регулирующие клапаны среднего давления поступает в ЦСД. Проточная часть ЦСД состоит из 11 ступеней давления. Из ЦСД пар направляется в среднюю часть ЦНД. Кроме того, из выхлопной части (после II ступени) по двум трубам пар поступает к коробам клапанов верхнего Проточная часть каждого потока состоит из двух частей:

первая (до нижнего теплофикационного отбора) имеет две ступени давления;

вторая (после нижнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую ступень и одну ступень давления.

Пар нижнего теплофикационного отбора поступает в ПСГ - 1. Все восемь дисков ротора ЦНД- насадные. Роторы среднего и низкого давления соединены между собой жесткой муфтой. Давление теплофикационных отборов регулируются двумя поворотными диафрагмами, расположенными перед третьими ступенями ЦНД левого и правого потока. Разрешается работа с включенными нижним теплофикационным отбором и выключенным верхним теплофикационным отбором. Не допускается работа турбин при включенном верхнем теплофикационном отборе с выключенным нижним теплофикационным отбором.

Пределы регулирования давлений в теплофикационных отборах:

в верхнем 0,6 - 2,0 кгс/см²;

в нижнем 0,5 - 1,5 кгс/см².

Нагрев сетевой воды в ПСГ не должен превышать 50 ⁰С. Максимальная температура подогрева сетевой воды составляет 115 ⁰С при номинальном расходе пара на турбину.

Конденсационная установка состоит из конденсатора 180 КЦС-1 с поверхностью охлаждения 9000м², основных эжекторов типа ЭП-3-700-1, предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе, конденсатных (КСВ-320-160) насосов для откачки конденсата из конденсатосборника конденсатора и подачи в магистраль основного конденсата.

Основные технические характеристики конденсатного насоса:

.Производительность, м³/ч   320

.Создаваемый напор, м.в.ст. 160

.Потребляемая мощность, кВт      186

.КПД насоса, %  76

Регенеративная установка предназначена для подогрева конденсата и питательной воды паром из промежуточных нерегулируемых отборов турбины и состоит из четырёх подогревателей низкого давления, деаэратора, трёх подогревателей высокого давления.

Схемой установки предусматривается также использование для подогрева питательной воды тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений турбоагрегата.

Конденсат отработавшего в турбине пара подаётся конденсатными насосами через последовательно расположенные холодильники эжекторов, подогреватель (ПС-50-1), подогреватель низкого давления ПНД-1, охладитель пара из уплотнений турбины (ПН-100), подогреватели низкого давления ПНД-2,3,4, далее направляется в деаэратор (Д-7ата), из деаэратора питательным насосом подается через подогреватели высокого давления ПВД-5,6,7 в котёл. энергоблок турбоустановка питательный насос

Конденсат греющего пара из ПНД-1, ПС-50-1 и ПН-100 направляется в конденсатор, из ПНД-2 откачивается насосом в линию основного конденсата между ПНД-2 и ПНД-3. При малых нагрузках дренаж направляется в конденсатор. Конденсат греющего пара ПНД-3 откачивается сливным насосом в линию основного конденсата между ПНД-4 и ПНД-3. Из ПНД-4 конденсат каскадно направляется в ПНД-3. Предусматривается резервный слив из каждого подогревателя через регулирующие клапаны в конденсатор.

Слив конденсата из ПВД - каскадный. Конденсат греющего пара из ПВД-7 сливается в ПВД-6, а из ПВД-6 сливается в ПВД-5, откуда направляется в деаэратор. При малых нагрузках при давлении в камере отбора на ПВД-5 0.78МПа слив конденсата из ПВД5 переключатся в конденсатор, при этом конденсат из ПВД-7,6 направляется в деаэратор.

Теплофикационная установка состоит из двух основных подогревателей ПСГ-500-2,5-8-1, включенных последовательно по ходу сетевой воды. В ПСГ-1 вода нагревается паром нижнего отопительного отбора, в ПСГ-2 - верхнего. Регулирование нагрева сетевой воды в соответствии с температурным графиком производится изменением давления пара в отборах или изменением расхода воды через подогреватели. При этом турбина может работать по тепловому графику и в конденсационном режиме с регулируемым отбором пара на ПСГ. Догрев сетевой воды после ПСГ до температуры 150⁰С осуществляется в пиковых водогрейных котлах КВГМ-100, производительностью 100 Гкал/ч, работающих в зимний период.

Технические характеристики подогревателя ПСГ500-2,5-8

Расход воды, т/ч:

в том числе номинальный                                          6000

максимальный                                          7200

Расход пара, т/ч                                                                  295

Абсолютное давление пара корпусе, МПа                        0,06-0,2

Номинальная теплопроизводительность, МВт                  192

Гидравлическое сопротивление трубной системы, м        6

Насосная группа теплофикационной установки состоит из 6-ти сетевых насосов СЭ-1250-70 и СЭ-5000-70 первого подъема и 9-ти насосов СЭ-2500-180 и СЭ-1250-140 второго подъема, 4-х перекачивающих насоса СЭ-2500-70 и подпиточных насосов типа Д800-57.

1.1 Анализ возможностей повышения экономичности энергоблоков

В течение длительного времени принципиальная структура тепловой схемы паротурбинной установки, как в нашей стране, так и за рубежом изменялась несущественно. В последний период обозначилось стремление использовать все возможности для существенного повышения экономичности энергоблоков, что привело к изменениям и тепловой схемы. На угольных энергоблоках мощностью 550 МВт на немецких ТЭС Штаудлентер и 750 МВт ТЭС Бексбах-II КПД нетто составляет соответственно 43 и 46,3%. На ТЭС Бексбах I, построенной в 80-х годах, он был равен 39 %.

Анализ показывает, что увеличение КПД достигнуто благодаря проведению следующих мероприятий:

повышению параметров пара до 25 МПа и 575/595 °С (примерно на 2 %);

увеличению температуры питательной воды до 300 °С (на 0,7 %);

снижению давления в конденсаторе в результате совершенствования конструкции и поддержанию его в чистоте (на 0,7 %);

использованию тепла дымовых газов (на 0,6 %);

совершенствованию турбины, вспомогательного оборудования и тепловой схемы (на 2,4 %).

В связи с совершенствованием тепловой схемы расчетная доля повышения КПД составляет 1,2... 1,3 %. Это обусловлено увеличением числа ступеней подогрева питательной воды до 9... 10 и числа сливных насосов до 2...3, повышением давления в деаэраторе до 1 МПа, а на одной из электростанций даже до 2,2 МПа, снижением недогрева воды в регенеративных подогревателях ПНД и ПВД до 1 ...2 °С и уменьшением гидравлического сопротивления паропроводов отборного пара до 1 ...2 % давления в отборе.

Эти мероприятия в той или иной степени могут быть использованы и в отечественной энергетике после соответствующих технико-экономических обоснований с учетом конкретных условий. Неперспективной представляется только тенденция повышения давления в деаэраторе из-за усложнения схемы и практической невозможности создания абсолютно надежной защиты от переполнения и подпрессовки деаэратора, а значит возникновения потенциальной опасности крупномасштабной аварии. Реализация же расчетного повышения экономичности на 0,1 ...0,2 % весьма проблематична /3/.

Продолжаются работы по совершенствованию вспомогательного оборудования. Так, в целях повышения тепловой экономичности ТЭС получают применение наряду с поверхностными контактные подогреватели низкого давления, испарительные установки мгновенного вскипания, новые типы деаэраторов, применяется турбопривод не только питательных насосов, но и воздуходувок. Больше внимания уделяется выбору и расчету пароводяных магистралей, являющихся основными связующими элементами ТЭС /4/. Расчет тепловой схемы, включающий в себя и расчет системы регенерации, позволяет установить показатели тепловой экономичности станции и отдельных установок, а также расходы пара и воды. По данным этого расчета уточняют технические характеристики оборудования.

При расчете тепловой схемы следует руководствоваться принципом сокращения необратимых потерь во всех элементах. Критерием оптимизации во всех случаях является минимум приведенных затрат /5/.

В теплофикационных турбинах отпуск теплоты внешнему потребителю позволяет выработать электроэнергию без потерь теплоты в конденсаторе турбины, что приводит к росту КПД турбоустановки. При регенеративном подогреве питательной воды на ТЭЦ к выработке электроэнергии на тепловом потреблении добавляют выработку ее паром регенеративных отборов. КПД турбоустановки ТЭЦ по производству электроэнергии возрастает особенно значительно при малом пропуске пара в конденсатор (на 20-25% относительно КПД турбоустановки без регенеративного подогрева воды).

На ТЭЦ регенеративные отборы осуществляют подогрев не только конденсата турбин, но и обратного конденсата от внешних потребителей теплоты и добавочной воды, компенсирующей в основном внешние потери пара и конденсата у потребителя. Обратный конденсат от потребителей имеет, как правило, более высокую температуру, чем основной конденсат. Доля его в общем потоке питательной воды довольно значительна, поэтому сумма регенеративных отборов на ТЭЦ и абсолютная экономия теплоты от регенерации менее значительна, чем на конденсационных электростанциях с теми же начальными параметрами пара и расходом пара и питательной воды.

Существенным отличием регенеративных отборов пара от теплофикационных является ограниченность количества используемой отработавшей теплоты турбин в зависимости от возможного подогрева питательной воды. Но на отработавшую теплоту регенеративных отборов топливо не расходуется. На отработавшую теплоту турбин для внешнего потребителя расходуется дополнительное количество топлива. Как и на конденсационных электростанциях, на ТЭЦ применяют многоступенчатый регенеративный подогрев воды, причем теплофикационные регулируемые отборы используются, кроме внешнего потребления, также и на регенеративный подогрев конденсата и питательной воды /6/.

1.2 Постановка задачи на дипломное проектирование

. Провести патентный поиск по теме дипломного проекта и определить возможные направления решения исходя из цели дипломного проекта.

. Выполнить расчет тепловой схемы на номинальном режиме первого энергоблока КТЭЦ-3.

. Выполнить расчеты и сравнить экономичность работы энергоблока после реконструкции питательного электронасоса ПЭ-580-185-3.

. Определения расхода электроэнергии на собственные нужды турбо- установки. Оценка удельного расхода топлива на отпускаемую электроэнергию.

. Экономический расчет затрат на модернизацию питательного электронасоса ПЭ-580-185-3.

. Экологичность и безопасность проекта.

Общие данные об объекте исследования

Объектом патентных исследований является: Совершенствования паровых турбин. Питательные насосы предназначены для подачи химически очищенной питательной воды в котел. По выполняемым функциям в тепловой схеме современной электростанции они относятся к основному энергетическому оборудованию. Целью исследований является выявление тенденций изменения в работе при реконструкции центробежного питательного насоса. При работе на номинальном режиме.

1.3 Патентный обзор

При проведении патентного поиска необходимо найти издания о возможности работы паротурбинной установки с выработкой максимальной электрической мощности на постоянном расходе острого пара. Для повышения технико-экономических показателей работы энергоблока выбрать документы по модернизации основного оборудования, реконструкций тепловых схем паротурбинной установки применительно к данному дипломному проекту. Отчет по патентному поиску и анализу предоставлен ниже на стандартных бланках.

Регламент поиска к заданию № 1

Наименование работы (темы) Совершенствования паровых турбин.

Шифр работы (темы) 06 _

Номер и дата утверждения задания 390 КПЗ 25.11.2010 _

Этап работы Дипломное проектирование

Цель поиска информации (в зависимости от задач патентных исследований, указанных в задании) Анализ выявленных технических решений по объекту патентных исследований

Обоснование регламента поиска: страны, выбранные по результатам предварительного поиска по реферативным журналам, источникам информации и глубина поиска 13 лет, обоснованы с учетом получения информации, достаточной для решения поставленной задачи патентных исследований.

ОТЧЁТ О ПОИСКЕ

1.Поиск проведён в соответствии с заданием Скоморовского

Станислав Альбинович

2.Этап работы Дипломное проектирование

3. Начало поиска 27.09.2010

окончание поиска 24.10.2010

4.Материалы, отобранные для последующего анализа:

Таблица 1.1 - Патентная документация

Таблица 1.2 - Научно-техническая, конъюнктурная, нормативная документация и материалы государственной регистрации (отчеты о научно-исследовательских работах)

Таблица 1.3 - Тенденции развития объекта исследования

Выводы

Проведя патентные исследования темы дипломного проекта, считаю, что при выполнении задания может быть использован патент.

Патент №2163702 «СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПИТАТЕЛЬНЫМИ НАСОСАМИ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК», страна заявитель РФ. Сущность этого патента состоит в следующем: Способ управления питательными насосами котельных установок путем определения параметров, характеризующих производительность насосов.

1.4 Особенности работы и дальнейшая эксплуатация ТУ

При блочной схеме ТЭЦ все основное оборудование паротурбинной установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки теплоэлектроцентрали. При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование на более высокие параметры, т.е. позволяет применять все более совершенное оборудование и повышать технико-экономические показатели электроцентрали. Процессы наладки и освоения нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов. Если возможная производительность котла выше необходимой для данного расхода, то часть пара нельзя перепустить на другую установку.

2. Расчет тепловой схемы первого энергоблока

.1 Расчет процесса расширения в турбине Т-180/210-130 ЛМЗ

Цель данного расчета в определении параметров в отборах турбины для дальнейшего расчета конденсатно-питательного тракта. Исходными данными для расчета являются значения давления пара в камерах отбора и КПД отсеков турбины.

В конце расчета построим процесс расширения в h-s диаграмме.

Исходные данные: Параметры свежего пара:

МПа,

давление пара в отборах:

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

кПа.

давление за промежуточным пароперегревателем:

МПа;

давление в деаэраторе:

МПа;

давление сетевой воды в ПСГ

МПа;

расход сетевой воды через ПСГ

т/ч.

Энтальпию () и энтропию свежего пара найдем из hs диаграммы (при  и ):

 кДж/кг;  кДж/кг·К;

Потеря давления в стопорном и регулирующих клапанах (принимаем):

%;

Давление за регулирующими клапанами

;

 МПа;

Температуру и энтропию пара за регулирующими клапанами определяем из условия равенства энтальпий (дросселирование), тогда по hs диаграмме определим эти параметры при  кДж/кг и :

;

 кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в регулирующей ступени

относительный внутренний кпд ступени:

%;

давление пара за ступенью:

 МПа;

Энтальпию и температуру пара за регулирующей ступенью определим из уравнения для внутреннего кпд:

Согласно определения внутреннего кпд запишем:

,                                          (2.1)

где     - располагаемый теплоперепад на i-ом участке,

 - теплоперепад в случае адиабатического процесса,

Или для  можно записать:

,                                              (2.2)

Тогда при расширении в регулирующей ступени турбины, найдем:

 , ,

где     - энтальпия пара перед регулирующей ступенью;

 - энтальпия пара за регулирующей ступенью;

- энтальпия пара за регулирующей ступенью при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг;

После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив  получим:

,

 кДж/кг.

Из hs диаграммы находим:

;  кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в первом отсеке относительный внутренний кпд отсека:

%;

давление пара за отсеком:

 МПа;

Температуру найдем использую формулу для внутреннего кпд

При расширении пара в первом отсеке турбины, найдем:

 ,

,

где     - энтальпия пара перед первым отсеком;

 - энтальпия пара за первым отсеком;

- энтальпия пара за первым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг;

После подстановок этих параметров в уравнение и выразив  получим

,

.

Из hs - диаграммы находим

;

 кДж/кг·К.

Процесс расширения пара во втором отсеке

относительный внутренний кпд отсека:

%,

 МПа.

Температуру найдем используя формулу для внутреннего кпд

При расширении пара во втором отсеке турбины, найдем:

 ,

,

где     - энтальпия пара перед вторым отсеком;

 - энтальпия пара за вторым отсеком;

- энтальпия пара за вторым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив  получим:

,

.

Из hs - диаграммы находим

;  кДж/кг·К.

Промежуточный перегрев пара

давление за промежуточным пароперегревателем

 МПа,

абсолютная потеря давления в ПП , Мпа

,

.

относительная потеря давления в ПП , %

температура пара за ПП

.

Энтальпию и энтропию пара за ПП найдем из hs - диаграммы в точке с параметрами  и :

 кДж/кг;

 кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в третьем отсеке

относительный внутренний кпд отсека

%,

давление пара за отсеком

 МПа,

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

При расширении пара в третьем отсеке турбины, запишем

 ,

,

где     - энтальпия пара перед третьим отсеком;

 - энтальпия пара за третьим отсеком;

- энтальпия пара за третьим отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг;

После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив  получим:

,

.

Из hs - диаграммы находим

,  кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в четвертом отсеке

относительный внутренний кпд отсека

%,

давление пара за отсеком:

 МПа,

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где     - энтальпия пара перед четвертым отсеком;

 - энтальпия пара за четвертым отсеком;

- энтальпия пара за четвертым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив  получим:

,

.

Из hs -диаграммы находим

,

 кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в пятом отсеке

относительный внутренний кпд отсека

%,

давление пара за отсеком

 МПа.

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где     - энтальпия пара перед пятым отсеком;

 - энтальпия пара за пятым отсеком;

- энтальпия пара за пятым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив  получим:

,

.

Из hs - диаграммы находим

,

 кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в шестом отсеке

относительный внутренний кпд отсека

 %,

давление пара за отсеком

 МПа.

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где     - энтальпия пара перед шестым отсеком;

 - энтальпия пара за шестым отсеком;

- энтальпия пара за шестым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив  получим

,

.

Из hs - диаграммы находим

,  кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в седьмом отсеке относительный внутренний кпд отсека

 %,

давление пара за отсеком:

 МПа.

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где     - энтальпия пара перед седьмым отсеком;

 - энтальпия пара за седьмым отсеком;

- энтальпия пара за седьмым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг;

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив  получим

,

.

Из hs - диаграммы находим

,

 кДж/кг·К.

Процесс расширения пара в восьмом отсеке

относительный внутренний кпд отсека при течении сухого пара

 %,

давление пара за отсеком

 МПа.

Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд

где     - энтальпия пара перед восьмым отсеком;

 - энтальпия пара за восьмым отсеком;

- энтальпия пара за восьмым отсеком при адиабатическом расширении до .

Величину  найдем по hs - диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)

 кДж/кг·К.

Тогда при  и  находим

 кДж/кг.

После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив  получим:

,

.

Из hs - диаграммы находим

,

 кДж/кг·К,

.

Определим температуру пара в начале фазового перехода

начальное приближение:

Приближенно можно принять, что  в области близкой к , тогда из hs - диаграммы найдем при  и

 кДж/кг,

Энтропию фазового перехода найдем из уравнения для

Из hs - диаграммы при  и  определим

.

Проверим:

Параметры в точке начала фазового перехода при  и

 кДж/кг,

 МПа,

 кДж/кг·К.

Кпд ступеней при течении влажного пара принимаем равным произведению средней степени сухости на участке и КПД при течении сухого пара

,

,

Уточняем расчет при этом кпд:

,

.

Из hs - диаграммы находим

,

 кДж/кг·К,

.

Рассчитаем срабатываемый теплоперепад

,

.

Изобразим процесс расширения пара в турбине на hs - диаграмме (рисунок 2.1)

Рисунок 2.1 - Расширение пара в турбине

3. Расчет принципиальной тепловой схемы для блока с турбинами Т-180/210130 (ЛМЗ)

3.1 Определение предварительного расхода пара на турбину

1.      Исходные данные для расчета параметры свежего пара

,

.

Энтальпия свежего пара

.

Относительный расход рабочего тела на утечки - потери, восполняемые термическим методом подготовки добавочной воды:

;

Для предварительного расчета принимаем утечки пара через уплотнения равными:

;

При предварительном расчете принципиальной тепловой схемы принимаем, что протечки через уплотнения направляются в подогреватель уплотнений ПУ и сальниковый подогреватель. Это упрощение сделано исходя из тех фактов, что более детальная проработка схемы протечек пара на данном этапе расчета не приведет к существенному уточнению результатов относительный расход питательной воды складывается из расхода в конденсатор, в отборы турбины, протечек через уплотнения и потери рабочего тела.

Принимаем относительный расход в голову турбины равным единице.

Тогда относительный расход питательной воды на выходе из последнего ПВД равен:

,

.

Коэффициент, учитывающий рассеивание теплоты в теплообменниках:

.

3.2 Расчет подогревателей

.2.1 Подогреватель высокого давления П1

Определению подлежит относительный расход пара из первого отбора турбины в регенеративный подогреватель высокого давления П1.

Параметры пара в отборе (из расчета процесса расширения)

,

.

Параметры пара при  и  определены ранее и составляют

.

Принимаем потери в трубопроводах от камеры первого отбора до подогревателя высокого давления П1

.

давление и температура насыщения греющего пара в П1:

Из hs - диаграммы найдем параметры пара на линии насыщения при  (точка пересечения изобары  с линией насыщения)

,

Недогрев воды до температуры насыщения принимаем в П1 равным

тогда температура питательной воды  

.

С учетом подогрева в пароохладителе третьего подогревателя температура питательной воды

,

.

Предварительно оценим давление питательной воды в П1. Это необходимо для определения ее теплофизических свойств. Принимая во внимание, что основные необходимые для расчета теплофизические свойства в основном зависят от температуры, а не от давления, зададимся давлением питательной воды, которое впоследствии уточним:

Тогда энтальпия питательной воды на выходе из П1

Из hs - диаграммы найдем параметры питательной воды при  и

,

Энтальпия питательной воды после дроссельной шайбы

Из hs - диаграммы найдем параметры воды при  и

,

Давление пара на выхлопе из ЦВД (отбор пара для П2)

Принимаем потери в трубопроводах от выхлопа из ЦВД до второго подогревателя высокого давления П2 равными

.

Тогда давление и температура насыщения греющего пара в П2

,

.

Из hs - диаграммы найдем параметры пара на линии насыщения при  (точка пересечения изобары  с линией насыщения)

.

Принимаем недогрев воды до температуры насыщения в П2 равным

Тогда температура питательной воды перед П1 (за П2)  

,

Примем предварительно давление питательной воды на выходе из П2 (с учетом, что 14 м.вод.ст. = 0,137 МПа) МПа равным

Энтальпия питательной воды перед П1 (за П2)

Из hs - диаграммы найдем параметры воды при  и

.

Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П1 равным

.

Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П1  

,

Из hs диаграммы найдем параметры воды при  и

.

Составим уравнение теплового баланса для определения относительного расхода пара в регенеративный подогреватель П1

,

Решим данное уравнение относительно

Тогда расход дренажа из П1

,

.

3.2.2 Подогреватель высокого давления П2

Определению подлежит относительный расход пара из второго отбора турбины в регенеративный подогреватель высокого давления П2.

параметры пара в отборе

,

.

Параметры пара при  и  определены ранее и составляют

.

Энтальпия питательной воды на выходе из П2 (температура и давление определены в п.2 при расчете П1)

.

Давление пара на выхлопе из третьего отсека (отбор пара для П3)

.

Принимаем потери в трубопроводах от камеры третьего отбора до третьего подогревателя высокого давления П3 равными

.

Тогда давление насыщения в П3  МПа

,

Из hs - диаграммы найдем параметры пара на линии насыщения при (точка пересечения изобары  с линией насыщения)

.

Принимаем недогрев воды до температуры насыщения в П3 равным

.

Тогда температура питательной воды перед П2 (за П3)  

,  

Примем предварительно давление питательной воды на выходе из П2  Мпа

,

Энтальпия питательной воды перед П2 (за П3)

Из hs - диаграммы найдем параметры воды при  и

.

Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П2 равным

.

Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П2

,

Из hs-диаграммы найдем параметры воды при  и

.

Составим уравнение теплового баланса для определения относительного расхода пара в регенеративный подогреватель П2

Решим данное уравнение относительно

Расход дренажа из П2

,

3.2.3 Подогреватель высокого давления П3

Определению подлежит расход пара из третьего отбора турбины в подогреватель высокого давления П3.

Параметры пара в отборе

,

.

Параметры пара при  и  найдены ранее и составляют

.

Энтальпия питательной воды на выходе из П3 (температура и давление определены в п.3 при расчете П2)

.

Давление греющего пара в деаэраторе

.

Энтальпия и температура пара на линии насыщения при давлении в деаэраторе берутся из hs - диаграммы, где найдем параметры пара на линии насыщения при :

, .

Давление на входе в питательный насос  МПа

,

Давление на выходе из питательного насоса принимаем равным  Мпа

,

Составим уравнение для определения температуры на выходе из питательного насоса и решим его методом подбора относительно

Примем

, ,

где  - удельный объем воды на выходе из питательного насоса, определяемый из hs-диаграммы при  и. Находим  м³/кг;

 - удельный объем воды на входе в питательный насос, определяемый из hs-диаграммы при  и . Находим  м³/кг;

 - энтальпия на выходе из питательного насоса, определяемая из hs-диаграммы при  и. Находим  кДж/кг.

,

.

Тогда необходимо уточнить температуру, примем

Тогда из hs - диаграммы при этой температуре найдем

 м³/кг,

 м³/кг,

 кДж/кг.

,

.

Равенство выполняется с большой точностью. Тогда .

Рассчитаем подогрев воды в питательном насосе

.

Энтальпия питательной воды на выходе из питательного насоса (на входе в П3)

.

Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П3 равным

.

Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П3  

,

Из hs диаграммы найдем параметры дренажной воды при  и

.

Составим уравнение теплового баланса для определения относительного расхода пара в регенеративный подогреватель П3.

Решим следующую систему уравнений относительно  и

Отсюда  

Подставим во второе уравнение системы и выразим

 кДж/кг.

Находим

кДж/кг.

Найдем расход дренажа из П3

, .

Рассчитаем добавок в конденсатор

 кДж/кг, .

3.2.4 Деаэратор

Определению подлежит расход греющего пара из третьего отбора турбины в деаэратор и расход основного конденсата на входе в деаэратор.

давление и параметры воды и пара в деаэраторе

 МПа,

.

Энтальпия воды и водяного пара определяются по hs - диаграмме на линии насыщения при

Для воды

 кДж/кг,

Для пара

 кДж/кг.

Параметры пара в отборе берем из расчета процесса расширения пара

 МПа,

,

 кДж/кг.

давление пара на выхлопе из четвертого отсека (отбор пара для П5)

 МПа.

принимаем потери в трубопроводах от камеры четвертого отбора до пятого подогревателя низкого давления П5 равными

.

тогда давление и температура насыщения греющего пара в П5 Мпа

,

.

Тогда уточняем значение

По hs - диаграмме определяем параметры пара на линии насыщения при  МПа (точка пересечения изобары  с линией насыщения)

.

принимаем недогрев до температуры насыщения в П5 равным

.

тогда температура основного конденсата перед деаэратором (за П5)  

.

разность высот между деаэраторной колонкой и П5

м.

примем с определенной погрешностью давление основного конденсата в П5 равным  Мпа

,

где  - удельный объем конденсированной воды в состоянии насыщения при давлении  (), тогда

 МПа.

Из hs-диаграммы найдем на линии насыщения для воды

 м³/кг. Тогда  

тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П5 по hs - диаграмме при  и  равна

 кДж/кг.

составим уравнения теплового и материального баланса для деаэратора, получим систему уравнений

,

Решим систему уравнений относительно  и , тогда

,

Подставим в первое уравнение системы:

.

3.2.5 Подогреватель низкого давления П5

Определению подлежит относительный расход пара из четвертого отбора турбины в регенеративный подогреватель низкого давления П5.

параметры пара в отборе

 МПа,

,

 кДж/кг.

давление и температура насыщения греющего пара в П5 рассчитаны ранее и составляют

 МПа,

.

предварительно зададимся, с последующим уточнением, энтальпией основного конденсата после смесителя СМ1

 кДж/кг.

принимаем давление основного конденсата за СМ1 равным  Мпа

.

температуру основного конденсата за СМ1 найдем из hs - диаграммы при  и

.

теплообменник П5 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпию дренажа найдем из hs - диаграммы при  и

 кДж/кг.

энтальпия основного конденсата на входе и выходе из П5

 кДж/кг.

составим уравнение теплового баланса для П5

Тогда относительный расход дренажа

.

3.2.6 Подогреватель сетевой воды ПСГ

Цель расчета в определении расхода греющего пара в ПСГ и параметров рабочих сред на входе и выходе из подогревателей.

Исходные данные

Давление сетевой воды в ПСГ

 МПа,

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1

.

Параметры греющего пара в отборе в верхний сетевой подогреватель

 МПа, ,

Энтальпию пара определяем из hs - диаграммы при  и

кДж/кг.

Параметры греющего пара в отборе в нижний сетевой подогреватель

 МПа,

,

Энтальпию пара определяем из hs - диаграммы при  и

кДж/кг.

Принимаем потери в трубопроводах до нижнего сетевого подогревателя равными

.

Тогда давление и температура насыщения греющего пара в ПСГ-1

,

 МПа,

Температуру насыщения определим из hs диаграммы при

.

Принимаем недогрев до температуры насыщения в ПСГ-1 равным

.

Тогда температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1

,

энтальпия пара и конденсата в ПСГ-1

пар (из hs - диаграммы при )

кДж/кг.

конденсат (из hs - диаграммы при )

кДж/кг.

Энтальпия сетевой воды на выходе из ПСГ-1

Из hs - диаграммы при  и

кДж/кг,

Энтальпия сетевой воды на входе в ПСГ-1

Из hs - диаграммы при  и

кДж/кг.

Тепловая нагрузка ПСГ-1

,

где ,

,

расход пара в ПСГ-1

Доля отбора пара в ПСГ-1

Принимаем потери в трубопроводах до верхнего сетевого подогревателя равными:

.

тогда давление и температура насыщения греющего пара в ПСГ-2

,

.

Температуру пара на линии насыщения определим по hs - диаграмме при давлении

,

принимаем недогрев до температуры насыщения в ПСГ-2 равным

,

тогда температура сетевой воды на выходе из ПСГ-2

,

энтальпия пара и конденсата в ПСГ-2

пар (из hs - диаграммы при )

кДж/кг,

конденсат (из hs - диаграммы при )

кДж/кг.

Энтальпия сетевой воды на выходе из ПСГ-2 (определяется из hs-диаграммы при )

 кДж/кг.

Энтальпия сетевой воды на входе в ПСГ-2 (из hs-диаграммы при ):

 кДж/кг.

Тепловая нагрузка ПСГ-2  МВт

,

.

расход пара в ПСГ-2  т/ч

Доля отбора пара в ПСГ-2

Общая тепловая тепловая мощность ПСГ  МВт

3.2.7 Подогреватель низкого давление П6 и смеситель СМ1

Цель расчета в определении расхода греющего пара из пятого отбора турбины в П6 и параметров рабочих сред на входе и выходе из подогревателя.

Параметры пара в отборе (определены ранее)

 МПа,

 МП,

кДж/кг.

Принимаем потери в трубопроводах:

.

Тогда давление и соответствующая температура насыщения греющего пара в П6  Мпа

,

.

Температуру на линии насыщения определим по hs-диаграмме при   

энтальпия воды на линии насыщения при давлении в П6 (по hs-диаграмме при )

кДж/кг.

теплообменник П6 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия дренажа

кДж/кг.

Принимаем недогрев основного конденсата до температуры насыщения:

.

Тогда температура основного конденсата на выходе из П6  

,

Принимаем давление основного конденсата за П6 равным  МПа

,

Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П6 определяется из hs-диаграммы при  и

 кДж/кг.

Принимаем предварительно энтальпию основного конденсата на входе в П6, то есть на выходе из СМ2

 кДж/кг.

Уравнение теплового баланса П6

уравнение материального баланса СМ1

,

уравнение теплового баланса СМ1

,

выразим из уравнения теплового баланса СМ1 энтальпию основного конденсата после смесителя

составим и решим систему уравнений относительно расхода греющего пара в П6 и расхода основного конденсата через П6

Начальное приближение

,

Из второго уравнения системы выразим

,

и подставим в первое уравнение системы и выразим

,

.

Энтальпия основного конденсата после смесителя  кДж/кг

Сравним с ранее принятым:

 кДж/кг.

3.3 Составление и решение уравнений регенеративной схемы

.3.1 Регенеративный подогреватель низкого давления П7 и смесителя СМ2

Цель расчета в определении относительного расхода греющего пара из шестого отбора турбины в П7.

Параметры пара в шестом отборе (на П7)

 МПа,

 МПа,

кДж/кг.

Принимаем потери в трубопроводах

.

Тогда давление и соответствующая температура насыщения греющего пара в П7  Мпа

,

.

Температуру насыщения определяем по hs-диаграмме при давлении

.

Энтальпия воды на линии насыщения при давлении в П7 определяется из hs- диаграммы при

кДж/кг.

Теплообменник П7 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия дренажа

кДж/кг.

Принимаем недогрев до температуры насыщения в П7 равным

,

тогда температура основного конденсата на выходе из П7  

,  

Принимаем давление основного конденсата за П7 равным  МПа

,

Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П7 определим из hs- диаграммы при  и

 кДж/кг.

Принимаем предварительно энтальпию основного конденсата на входе в П7

 кДж/кг.

Уравнение теплового баланса П7

уравнение материального баланса СМ2

уравнение теплового баланса СМ2

выразим из уравнения теплового баланса СМ2 энтальпию основного конденсата после смесителя

составим и решим систему уравнений относительно расхода греющего пара в П7 и расхода основного конденсата через П7

выразим из второго уравнения системы

и подставим в первое уравнение:

 отсюда

 тогда

тогда энтальпия на выходе из смесителя СМ2  кДж/кг

Принятое значение при расчете П6

 кДж/кг,

Расхождение составляет

3.3.2 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления ПН-100

Цель расчета в определении приращения энтальпии на выходе из ПН-100.

В ПН-100 поступает пар из уплотнений с параметрами

кДж/кг,

.

Принимаем давление в ПН-100 МПа.

Тогда соответствующая температура насыщения греющего пара в ПН-100 определим по hs-диаграмме при

,

Энтальпия воды на линии насыщения при давлении в ПН-100 определим по hs-диаграмме при

 кДж/кг.

Теплообменник ПН-100 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия дренажа

,

 кДж/кг.

Тогда приращение энтальпии основного конденсата в ПУ   

3.3.3 Регенеративный подогреватель низкого давления П8 и смеситель СМ3

Цель расчета в определении относительного расхода греющего пара из седьмого отбора турбины в П8.

Параметры пара в седьмом отборе (на П8) рассчитаны ранее

,

,

.

Принимаем потери в трубопроводах

.

Тогда давление и соответствующая температура насыщения греющего пара в П8  Мпа

,  

Температуру насыщения пара определим по hs-диаграмме при

.

Энтальпия воды на линии насыщения при давлении в П8 определим по hs-диаграмме при

.

Теплообменник П8 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия дренажа

,

.

Принимаем недогрев до температуры насыщения в П8 равным

.

Тогда температура основного конденсата на выходе из П8

,

Принимаем давление основного конденсата за П8 равным  МПа

,

Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П8 определим по hs-диаграмме при  и

.

Принимаем предварительно энтальпию основного конденсата на входе в П8 (т.е. на выходе из ПС-50)

.

Составим уравнение теплового баланса П8

Запишем уравнение материального баланса СМ3

уравнение теплового баланса СМ3

,

Выразим из уравнения теплового баланса СМ3 энтальпию основного конденсата после смесителя

Составим и решим систему уравнений относительно расхода греющего пара в П8 и расхода основного конденсата через П8

,

Отсюда выразим и

,

.

Тогда энтальпия на выходе из смесителя СМ3 кДж/кг

Принятое значение при расчете П7

,

Расхождение составляет

3.3.4 Сальниковый подогреватель ПС-50

Цель расчета в определении энтальпии на выходе из ПС-50. В ПС-50 поступает пар из уплотнений

,

 кДж/кг.

Принимаем давление в ПС-50

 МПа.

Тогда соответствующая температура насыщения греющего пара в ПС-50 по hs-диаграмме при

;

Энтальпия воды на линии насыщения при давлении в ПС-50 по hs- диаграмме при

кДж/кг.

Теплообменник ПС-50 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия дренажа

,

 кДж/кг.

Тогда приращение энтальпии основного конденсата в ПС-50

,  кДж/кг

3.4 Определение расходов пара

Рассчитаем конденсатор К и смеситель в баке конденсата.

Цель расчета в определении параметров и расходов основного конденсата на входе в конденсатные насосы первого подъема.

Давление в конденсаторе

,

 МПа.

Энтальпия и температура воды на линии насыщения при данном давлении по hs диаграмме (при ) составит

,  кДж/кг.

Составим уравнение теплового баланса для бака конденсата. В него направляется дренаж из П7, ПН-100 и ХОВ. Расход и энтальпия данных потоков

,

 кДж/кг,

,

кДж/кг,

,

 кДж/кг,

,

 кДж/кг.

Из материального баланса бака конденсатора определим расход пара в конденсатор

,

.

Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из бака конденсатора (на входе в КН1)  кДж/кг

Энтальпия основного конденсата на выходе из ПС-50  кДж/кг

,

.

Ранее принятое значение при расчете П7

.

Расхождение составляет

3.4.1 Проверка правильности расчета

В данном пункте производится сравнение расходов пара в конденсатор, вычисленные, по материальным балансам в конденсатно-питательном тракте и в турбине.

Расход в конденсатор

Ранее найденное значение из баланса бака конденсата (смеситель на выходе из К) .

Расхождение составит

Вывод: При таком расхождении считаем, что расчет был проведен правильно.

Результаты расчета.

Относительные расходы пара в отборы

,

,

,

.

,

,

,

,

,

,

,

,

.

3.4.2 Коэффициенты недовыработки

Из результатов расчета процесса расширения имеем следующее:

Параметры промежуточного перегрева

,

кДж/кг,

,

.

По hs-диаграмме определяем параметры пара при  и

 кДж/кг.

Параметры пара на выхлопе из ЦНД

 кПа,

,

.

По hs диаграмме определим температуру в точке с  и  (43 ⁰С) и при данной температуре определим

кДж/кг.

Срабатываемый теплоперепад  кДж/кг

,

Коэффициенты недовыработки первый отбор:

второй отбор:

третий отбор:

четвертый отбор:

пятый отбор:

,

шестой отбор:

седьмой отбор:

где

 где

Рассчитаем приведенный теплоперепад турбины  кДж/кг

 где

.

Рассчитаем расход пара в голову турбины. Для этого принимаем механический кпд (потери на трение в подшипниках) турбины

,

Принимаем потери в генераторе: ,

Номинальная мощность энергоблока: .

Тогда расход пара в голову турбины  

или ,

.

Произведем расчет абсолютных расходов пара

В отборы ,

в ПСГ-1

в ПСГ-2

В конденсатор ,

.

На входе в котел   и

3.5 Определение энергетических показателей энергоблока

Рассчитаем удельный расход пара на выработку одного кВт·час электроэнергии  кг/кВт·час

Полный расход теплоты  МДж/с

Расход теплоты на теплофикационную установку  МДж/с

Расход теплоты на выработку электроэнергии  МДж/с

Удельный расход теплоты на турбогенераторную установку  кДж/кВт·час

.

Электрический кпд турбогенераторной установки  

КПД теплофикационной установки равен  

Рассчитаем удельный расход условного топлива.

Принимаем с определенной степенью точности коэффициент, учитывающий тепловые потери в трубопроводах от котла до ГПЗ

,

принимаем кпд котельного агрегата

.

Тогда удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии  кг/кВт·час

Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии  кг/кВт·час

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии

.

КПД ТЭЦ по производству тепловой энергии

.

Полный КПД ТЭЦ

Полный КПД теплофикационной установки

Абсолютный электрический КПД для установки

Остальные режимы работы энергоблока рассчитываются аналогичным способом. Результаты расчета занесем в таблицу (Приложение А).

4. Проработка технических предложений по улучшению показателей работы вспомогательного оборудования и систем в условиях энергоблока

.1 Подбор питательных насосов

По результатам расчета параметры питательного насоса при работе паротурбинной установки на мощности  () составили

 МПа, ,

.

Рассчитаем параметры насоса и сравним их с номинальными.

Примем производительность насосной установки равной расходу питательной воды:

Давление нагнетания насоса , Мпа

Где  - давление в барабане котла (техническая характеристика котла En-670-140-545), ;

;

 - запас давления на открытие предохранительного клапана, ;

 - статическое давление, ;

Где  - высота от оси насоса до уровня в барабане котла, м;

;

 - плотность воды при средней температуре водяного столба (от насоса до котла)  и среднем давлении 22,2 МПа; .

 - потеря давления в напорном трубопроводе (на   трение и местные сопротивления);

Давление всасывания насоса

Где  - давление в деаэраторе, МПа ();

 - статическое давление, МПа.

Где  - высота от оси насоса до уровня в деаэраторе, м ();

 - плотность воды при t=164ºС и  ()

 - потери давления во всасывающем трубопроводе насоса (принимаем )

Полное давление насоса определяем по формуле:

Где  - коэффициент запаса; (принимаем )

Определим потребный напор питательного насоса по формуле:

где - кавитационный запас, м;

Примем м.

м.

Мощность питательного насоса :

Где  - производительность насоса, кг/с; (188,9 кг/с)

 - плотность воды ()

 - КПД насоса; ()

 - КПД электродвигателя, ()

Номинальные параметры насоса ПЭ 580-185:

·        производительность                                      580

·        давление на входе                               0,7

·        давление на напоре                              18,8

·        мощность, потребляемая насосом                 3590

·        напор, м                                                                      2030

Сравнивая номинальные параметры питательного насоса с фактическими параметрами, видно, что одного насоса не достаточно для обеспечения котла необходимым количеством воды, при этом данный тип насоса обеспечивает требуемое давление (напор).

Для повышения производительности принимаем два питательных насоса ПЭ 580-185 установленных в сеть параллельно.

При параллельном соединении насосов складываются подачи насосов при соответствующих напорах.

4.2 Определение режимов работы питательных насосов

Как видно из расчетов предыдущего пункта выбранная схема питательной насосной установки на номинальном режиме обеспечивает подачу воды в количестве  что больше требуемой подачи на 53%. При этом насос имеет еще небольшой запас по напору (). Таким образом, для достижения рабочей точки необходимо применять различные способы регулирования подачи. Рассмотрим эти способы применительно к нашей системе.

4.2.1 Дроссельное регулирование

При данном способе регулирование осуществляется дросселем, расположенным на напорной линии насоса.

По мере закрытия дросселя происходит увеличение сопротивления и соответствующее уменьшение подачи. Каждому положению дросселя соответствует новая характеристика сети.

В нашем случае, чтобы два параллельно установленных насоса обеспечивали подачу 755 м³/ч (первый режим работы блока 1) принята следующая схема:

Один насос работает с полностью открытой дроссельной заслонкой, при этом перекачивает 580 м³/ч воды. Используя характеристику насоса ПЭ-580-185, изображенную на рисунках 4.1 и 4.2 определим мощность и кпд насоса в рабочей точке.

Рисунок 4.1 - Характеристика насоса ПЭН - 580 - 185 (ГОСТ-22337-77)

Рисунок 4.2 - Характеристика насоса ПЭН - 580 - 185 (ГОСТ-22337-77)

Потребляемая мощность равна

,

КПД первого насоса составит

.

Тогда второй насос должен обеспечить подачу м³/ч воды.

При этом потребляемая мощность равна:

,

КПД второго насоса составит:

.

Тогда суммарная мощность равна  

.

Подобным образом просчитаем характеристики двух насосов, работающих параллельно, для десяти расчетных режимов работы блока 1. Результаты занесем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Рабочие параметры насосной установки при различных режимах

Как видно из таблицы такой способ регулирования режимов работы насосов простой, но неэкономичный, так как величина кпд второго зарегулированного насоса () достигает в лучшем случае 51% для первого режима.

4.2.2 Регулирование с применением частотно-регулируемого привода (ЧРП)

Этот способ основан на изменении частоты вращения насоса. При изменении частоты вращения , об/мин. напорные характеристики насоса представляют собой конгруэнтные кривые и рабочая точка, перемещаясь по характеристике сети, дает различные значения подачи .

При таком режиме регулирования кпд насосной установки незначительно отличается от оптимальной величины.

Для двух одинаковых насосов, работающих с различной частотой вращения и перекачивающих жидкость той же плотности, применимы законы подобия:

 , , .

Эти уравнения позволяют пересчитать подачу, напор и мощность при новой частоте:

;                           (4.1)

;                      (4.2)

.                      (4.3)

Таким образом получаются характеристики насосов в зависимости от частоты вращения. Тогда необходимо подобрать частоту вращения обоих насосов так, чтобы они вместе обеспечивали требуемую подачу воды. При этом создаваемый напор насосами должен быть не меньше требуемого.

Предварительно зададимся значениями частот вращения:

 (номинальный режим работы насоса);

;

;

.

Для частот ,  и  произведем пересчет ,  и  по формулам 4.1 - 4.3. А также произведем расчет коэффициента быстроходности () по формуле:

,

Этот коэффициент служит критерием подобия центробежных насосов. Он вычисляется для определения оптимального режима работы насоса (, где  ).

Результаты расчетов занесем в таблицы 4.2 и 4.3.

Таблица 4.2 - Характеристики насосов с ЧРП (калиброчочные)

Таблица 4.3 - Мощностные характеристики насосов с ЧРП

По данным расчета построим рабочие характеристики.

Рисунок 4.3 - Характеристики насосов при различных частотах (с применением ЧПР)

Подберем рабочую частоту для обеспечения необходимой подачи воды в первом режиме. Исходя из того, что при параллельном соединении насосов подачи суммируются, то один насос должен обеспечить подачу м³/ч

При этом насос должен обеспечить потребный напор.

Из рисунка 4.3 по рабочим характеристикам примерно подбираем необходимую частоту вращения, которая составляет  об/мин.

Пересчитаем характеристику насоса при этой частоте. Затем, складывая расходы при соответствующих напорах, строим совместную характеристику параллельно установленных насосов.

Таблица 4.4 - Характеристика насоса при  об/мин

Изобразим графически совместную характеристику двух насосов при . И на этом же графике изобразим рабочую характеристику трубопровода. Зная, что в точке с  потребный напор равен  м.

А при  потери давления в напорном трубопроводе равны нулю:  МПа, тогда потребный напор  , м

Тогда характеристика трубопровода будет иметь вид:

,

отсюда , тогда:

Изобразим полученные характеристики графически

Рисунок 4.4 - рабочие характеристики параллельно установленных насосов при  об/мин.

При этом потребляемая мощность насосов определяется из рисунка 4.3 и равна:, тогда для первого режима суммарная мощность насосов равна:  кВт.

Подобным образом подбираем  для остальных режимов работы.

Рисунок 4.5 - Рабочие характеристики насосных установок с использованием ЧРП

Результаты занесем в таблицу 4.5. КПД насоса найдем из рисунка 4.6.

Таблица 4.5 - Оптимальные режимы работы насосов с использованием ЧРП

Рисунок 4.6 - зависимость КПД насоса от n_s

Сравним данные таблиц 4.1 и 4.5. Сравнительные характеристики представим в виде таблицы 4.6.

Таблица 4.6 - Сравнительная таблица режимов работы насосов

Посчитаем среднюю экономию электроэнергии при использовании ЧРП  кВт.

В рамках данного дипломного проекта было проведено сравнение эффективности работы питательной насосной установки КТЭЦ-3 работающей при дроссельном регулировании и с применением ЧРП на различных режимах. При сравнении полученных данных расчетов по величине КПД питательных насосов было выявлено, что установка ЧРП повышает эффективность работы насосов (КПД обоих насосов при параллельном включении с ЧРП достиг минимум 74 %).

При этом снизилось энергопотребление насосной установки, а экономия электроэнергии составила в среднем для 10 режимов работы 913 кВт·ч.

По результатам расчетов видно, что эффективность применения ЧРП достигает хороших значений при установке на силовых двигателях большой мощности (свыше 1000 кВт).

Расчетным методом найдено, что окупаемость проекта по внедрению ЧРП составила 4 года, при нынешнем тарифе на электроэнергию на собственные нужды КТЭЦ-3.

В разделе экологичность и безопасность проекта рассмотрены вредные факторы влияющие на человека и окружающую среду, а также мероприятия по достижению безопасных условий труда.

Таким образом, в результате дипломного проектирования были выполнены основные задачи проекта.

Список использованных источников

1  Гуторов, В.Ф. Направления повышения эффективности работы теплофикационных турбин / В.Ф. Гуторов, Л.Л. Симою, Е.И. Эфрос и др. // Теплоэнергетика 2000. № 12. С. 29-34.

2       Шемпелев, А.Г. Разработка и исследование некоторых способов повышения эффективности конденсационных устройств теплофикационных турбин при малопаровых режимах работы: Автореф. дис. ... канд.техн наук. Екатеринбург, 1999.

3       Орлик, В.Г. Оптимизация работы концевых уплотнений паровых турбин / В.Г. Орлик, М.В. Бакурадзе, И.А. Носовицкий // Электрические станции. 1998. №10. С. 7-14.

4       Эфрос, Е.И. Свидетельство на ПМ №9016. Теплоэнергетическая установка/ Е.И. Эфрос, А.Г. Шемпелев, В.Ф. Гутуров // Открытия. Изобретения. 1999. №1.

5       Гуторов, В.Ф. Повышение экономичности тепофикационных турбин с двухпоточными ЦНД/ В.Ф. Гуторов, Л.Л. Симою, Е.И. Эфрос и др. // Теплоэнергетика 2000. № 11. С. 14-17.

6       Дейч, М.Е. Исследование и расчеты ступеней паровых турбин / М.Е. Дейч, Б.М. Трояновский. - М.: Машиностроение, 1964.

7       Симою, Л.Л. Влияние саблевидных лопаток на работу последней ступени паровой турбины / Л.Л.Симою, Н.Н. Гудков, М.С. Индурский и др. // Теплоэнергетика. 1998. №8. С. 37-41.

8       Эфрос, Е.И. Повышение эффективности эксплуатации современных теплофикационных турбин / Е.И. Эфрос, Л. Л. Симою, В.Ф.Гуторов и др. // Теплоэнергетика. 1999. № 8. С. 62-67.

9       Симою, Л.Л. Расчет переменных режимов ЧНД теплофикационных турбин / Л.Л.Симою, М.С. Индурский, Е.И. Эфрос // Теплоэнергетика 2000. №2. С. 16-20.

10         Шапиро, Г. А. Повышение эффективности работы ТЭЦ / Г.А. Шапиро. - М.: Энергоиздат, 1981. - 200 с., ил.

11     Кириллов, А. И. Зависимость профильных потерь турбинных решеток от угла атаки / Кириллов А. И. - Тр. ЛПИ. 1968, № 297, с. 18-21.

12     Самойлович, Г. С. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах / Г.С. Самойлович, Б.М. Трояновский. -М.: Энергоиздат, 1982.- 496 с.

13     Зальф, Г. А. Тепловой расчет паровых турбин / Г.А. Зальф, В.В. Звягинцев. -М. - Л.: Машгиз, 1961. - 292 с.

14     Эфрос, Е. И. Автореферат на докторскую диссертацию / Е.И. Эфрос. 1990 г.

15     Трубилов, М.А. Паровые и газовые турбины: учебник для вузов/ М. А. Трубилов, Г. В. Арсеньев, В. В. Фролов и др.; Под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с. ил.

16     Шкловер, Г.Г. Исследование и расчет конденсационных устройств паровых турбин / Г. Г. Шкловер, О.О. Мильман. - М.: Энергоатомиздат, 1985.- 240 с., ил.

17     Вукалович, М. П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / М.П. Вукалович. - М.: Энергия, 1969.- 500 с.

18     Берман, С. С. Теплообменные аппараты и конденсационные устройства / С.С. Берман. - М.: Машгиз, 1954, 427 с, ил.

19     Бененсон, Е. И. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д. П. Бузина.- 2-е изд., перераб. и доп./ Е.И. Бененсон, Л.С. Иоффе. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 272 с.: ил.

         Годовой отчет Хабаровской Теплоэлектроцентрали № 3. 1998 г.

21     ГОСТ 12.1.005-88. Санитарные требования к воздуху. Введ. 01. 01. 88. -М.: Изд-во стандартов, 1988.-53с.

22     ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ. Шум. Введ. 01. 01. 83. -М.: Изд-во стандартов,1983.-57с.

23     ГОСТ 12.1.006-76. . Введ. 01. 01. 76. -М.: Изд-во стандартов.

24     ГОСТ 12.1.019-79. Электробезопасность. . Введ. 01. 01. 79. -М.: Изд-во стандартов.

         Энергетические характеристики оборудования Амурской ТЭЦ-1.

26     Кирш, А.И. Перевод конденсационных турбин на теплофикационный режим /А.Н. Кирш. - Л.: Госэнергоиздат, 1959. 144 с. ил.

27     Смоленский, А.П. Паровые и газовые турбины. Учебник для техникумов / А. П. Смоленский. - М .: Машиностроение, 1977, 288, ил.

28     Трояновский, Б.М. Паровые и газовые турбины. Сборник задач: Учебное пособие для вузов/ Б. М. Трояновский, Г. С. Самойлович, А. И. Занин; Под ред. Б. М . Трояновского, Г. С. Самойловича. - 3-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1987. -240 с.: ил.

29     Неленин, Р.А. Автоматизация судовых энергетичесих установок: Справочное пособие/ Р. А. Неленин.: Л., Судостроение, 1975. 536 с.

30     Рыжкин, В. Я. Тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин. - М. Госэнергоиздат, 1974.

31     Черкасский, В. М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. Учебник для теплоэнергетических специальностей вузов / В.М. Черкасский. - М., Энергия, 1977.

32     Гиршфельд, В.Я. Тепловые электрические станции. Учебник для учащихся техникумов / В.Я. Гиршфельд, Г.Н. Морозов. - М., Энергия, 1977.