Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок
Введение
Принципиальная тепловая схема (ПТС) 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.
При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые котлы и
турбины, ПТС сводится к принципиальной тепловой схеме одноагрегатной
электростанции.
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. В состав ПТС входят также
вспомогательные устройства и теплообменники, расширители и охладители
продувочной воды парогенераторов барабанного типа, охладители пара эжекторных
установок и уплотнений, линии отвода пара из уплотнений турбин к различным
подогревателям 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. Выбор и обоснование принципиальной тепловой
схемы блока
Применение парогазовых технологий обеспечивает повышение тепловой
экономичности выработки электроэнергии и теплоты, экономию капитальных вложений
в развитие энергосистемы, снижение металлоемкости энергетических установок.
При реконструкции и расширении тепловых электростанций могут применяться
различные схемы газотурбинных надстроек паротурбинных установок.
В данном курсовом проекте рассмотрена схема дубль-блока, работающего на
одну паровую турбину. В состав блока входят: газовая турбина SGT-600 и
котел-утилизатор. Оба блока работают на паровую турбину ПР-6-3,4/1,0/0,1-1,
обеспечивая каждый половину нагрузки турбины.
В схеме предусмотрен деаэратор питательной воды и деаэратор подпитки
теплосети, расширители непрерывной продувки.
2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
2.1 Расчет котлов-утилизаторов
Описание котла-утилизатора:
На ПГУ установлено два котла-утилизатора вертикального типа с
естественной циркуляцией, без дополнительного дожигания. Основным видом топлива
является природный газ, в качестве аварийного топлива предусмотрено дизельное
топливо.
Котел-утилизатор оснащается системой автоматического регулирования,
технологическими защитами и блокировками, дистанционным управлением, системой
автоматического контроля технологических параметров. Автоматизированная система
управления и контроля котла являются подсистемой АСУТП ПГУ.
Конструкция котла и его поставочная блочность обеспечивают проведение
монтажа поставочными блоками или с их доукрупнением на месте монтажа.
Конструкция котла обеспечивает также условия для проведения
механизированного ремонта его узлов в соответствии с типовыми требованиями.
Удаление уходящих газов после КУ происходит через индивидуальную дымовую
трубу высотой 40 м диаметром устья 3,2 м.
Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора:
Для расчета нам необходимы следующие данные:
Основные характеристики ГТУ-25 по ISO:
- электрический КПД hэГТУ = 0,34;
- расход выпускных газов Gг = 289,44т/ч = 80,4 кг/с;
температура выпускных газов t4 = 543°С;
мощность NГТУ =
24,77 МВт.
Расчеты проводились для газа в системе Белтрансгаз, объемный состав
характеризуется следующими данными.
СН4
|
- 98,3 %
|
СО2
|
- 0,1 %
|
N2
|
- 1,0 %
|
Для этого газа, при нормальных условиях, ρг=0,6839 кг/нм3, Qрн » 7976 ккал/нм3 = 33,42 МДж/нм3 = 49,01 Мдж/кг, при
этом VВ0 = 10 м3/м3, L=16,51кг/кг.
Расход топлива в камеру сгорания ГТУ
кг/с .
В
результате избыток воздуха в КС ГТУ
= 3,32
В
зависимости от aкс и температуры газов в тракте КУ по данным [1,
приложение 1] находилась их энтальпия.
Для проведения вычислений удобно составить расчетную схему
котла-утилизатора с указанием поверхностей нагрева, изменения температуры и
энтальпии сред в газовом и пароводяном трактах котла.
Табл.2.1 Параметры
пароводяного теплоносителя котла-утилизатора
.5:
|
tпе=4400C
|
|
PПЕ=3,7 МПа
|
|
hПЕ=3312,09 кДж/кг
|
т.4:
|
t4= ts=2520C
|
|
Pи=4,07 МПа
|
|
h”и=2800,516 кДж/кг
|
т.3:
|
t3= ts=2520C
|
|
h’и=1092,918 кДж/кг
|
т.2:
|
t2= ts-80=2440C
|
|
P2= Pи=4,07
МПа
|
|
h2=1044,665 кДж/кг
|
т.1:
|
t1= tпв =1040C
|
|
h1=ср· tпв = 4,2·104= =435,76 кДж/кг
|
При этом по ходу газа последовательно установлены:
· пароперегреватель;
· испаритель;
· экономайзер;
· сетевой пучек(газовый водяной подогреватель) для подогрева
сетевой воды.
Параметры пароводяной среды в КУ будем определять по [2].
Исходными данными являются параметры пара перед турбиной: P0 = 3,4 МПа; t0=4350С;
PПЕ=
1,09·P0 = 1,09·3,4 = 3,7МПа; tПЕ=4400С; PИ=1,1· PПЕ = 1,1·3,7 = =4,07МПа; ts≈251,50C.Сведем
в таблицу №2.1. основные параметры теплоносителя в КУ(см.выше).
Расход перегретого пара найдется из баланса испарительной и
пароперегревательной поверхностей КУ:
;
При
этом
hг.пп.= 583,5
кДж/кг (по tг=543 oC и α=3,32
tв.и.=tнасf(Рs)=251,5
0С; hв.и.=1092,92 кДж/кг
hп.пп=3312,09
кДж/кг (по tп.пп.=440oC и Р=40,7ата)
hг.и.=271 кДж/кг
(по tг.и.= tв.и.+8 =252+8=260 oC)
Энтальпия
газов на выходе экономайзера НД:
Где
hпв.= hдпв’+∆hпн=444 кДж/кг;(температура
питательной воды 104°С);
Gпв=1,005Gп=1,005·11,09=11,15
кг/с;
Тогда
tг.эк.= hг.эк./ср=186,03/1,0365=179,48
0С;
Принимаем температуру уходящих газов равную 120°С, тогда hух.г.=123,66 кДж/кг.
Расход сетевой воды через сетевой пучок при нагреве воды от tос= 70°С до температуры tпс= 110°С
находим из уравнения теплового баланса сетевого пучка:
Dсв × срв× (tпс - tос) =
Gг ×( h12 - hух)×hохл,
Dсв =
(Gг ×(hг.эк. - hух)×hохл)/ (срв× (tпс - tос))=
= (80,4 ×(186,03 - 123,66)×0,98)/ (4,187× (110 - 70))= 29,32 кг/с= 105,552 т/ч
Количество тепла отпускаемого сетевым пучком:
Qсп= Dсв × срв× (tпс - tос)=
105,552×4,187× (110 - 70)= 4914,03 кДж/с = 4,226
Гкал/час
КПД котла утилизатора найдем из следующего соотношения:
В период ремонта тепловых трасс, а также при отсутствии теплового
потребителя сетевой воды котел-утилизатор может работать с отключенным по воде
сетевым пучком. Поверхность нагрева сетевого пучка при этом должна быть
сдренирована. При этом произойдет повышение температуры уходящих газов до tух = tг.эк. = 2320С (hг.эк.
= 240.5 кДж/кг) и снижение КПД котла:
2.2 Расчет тепловой схемы ПТУ в составе УПГУ
Расчет
тепловой схемы турбины ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 в составе УПГУ произведем по
следующим этапам:
2.2.1 Составление балансов основных потоков пара и
воды
Расход
пара на паровую турбину, с учетом потерь:
G0=Gп - Gут=
2·11,01 - 0,333 = 21,86 кг/c.
При
этом
Gут=αутGп= 0,015·2·11,01=0,333 кг/c.
Для
УПГУ с отборами на производство αут= 0,015.
Расход
пара через проточную часть турбины с учетом протечек через уплотнения:
Gт=G0 - Gупл = 21,86 - 0,437= 21,42 кг/c.
Где Gупл= αупл· G0= 0,02·21,86=0,437 кг/c.
Определим расход добавочной воды:
Gдв= Gут+Gпр’+Gпот.
вн.= 0,333+ 0,04 + 6,945 = 7,318 кг/c.
Gпот.
вн - потери конденсата на производстве, принимаем αок= 0,5, тогда
Gпот.
вн= Gпр(1- αок)=13,89·(1-0,5)=6,945 кг/c.
2.2.2 Построение процесса расширения пара в турбине
на hs- диаграмме
Турбина ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 имеет противодавление 0,11 МПа, регулируемый
производственный отбор 1 МПа. Основные характеристики турбины сведены в
таблицу:
Табл. 2.2.1
Показатели
|
ПР-6-3,4/1,0/0,1-1
|
Номинальная мощность, кВт
|
6000
|
Частота вращения ротора, об/мин
|
3000
|
Параметры свежего пара (рабочий диапазон):
|
|
абсолютное давление, МПа
|
3,4 (3,1-3,6)
|
температура, °С
|
435 (420-445)
|
Ном. абсолютное давление пара за турбиной (рабочий
диапазон), МПа
|
0,12 (0,07-0,25)
|
Температура пара за турбиной, номинал (рабочий диапазон),
°С
|
136 (113-195)
|
Регулируемый отбор, номинал (рабочий диапазон):
|
|
абсолютное давление, МПа
|
1,0 (0,8-1,3)
|
температура при ном. давлении, °С
|
298 (276-327)
|
величина отбора, т/ч
|
50,0 (0-50,0)
|
Номинальный расход пара при режиме
|
|
с отбором, т/ч
|
67,5
|
без отбора, т/ч
|
41,1
|
Струйный подогреватель: производительность по пару, кг/ч
|
1100
|
|
номинальное давление, МПа
|
0,З5
|
макс. температура, °С
|
40
|
расход, м3/ч
|
20
|
Масляная система:
|
|
емкость масляного бака, м3
|
3,0
|
поверхность охлаждения маслоохладителей, м2
|
10х2
|
ном. температура охлаждающей воды, °С
|
20
|
ном. расход охл. воды на маслоохладители, м3/ч
|
20х2
|
Монтажные характеристики:
|
|
масса турбины, т
|
29,8*
|
масса ротора турбины, т
|
3,25
|
масса в/п корпуса с диафрагмами, т
|
8,5
|
масса поставляемого оборудования, т
|
37,8
|
высота фундамента турбины, м
|
5,0
|
Процесс расширения в hs -
диаграмме
Рис. 2.1 Процесс расширения пара в турбине ПР-6-3,4/1,0/0,1-1
Табл.2.2.2 Параметры расширения пара в основных точках
т.0:
|
to=4350C
|
|
Po=3,4 МПа
|
т.0’:
|
t’o= 4330C
|
|
P'о=3,3 МПа
|
|
h’o=3306.55 кДж/кг
|
т.1:
|
tотб=2980C
|
|
Ротб=1 МПа
|
|
hадотб=3047,42 кДж/кг
|
|
hотб=3094,06 кДж/кг
|
т.2:
|
t2=319,60C
|
|
P2= 0,98 МПа
|
|
h2=3094,06 кДж/кг
|
т.3:
|
tк= ts =99,60C
|
|
Рк = 0,1 МПа
|
|
х = 0,939
|
|
hадк= 2537,4 кДж/кг
|
|
hк=2637,6 кДж/кг
|
При
построении приняли .
2.3 Расчет теплообменных аппаратов
.3.1 Расчет расширителя непрерывной продувки
Так
как турбина работает с барабанными котлами, устанавливаем одну ступень
расширителя непрерывной продувки. Представленный на рис 2.2.
Gp, hp``
в Д
Gпр, hпр
Gпр-Gр= G'пр, hp`
Рис.2.2 Расширитель непрерывной продувки
Давление в расширителе:
По
Рр находим: кДж/кг, кДж/кг.
По
давлению в барабане котла Рбар=4,07 МПа находим hпр=h`бар=1092,92
кДж/кг. Принимаем КПД расширителя hр=0,98.
Тепловой
баланс расширителя:
где Gпр :
.3.2 Расчет сетевого подогревателя
Найдем
энтальпию пара за турбиной. Для этого примем ηoi=0,82, в 0-ой
точке h0=3305,07 кДж/кг, s0=6,974
кДж/кг·0С.
Тогда
Хкад
= (s0 - sk’)/(sk’’-sk’),
Xkад = (6,974 -
1,303) / (7,358-1,303) = 0,939;
hkад=hk’+ Xkад·rk=417,436+0,939·2257,51=
2531,57 кДж/кг.
Найдем
hk
hk =hотб - ηoi·( hотб-
hkад)= 3094,06-0,82·(3094,06-2537,4)=2637,6 кДж/кг
Составив
уравнение теплового баланса для сетевого подогревателя ТУ:
Примем
температурный напор 50С, тогда tс1=ts-5=950С.
Где
Gксп=Gт-Gотб.п.=7,53 кг/c.
Тепловая
нагрузка подогревателя:
2.3.3 Расчет деаэратора питательной воды
Расчётная
схема деаэратора питательной воды:
Рис. 2.3 Деаэратор питательной воды
Составим уравнение материального баланса:
где Gхво= Gупл + 0,5Gкп-отб + Gупл + 2·G’пр
Уравнение теплового баланса:
Тогда
Где
h’к=437,44 кДж/кг, при температуре конденсата 1000С;
Решив
систему уравнений получаем:
Gспк=7,37 кг/c; Gотб=0,1769
кг/c.
2.3.4 Расчет деаэратора подпитки теплосетей
Величина подпитки теплосетей:
Gпод=0,02·(Gcв.сп+2·Gcв.ку)=0,02·(156,4+2·29,32)=4,3 кг/с.
tпод= t0.4ата’=75,80С.
tд=(110+95)/2=102,5
0С;
tв=320С.
Составим уравнения теплового баланса и материального:
Решая
систему уравнений получаем:
Уравнение
смешения для определения температуры на входе в сетевую установку tос’
имеет вид:
2.4 Расчет мощности турбоустановки
Мощность
турбины
котел
утилизатор пар вода
3. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ УПГУ.
Определим электрический КПД ПТУ:
Где
Qэ - расход теплоты на выработку электроэнергии, МВт;
Q0 - расход
теплоты в свежем паре на турбоустановку, МВт;
Qтуп-отб -
теплота отпускаемая промышленному потребителю, МВт;
Qспту - теплота
отпущенная противодавлением, МВт.
Найдем
Qтуп-отб, Qспту:
Тогда
Удельный
расход теплоты на выработку электроэнергии паровой турбины
КПД
нетто УПГУ по отпуску электроэнергии:
Удельные
выработки на тепловых потоках от УПГУ:
удельная
выработка на тепловом потреблении от турбины:
удельная
выработка на паре промышленного отбора:
;
удельная
выработка электроэнергии на тепловом потреблении для всей ПГУ в целом:
Расходы
топлива для ГТУ
принимаем
bтэ=170 кг у.т./Гкал. Тогда
;
расход
условного топлива ГТУ:
;
расход
топлива на выработку электроэнергии можно определить по формуле:
;
Тогда
удельный расход топлива на выработку электроэнергии определим по:
;
При
ΔЭсн=5% NнеттПГУ=52,611 МВт:
;
При
Раздельной схеме энергоснабжения принимаем:КЭСээ=320 г у.т./ кВт·ч;кот =160 кг
у.т./Гкал. В этом случае:
затраты
топлива на выработку электроэнергии будут равны:
;
затраты
топлива на выработку тепловой энергии:
;
общий
расход топлива при раздельной выработке энергии:
.
4. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
.1 Питательные насосы
Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды в барабан котла
при максимальной мощности установки с запасом 5%:
МПа;
.
Выбираем
питательный насос по [3,таблица 5] типа ПЭ-100-53.
4.2 Конденсатные насосы
Конденсатные
насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:
Выбираем
два рабочих насоса 50% производительности и один резервный типа Кс-12-50 по [3,
таблица 5,8].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте была рассчитана тепловая схема утилизационной
парогазовой установки, включающей котел-утилизатор, газовую турбину STG-600 и паровую турбину типа
ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 с противодавлением.Основные характеристики турбины
представлены в таблице № 2.2.1.
Был произведен укрупненный расчет КУ, расчет параметров пара в процессе
расширения пара в турбине в основных точках. Полученные данные сведены в
таблицы №2.1 и №2.2.2.
В следствии расчетов получили следующие показатели:
-
удельный расход топлива на отпуск электроэнергии составил ;
КПД
брутто по выработке электроэнергии: ;
КПД
нетто УПГУ по отпуску электроэнергии: .
ЛИТЕРАТУРА
· Расчет
тепловой схемы утилизационных парогазовых установок: методическое пособие по
дипломному проектированию для студентов специальностей 1 - 43 01 04 «Тепловые
электрические станции», 1-53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими
процессами»/С. А .Качан. -Мн.:БНТУ, 2007.−130с.
· Таблица
«Термодинамические свойства воды и водяного пара».
· Малюшенко
В.В., Михайлов А.К. Энергетические насосы: Справочное пособие. - М.:
Энергоиздат, 1981. - 200 с., ил.