Расчет принципиальной тепловой схемы и технико-экономических показателей энергоустановки (энергоблок с турбиной ПТ-135/165-130/15)
Содержание
1. Введение
. Тепловая схема энергоблока
. Построение процесса расширения пара в H-S диаграмме
. Таблица параметров пара на турбину
. Расчет сетевой установки
. Определение расхода пара на турбину
. Составление теплового баланса
. Определение технико-экономических показателей работы
энергоблока
. Выбор вспомогательного оборудования энергоблока
. Выводы
. Литература
1.
Введение
Для производства электрической энергии используются природные
энергетические ресурсы. В зависимости от вида энергетических ресурсов различают
основные типы электростанций: тепловые (ТЭС), гидроэлектростанции (ГЭС),
атомные (АЭС) и так называемые «нетрадиционные», использующие энергию ветра,
солнца, приливов, и т.п. Наибольшая доля в выработке электрической и тепловой энергии
принадлежит тепловым электростанциям.
Широкое развитие в энергетике получила теплофикация - централизованное
теплоснабжение на базе комбинированной выработки электрической и тепловой
энергии. Основоположниками данного направления являются В.В.Дмитриев и Г.Л.
Гинтер.
Все промышленные предприятия нуждаются одновременно в теплоте и
электроэнергии. Некоторым предприятиям теплота требуется только для отопления и
горячего водоснабжения, вентиляции и кондиционирования воздуха. В этом случае
наиболее экономичным теплоносителем является горячая вода. Другим предприятиям
(металлургическим, химическим, целлюлозно-бумажным и др.) требуется, помимо
горячей воды, пар различных параметров на производственные нужды.
В отличие от электроэнергии теплота не может экономично передаваться на
значительные расстояния (особенно при теплоносителе - паре), поэтому каждому
крупному предприятию или группе близкорасположенных предприятий требуется свой
источник теплоты нужных параметров. Такими источниками являются теплоэлектроцентрали
(ТЭЦ), на которых производится комбинированная (совместная) выработка теплоты и
электрической энергии, а так же водогрейные или паровые котельные и различные
утилизационные установки. При достаточно больших масштабах потребления теплоты
ТЭЦ дают большую экономию топлива по сравнению с так называемым раздельным
вариантом теплоэлектроснабжения, при котором предприятие получает
электроэнергию от энергосистемы, а теплоту от районной котельной.
Для расчета тепловых схем широко используются три метода:
1. Аналитический метод. При этом расчёт
ведётся в долях расхода отбираемого пара при заданной электрической мощности.
2. Метод последовательных приближений.
Он основан на предварительной оценке расхода пара на турбину с последующим его
уточнением.
3. Расчет по заданному расходу пара в
конденсатор.
2.
Тепловая схема энергоблока
Для данной теплофикационной турбины ПТ-135/165-130/15 применим типовое
заводское решение. Турбина имеет семь регенеративных отборов (включая
регулируемые).
Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:
. технологический пар из промышленного отбора, с расходом Dпр=320т/ч.
Конденсат пара возвращается на ТЭЦ полностью, его температура составляет
tв.к.=100 0С;
. горячая вода на отопление и коммунально-бытовые нужды. Теплофикационная
установка ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный
котёл.
Тип парогенераторов - барабанный. Данный максимальный расход пара на
турбину (750 т/ч) с необходимым запасом в 3% могут обеспечить, при необходимом давлении (13.2 МПа), два
котлоагрегата Е - 420 - 140 (БКЗ420 - 140ПТ - 1) с характеристиками:
1. Номинальная паропроизводительность,
т/ч 420;
2. Давление острого пара на выходе, МПа
13.2;
3. Температура, 0С: 561
4. Перегретого пара 560;
5. Питательной воды 230;
6. Уходящих газов 150;
7. Воздуха на выходе в
воздухоподогреватель 60;
8. Горячего воздуха 366;
9. Тип топочного устройства - камерная
топка с перережимом;
10.Потери от
химической (механической) неполноты сгорания, % 0/1;
11.Расчетный КПД
брутто,%92.7;
12.Схема
использования теплоты продувочной воды парогенераторов: двухступенчатый
сепаратор и подогрев химически очищенной воды.
13.Схема
приготовления добавочной воды - химводоочистка. Восполнение потерь конденсата
осуществляется в конденсаторе турбины.
3.
Построение процесса расширения пара в H-S диаграмме
Для теплофикационных турбин частью высокого давления (ЧВД) считают
участок проточной части от регулируемых клапанов острого пара до камеры
производственного отбора, частью среднего давления (ЧСД) - участок регулирующих
органов ЧСД до камеры нижнего отопительного отбора, частью низкого давления
(ЧНД) - участок от регулирующих органов ЧНД конденсатора.
При построении i-s диаграммы процесса расширения пара в турбине задаются
следующими значениями отдельных величин.
Потери давления от дросселирования острого пара в стопорных и
регулирующих клапанах при их полном открытии
∆p0=p0-p0’=(0.03...0.05)p0,
где p0 и p0’ - соответственно давление острого пара
и пара на входе в сопла первой ступени ЧВД.
Принимаем
∆p0=0.04p0
Потери давления в перепускных трубах из одного цилиндра турбины в другой
∆pпер=0.015pпер
Потери давления в регулирующих органах регулируемых отборах
теплофикационных турбин зависят от степени их открытия и величины пропуска пара
к последующим ступеням. При полном открытии регулирующего органа потери
давления в нём обычно равны 4-6% от величины давления пара в камере
регулируемого отбора pотб. При частичном открытии потеря давления
может возрасти до 40-50% и более в зависимости от режима работы
теплофикационной турбины.
Для данного режима работы турбины далее строится i-s диаграмма процесса
расширения пара в турбине, приведенная на рис.3.1.
Начальные параметры пара p0=13 МПа, t0=5500C,
i0=3471,4 кДж/кг S0=6,6087 кДж/кг*0K, V0=0,027
м3/кг.
Учитывая потери давления от дросселирования острого пара в стопорных и
регулирующих клапанах, давление пара на входе в турбину p0’=p0-Δp0 и i0’=i0, что составляет p0’=12.48
МПа, остальные параметры: I0’=3471,4 кДж/кг, S0’=6,63
кДж/кг*0K, V0’=0.028 м3/кг.
Пар адиабатно расширяется в ЧВД турбины до параметров p3=1.47
МПа, при этом теплоперепад составляет Δi3’=597,6 кДж/кг. Учитывая
потери в турбине (значение внутреннего относительного КПД η0i ЧВД принимается согласно рис.2.1.
[4],)
0*V0=750т/ч*0.027=20,25
м3/ч,0’/p3=12.48/1.47=8.49,
где G0=750 т/ч - расход свежего пара,
КПД составляет η03=0.88.
Таким образом сработанный теплоперепад пара составляет (учитывая, что
давление на выходе из ЧВД остаётся постоянным)
Δi03=
Δi03’*η03,
Δi03=597.6*0.88=525.89
кДж/кг
Параметры пара:
1. I3=2945.51 кДж/кг;
2. S3=6.76 кДж/кг*0К;
3. Т3=270 0С;
4. V3=0.163 м3/кг;
При переходе из ЧВД в ЧСД имеются потери давления в перепускных трубах p3’’=p3-Δpпер., где 3’’
- точка, соответствующая параметрам пара на входе в ЧСД. Таким образом:
1. p3’’=0.985p3=0.985*1.47=1.448 МПа;
2. I3’’= I3=2945.51 кДж/кг;
. S3’’=6.77 кДж/кг*0К;
. V3=0.165 м3/кг;
Далее пар адиабатно расширяется в ЧСД турбины до давления p6=0.08
МПа, адиабатный теплоперепад составляет
Учитывая потери в турбине (значения КПД ЧСД и ЧНД принимаем согласно
рис.2.4.[4]).
Определяем
3’’=G0-Gпвд1-Gпвд2-Gпвд3-Gдеаэратора-Dпр;
Где G0=750 т/ч - расход свежего пара;пвд1=33.9 т/ч
регенеративный отбор пара в ПВД1 (приложение 2 [4]);пвд2=29.8 т/ч
регенеративный отбор пара в ПВД2 (приложение 2 [4]);пвд3=14.6 т/ч
регенеративный отбор пара в ПВД3 (приложение 2 [4]);деаэратора=33
т/ч регенеративный отбор пара в деаэратор (приложение 2 [4]);пр=160
т/ч - промышленный отбор пара (исх. данные);3’’
=750-33.9-29.8-14.6-33-160=478.7 т/ч;3’’*V3’’=478.7*0.165=79.98*103
м3/ч;
P3’’/p6==18.1, тогда КПД составляет η3’’6=0.905.
Таким
образом сработанный теплоперепад пара составляет
Δi3’’6=Δi3’’6*η3’’6,
Δi3’’6=533,2 *0.913=482.55 кДж/кг.
Параметры
пара:
1. I6=2462.96 кДж/кг;
2. S6=6.88 кДж/кг*0К;
. V6=2.09 м3/кг;
. T6=950C
При переходе из ЧСД в ЧНД имеются потери давления в перепускных трубах
6’’=p6-Δpпер,
где 6’’ - точка, соответствующая параметрам пара на входе в ЧНД.
Таким образом, p6’’=0.079 МПа, i6’’=i6,
V6’’=2.12 м3/кг, S6’’=6.89 кДж/кг*0К;
Далее пар адиабатно расширяется в ЧНД турбины до параметров pk=0.003
МПа, адиабатный теплоперепад составляет Δi6’’k=458,9 кДж/кг.
Учитывая потери в турбине
6’’*V6’’=413*2.12=875.56*103 м3/ч, где6’’=
G0-Gпвд1-Gпвд2-Gпвд3-Gдеаэратора-Dпр
-Gпнд4-Gпнд5-Gпнд6, где
Gпвд4=30 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД4 (приложение 2
[4]);пвд5=28 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД5 (приложение 2
[4]);пвд6=7.7 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД6 (приложение 2
[4]);
Определяем
отношение давлений: p6’’/ pk==26.33, тогда η6’’k=0.871
(согласно рис.2.4[4]). Таким образом, сработанный теплоперепад пара составляет:
Δi6’’k=0.871*458.9=399.7 кДж/кг.
Параметры
пара:
1. Ik=2063.26 кДж/кг;
2. Sk=6.96 кДж/кг*0К;
. Vk=36.6 м3/кг;
. Tk=250C
Потери давления пара в паропроводе от места отбора в турбине до
подогревателя принимаются в размере 6-9% от давления пара в отборе.
Давление в камерах нерегулируемых отборов турбины ПТ-135/165-130-15
принимается согласно заводским данным. Температура питательной воды после ПВД
без охладителя перегрева пара принимается меньше температуры насыщения в
подогревателе на 3-50С. Для подогревателей низкого и среднего
давления недогрев воды принимают равным 2-40С.
Температуры дренажей ПВД принимается выше температур воды на входе на
5-100С, температуры дренажей ПНД равны температурам насыщения
греющего пара.
Все расчетные параметры пара и воды сведены в таблицу1.
Рис.3.1.
4. 4. Таблица параметров пара на турбину
Наименование величины
|
Элементы схемы
|
|
ПВД1
|
ПВД2
|
ПВД3
|
Деаэратор
|
ПНД4
|
ПНД5
|
ПНД6
|
ПНД7
|
Конденсатор
|
СП2
|
СП1
|
Точка процесса в I-S
диаграмме
|
1
|
2
|
3
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
К
|
6
|
7
|
Давление отборного пара,
МПа
|
3,34
|
2,24
|
1,47
|
1,47
|
0,5
|
0,25
|
0,08
|
0,02
|
0,003
|
0,08
|
Температура отборного пара,
0С
|
370
|
321
|
270
|
270
|
163
|
128
|
95
|
60
|
25
|
95
|
60
|
Энтальпия пара, кДж/кг
|
3159,26
|
3067,08
|
2945,51
|
2945,51
|
2777,97
|
2660,65
|
2462,96
|
2325,45
|
2063,3
|
2462,96
|
2325,45
|
Давление пара в
подогревателе, МПа
|
3,078
|
2,065
|
1,35
|
1,35
|
0,461
|
0,23
|
0,074
|
0,0184
|
0,0027
|
0,074
|
0,0184
|
Температура насыщения,
соответствующая данному давлению, 0С
|
233,9
|
213,7
|
193,35
|
193,35
|
148,8
|
124,71
|
91,1
|
57,83
|
22,34
|
91,1
|
57,83
|
Энтальпия кипящей жидкости,
соответствующая значениям температуры насыщения, кДж/кг
|
1009,1
|
916
|
820,9
|
820,9
|
627,8
|
525
|
381,15
|
242,72
|
93,7
|
381,15
|
242,72
|
Температура питательной
воды или конденсата на выходе из подогревателей, кДж/кг
|
232
|
209,67
|
187,37
|
165
|
145,8
|
121,71
|
88,1
|
54,83
|
|
62,3
|
Температура дренажа
подогревателей, 0С
|
222
|
200
|
177,37
|
|
148,8
|
124,71
|
91,1
|
58,98
|
|
66,3
|
57
|
Энтальпия дренажа
подогревателей, 0С
|
953
|
852,4
|
749,9
|
|
627,8
|
525
|
381,15
|
246,91
|
|
276,21
|
238,54
|
4. 5. Расчет сетевой установки
Сетевая подогревательная установка служит для нагрева сетевой воды,
теплота которой в дальнейшем используется на нужды отопления, вентиляции и
горячего водоснабжения. Подогревательная установка выполнена двухступенчатой,
что определено наличием двух, последовательно включенных по сетевой воде
основных сетевых подогревателей (рис. 5.1).
Рис. 5.1 Принципиальная схема сетевой подогревательной установки
Расход сетевой воды:
Gс.в=;
где
Qот.мах=100 МВт - количество, отпускаемой с ТЭЦ теплоты;
Diс.в=iп-i0
- разность энтальпий горячей воды, вернувшейся из теплосети и отдаваемой в
сеть.
Температурный
график в расчетном режиме t0=48 0C tп=150 0C,
соответствующие им энтальпии i0=200.89 кДж/кг, iп=632,2
кДж/кг.с.в=;
Тепловая
нагрузка отопительных отборов:
от=Qот.мах*;
где
Diсп=iсп2-i0 -
повышение энтальпии сетевой воды теплофикационной установки турбины;сп2=259.5
кДж/кг - энтальпия сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя верхней
ступени; Ср=4,19 кДж/кг*0С - теплоемкость воды.от=100* МВт;
Тепловая
нагрузка пикового водогрейного котла:
п.в.к= Qот.мах-
Qот=100-13.71=86.29 МВт;
Температура
сетевой воды после выхода из сетевого подогревателя верхней ступени:
с2=t0+
Исходя
из того, что максимум теплофикационной выработки энергоблоком достигается при
равном подогреве сетевой воды по ступеням, температура сетевой воды после сетевого
подогревателя нижней ступени:
Температура
насыщения пара в верхнем и нижнем сетевых подогревателях:
н.в=tc2+dtсп=62.11+4=66,11 0Сн.н=tc1+dtсп=55.05+4=59.05 0C
где
dtсп=4 0С - температурный
недогрев сетевых подогревателей.
Давление
пара в камера нижнего и верхнего сетевого отборов турбины, с учетом
гидравлических потерь в паропроводах может быть оценено величиной:
т.в=1,08*pн.в=1,08*0,026=0,028
МПа;т.н=1,08* pн.н=1,08*0,019=0,02052 МПа
где
pн.в=0,026 МПа; pн.н=0,019 МПа - давления,
соответствующие температурам насыщения.
Расход
пара на сетевой подогреватель нижней ступени
;
где
Diсп1=iсп1-i0 -
повышение энтальпии сетевой воды в сетевом подогревателе нижней ступени; iсп1=229,8
кДж/кг - энтальпия сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя нижней
ступени; i7=2325.45 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД7; hто=0.98 -
КПД теплообменников.
Расход
пара на сетевой подогреватель верхней ступени:
;
где
i6=2508.486 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД6
Тепловая
нагрузка подогревателей:
сп1=Gс.в.*(iсп1-i0)=231.85*(229.8-200.89)=0.67*104
кВтсп2=Gс.в.*(iсп2-iсп1)=
231.85*(259,5-229,8)=0.69*104 кВт
Расчет
сепараторов непрерывной продувки.
Производительность парогенератора
бр.пг=Dm+Dк.о.с.н,
где Dк.о.с.н= aк.о.с.н*Dm
- расход пара на собственные нужды котельного отделения, aк.о.с.н=1,2% коэффициент пара на собственные
нужды, Dm - расход пара на турбину (пункт 6).
Таким образомбр.пг=156,84+0,012*156,84=158,72 кг/с.
Расход питательной воды составляет:
п.в= Dбр.пг*(1+aпр),
где aпр=0,015 - коэффициент продувки
парогенераторап.в=158,72*(1+0,015)=161,1 кг/с.
В целом потери на электростанции можно разделить на внутренние и внешние.
Внутренние утечки пара условно относят к участку паропровода между котлом и
турбиной. На энергоблоках до критического давления с барабанными котлами к
внутренним потерям от утечек относят потери с непрерывной продувкой из
барабанов котлов. Их величина принимается равной 0,5-3% при восполнении потерь
химически очищенной водой. В некоторых случаях для теплофикационных
энергоблоков с турбинами ПТ допускается увеличение доли непрерывной продувки до
5%.
Расход продувочной воды:
пр=aпр* Dбр.пг=0,015*158,72=2,381
кг/с.
Выпар из первой ступени сепаратора:
;
где
iпр=1560 кДж/кг - энтальпия воды в барабане парогенератора при
давлении pб=13.72 МПа;сеп1=666 кДж/кг - энтальпия продувочной
воды, сливаемой из первой ступени сепаратора r1=2090 кДж/кг - теплота
парообразования при давлении в деаэраторе pд=0,588 МПа.
Выпар
из второй ступени сепаратора:
,
.
Количество воды сливаемой в техническую канализацию (tсл=60 0С)
’’пр= Gпр-(Dсеп1+Dсеп2)=2.381-(1.02+0.139)=1.222
кг/с.
Расход химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор (tх.о.в=300С)
х.о.в=Gдоб
Gдоб= G’’пр+ Gут+Dк.о.с.н,
где Gут=aут*Dm
- величина внутристационарных потерь конденсата. Внутристационарные потери пара
и конденсата не должны превышать при номинальной нагрузке 1,6% на ТЭЦ с
производственно-отопительной нагрузкой aут=0.013.х.о.в=1,222+0,013*156,84+0,012*156,84=5,143 кг/с.
Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки.
,
где
iх.о.в=125,66 кДж/кг - энтальпия химически очищенной воды; iсл=251,09
кДж/кг - энтальпия воды, сливаемой в техническую канализацию.
Расчет регенеративной
схемы.
Расход пара
на ПВД1:
;
где
i1=3159.26 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПВД1; iп2=897,8
кДж/кг - энтальпия питательной воды на выходе из ПВД2 (на входе в ПВД1); iдр1=953,0
кДж/кг - энтальпия дренажа ПВД1; iпв=999,7 кДж/кг энтальпия
питательной воды, при температуре питательной воды tпв=232 0C.
Расход
пара на ПВД2:
;
где
iдр2=852,4 кДж/кг - энтальпия дренажа ПВД2; i2=3067.08
кДж/кг - энтальпия отборного пара ПВД2; iп3=794,2 кДж/кг энтальпия
питательной воды на выходе из ПВД3.
Повышение
энтальпии питательной воды питательным насосом:
;
где
Dpпв=pн-pДеаэратора.
Принимаем
давление питательной воды после питательного насоса pн=1,15 pпг,
pн=15,789 МПа
По
таблице свойств воды и водяного пара [3], учитывая, что температура в
деаэраторе tд=165 0С
н.ср=(pн+pДеаэратора)/2,
где
pДеаэратора=0,69 МПа - давление в деаэраторен.ср=(15,789+0,69)/2=8,239
МПа,
находим
Dpпв=15,789-0,69=15,099 МПа;
Таким
образом, энтальпия пара на входе в ПВД3
’д=
iп.Деаэратора+Diпв=697.3+20.83=718.13 кДж/кг
где
iдр3=749,4 кДж/кг - энтальпия дренажа в ПВД3. В ПВД3 пар поступает
из уплотнений в количестве Dупл=1,33 кг/с с энтальпией iупл=3280
кДж/кг.
6. Определение расхода пара на турбину
энергоблок
пар турбина деаэратор
Определение
предварительного расхода пара на турбину.
Коэффициент недоиспользования мощности промышленного отбора:
;
где
Hi=i0’-ik, hпр=i0’-i3
- использованные теплоперепады потока пара.i=3471.4-2063.26 =1408.14
кДж/кг.пр=3471.4-2945.51 =525.89 кДж/кг.
Коэффициенты
недоиспользования мощности отопительных отборов:
;
где
hот1=i0’-i7 (i7=2325.45 кДж/кг -
энтальпия отборного пара ПНД7 и СП1), hот2=i0’-i6 (i6=2508,486
кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД6 и СП2), тогда:от1=3471.4-2325,45=1145,95
кДж/кгот2=3471.4-2508,486=962,914 кДж/кг
Оцениваем
расход пара на турбину:
, где
рег=1.19 - коэффициент
регенерации, учитывающий увеличение расхода пара на турбину из-за влияния
регенеративных отборов;э=140 МВт - электрическая мощность турбины; hэм=0.98 -
электромеханический КПД генератора.
7. Составление теплового баланса
Материальный баланс деаэратора:
1+D2+D3+Dупл+Dсеп1+Dд+Dк.д=Gп.в+Gут
Тепловой баланс деаэратора:
[Dд*iдеаэратора+(D1+D2+D3+Dупл)*iдр3+Dсеп1*i’’сеп1]*hто+Dкд*iп4=(Gп.в+Gут)*
*iп.Деаэратора;
где i’’сеп1=2775 кДж/кг - энтальпия сухого насыщенного пара в
сепараторе первой ступени, энтальпия отборного пара в деаэратор iдеаэратора=i3
,6+7,34+0,21+1,33+1,02+Dд+Dкд=161,1+2,04д+Dкд=145,64
(Dд*2945,51+(7,6+7,34+0,21+1,33)*749,4+1,02*2775)*0,98+ Dкд*614,9
= 113757,522д*2886,6+Dкд*614,9=98880,52
Решая систему, состоящей из уравнений теплового и материального баланса:
д+Dкд=145,64д*2886,6+Dкд*614,9=98880,52
Получим:кд=141,54 кг/с - расход питательной воды и конденсата;д=4,1
кг/с - расход отборного пара на деаэратор;
Расход пара на ПНД4:
;
где
i4=2777.97 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД4; iдр4=627,8
кДж/кг - энтальпия дренажа ПНД4, оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД4
значением ic4=510 кДж/кг
Расход
пара на ПНД5:
;
где
i5=2660.65 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД5; iдр5=525,0
кДж/кг - энтальпия дренажа ПНД5; iп5=512,2 кДж/кг - энтальпия
конденсата на выходе ПНД5; оцениваем энтальпию конденсата на входе ПНД5
значением ic5=390 кДж/кг.
,05838*D5=7,8535=7.42
кг/с.
Расход
конденсата через ПНД5:
’кд=Dкд-D4-D5=141.54-7.05-7.42=127.07
кг/с;
Проверка
принятого значения ic4:
Оценка
расхода пара в конденсатор:
Dk=Dm-(D1+D2+D3+Dупл+Dд+Dпр+D4+D5+Dсп1+D6+Dсп2+D7+Dку+Dсп+Dэж+Dс.эж)
Где Dку=0,01106 кг/с - количество пара, поступающего из
концевых уплотнений турбины в конденсатор; Dсп=1,795 кг/с -
количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотнений
турбины; - количество пара, поступающего на основной Dэж=1,795 кг/с
сальниковый - Dс.эж=0,654 кг/с.к=156,84-(7,6+7,34+0,21+1,33+4,1+44,4444+
7,05+7,42+3,01+D6+6,21+ D7+0,01106+1,795+1,795+0,654)к=63,87-(D6+D7)
- этот поток пара определяет конденсатную мощность турбины.
Количество конденсата, проходящего через ПНД:
’к=Dк+D7+Dкд+Gдоб+Dсп+Dэж+Dс.эж
D’к=63,87-D6-D7+D7+Dку+Gдоб+Dсп+Dэж+Dс.эж=63,87+0,01106+5,143+
1,795+1,795+0,654-D6.’к=73,27-D6 кг/с.
Расход пара на ПНД7:
Уравнение
теплового баланса ПНД6:
[D6*(i6-iп6)+Dсеп2*(i’’сеп2-iп6)]*hто=(D’k+Dсп1)*(iп6-ic6);
где
iп6=368,53 кДж/кг - энтальпия конденсата на выходе ПНД6; i’’сеп2=2687
кДж/кг - энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе второй ступени;
оцениваем энтальпию конденсата на входе ПНД6 ic6=240 кДж/кг.
[D6*(2462.96-368.53)+0.139*(2687-368.53)]*0.98=(73,27-D6+3,01)*
(368.53-240);
,07*D6=9488.45;6=4,35
кг/с;
Подставляя
D6 в ранее полученные выражения, получаем:’k=68,92 кг/с;7=3,54
кг/с;к=55,98 кг/с;
Уточнение
ранее принятого значения ic5.
;
где
iвк=419,06 кДж/кг - энтальпия возвращенного технологического пара,
полагаем, что конденсат пара возвращается на ТЭЦ полностью; iдр6=381,15
кДж/кг - энтальпия дренажа ПНД6. D’’k=D’k (ПНД5).
Что
практически совпадает с ранее принятым значением.
Уточнение
ранее принятого значения ic6.
;
что
практически совпадает с ранее принятым значением.
Проверка
баланса пара в турбине.
=D1+D2+D3+Dупл+Dд+Dпр+D4+D5+Dсп1+D6+Dсп2+D7+Dку+Dсп+Dэж+Dk
Dm=7,6+7,34+0,21+1,33+4.1+44.444+7.05+7.42+3.01+4.35+6.21+
3.54+0.01106+1.795+1.795+55,98 =156,18 кг/с.
Почти
полное совпадение.
Проверка
материального баланса деаэратора:
пв+Gут=Dкд+Dсеп1+Dупл+Dд+D1+D2+D3
161,1+2,04=141,54+1,02+1,33+4,1+7,6+7,34+0,21
,14=163,14
кг/с - имеется полное совпадение.
Внутренняя
мощность турбины:
i=SDi*Dii; т.е.i=D1*(i’0-i1)+D2*(i’0-i2)+(D1+Dпр+Dд)*(i’0-i3)+D4*(i’0-i4)+D5*(i’0-i5)+
(D6+Dсп2)*(i’0-i6)+(D7+Dсп1)*(i’0-i7)+Dk*(i’0-ik)=1.427*105;
Электрическая
мощность турбогенератора:
’э=Ni*hэ=1,427*105*0,98=1,398*105=139,8
МВт;
Небаланс
мощности:
DNэ=Nэ-N’э*10-3=140-139,8=0,2.
Уточнение
расхода пара на турбину:
Тогда
уточненный расход пара
D’m=Dm+DDm=156.84+0,172=157.012
кг/с.
Уточнение
коэффициента регенерации:
Далее,
если отклонение мощности от принятой для расчета схемы превышает заданную
точность (>2%) производят перерасчет схемы на уточненный расход, при этом
все расчетные формулы для определения отдельных потоков пара не изменяют.
8.
Определение технико-экономических показателей работы энергоблока
Общий расход теплоты на турбоустановку:
т.у=[Gт.у*(i’0-iп.в)+Dсеп1*(iсп1-iп.в)+Dсеп2*(iсп2-iп.в)-Gдоб*(iп.в-iх.о.в)]*10-3
Где Gт.у=G0+Dупл - расход пара
турбогенераторной установки, включая расход на турбину и уплотнения. Gт.у=208.33
кг/с+1,33 кг/с=209,663 кг/с iсп1=2325,45 кДж/кг и iсп2=2508,486
кДж/кг - энтальпии отборного пара в нижнюю и верхнюю ступень сетевых
подогревателей соответственно iх.о.в.=125,66 кДж/кг; iпв=999,7
кДж/кгт.у=[209,663*(3471,4-999,7)+1,02*(2325,45-999,7)+0,139*(2508,486-999,7)-5,143*(999,7-125,66)]*10-3=512,29
кДж/кг.
Расход теплоты на производство электрической энергии:
э=Qт.у-Qот.мах-Qпр;
где Qпр=50 МВт- теплота, отпущенная с паром производственного
отбора, учитывая, что конденсат пара полностью возвращается на ТЭЦ.от.мах=100
МВт;э=512,29-100-50=362,29 МВт;
КПД брутто теплофикационной установки по производству электроэнергии
КПД
нетто турбоустановки по производству электроэнергии, учитывающий расход
электроэнергии на собственные нужды:
hн.т.у.э.=hбр.т.у.э.*(1-bсп),
где
bсп=0,03 -
доля от выработанной энергии, потребленной на собственные нужды.
hн.т.у.э.=0,386*(1-0,03)=0,374
КПД
брутто энергоблока по производству электроэнергии:
hбр.бл.э.=hбр.т.у.э*hтп.*hка.,
где
hтп. - КПД
теплового потока hтп.=0,985
hка=0,927 - расчетный КПД брутто котлоагрегата
hбр.бл.э.=0,386*0,985*0,927=0,352
КПД
нетто энергоблока по производству электроэнергии
hн.бл.э.=hн.т.у.э.*hтп*hка=0,374*0,985*0,927=0,341
Удельный
расход условного топлива на электроэнергию, отпущенную от энергоблока:
КПД
брутто энергоблока по производству теплоты:
hбр.бл.т.=hп.*hтп*hка,
где
hп.=0,985 -
коэффициент, учитывающий потери теплоты турбоустановкой при отпуске тепловой
энергии внешним потребителям (в сетевых подогревателях, паропроводах пара
производственного отбора и т.п.).
hбр.бл.т.=0,927*0,985*0,985=0,899
Удельный
расход условного топлива энергоблоком для производства теплоты внешним
потребителям:
Расчетный напор питательного насоса должен превышать давление пара перед
турбиной p0 на величину гидравлических потерь в тракте и
гидравлического напора, обусловленного разностью уровней в барабане котла и оси
насоса. Приближенно можно считать:
п.н.=1,35*(р0)=1,35*13=17,55 МПа.
Для предупреждения кавитации и обеспечения надежной работы питательных
насосов в некоторых случаях устанавливают предвключенные низкооборотные
бустерные насосы, которые менее склонны к кавитации.
По приложению 6 [4], принимаем питательный насос ПЭ-580-185/200 с
параметрами:
1. Производительность: 580 м3;
2. Давление нагнетания: 18,15/19,62 МПа;
. Скорость вращения: 2985 об/мин;
. Номинальная мощность электродвигателя: 5000 кВт.
2.
Конденсатные насосы.
Расчетная производительность конденсатных насосов определяется с запасом
10-20% к максимальному расходу пара в конденсатор, отсюда:
к.н.=Dк*1,15, Gк.н.= 55,98*1,15=64,377 кг/с.
На турбоустановках с мощностью более 50 МВт устанавливают три насоса,
каждый из которых обеспечивает 50% производительность по условиям летнего
периода с учетом ухудшения вакуума и увеличением расхода пара в конденсаторы
турбин.
По приложению 7 [4], выбираем конденсатный насос КсВ-320-160, с
характеристиками:
1. Подача - 0,0898 м3/с;
2. Напор - 160 м;
. Допустимый кавитационный запас - 1,6 мм. вод. Ст.;
. Частота вращения - 25 с-1;
. Мощность - 168 кВт;
. КПД - 76%
. Температура конденсата - 134 0С.
3.
Деаэраторы повышенного давления.
Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по
максимальному ее расходу. На каждый блок по возможности устанавливается один
деаэратор. Исходя из этого согласно приложению 8 [4], выбираем два деаэратора
(Dкд=141,54кг/с) ДСП-800, с параметрами:
1. Производительность - 800 т/ч;
2. Рабочее давление(абсолютное), - 0,69 МПа;
. Температура - 1650С;
. Наружный диаметр - 2432 мм;
. Высота - 4000 мм;
. Масса - 8200 кг;
Охладители выпара:
.1. Поверхность охлаждения - 18 м2;
.2. Диаметр корпуса - 900 мм;
.3. Длина или высота - 3100 мм.
Емкость аккумуляторного бака деаэратора выбирается исходя из запаса
питательной воды, который должен обеспечивать работу теплофикационного
энергоблока с отопительными и промышленными отборами пара длительностью не
менее 7 мин.
Согласно приложению 9 [4], выбираем деаэрационные баки, с параметрами:
·
Емкость, м3
120 (для одной колонки ДСП-800);
·
Рабочее давление,
МПа 0.6;
·
Наружный диаметр,
мм. 3440;
·
Длина, мм. 17625;
·
Масса, кг 30515.
4. Сетевые
подогреватели.
Производительность подогревателей сетевой воды для теплофикационных
энергоблоков выбирается по величине тепловой нагрузки, исходя из величины
тепловой по уравнению теплопередачи определяется необходимая поверхность
теплообмена сетевого подогревателя.
; и ;
где
к=3,5 кВт/м2 - коэффициент теплопередачи в сетевых подогревателях,
для усредненного режима работы:
;
функция,
описывающая среднюю логарифмическую разность температур
Dtсп1=tc1-t0,
Dtсп2=tc2-t0
; ;
;.
Согласно приложению 10 [4], выбираем 2 подогревателя сетевой воды
ПСВ-315-3-23, с параметрами:
·
Поверхность
нагрева - 315 м2;
·
Расход воды
(пара) - 750 (69) т/ч;
·
Число ходов воды
- 2;
·
Вес подогревателя
(без воды) - 11,646 кг;
·
Рабочее давление
пара (воды) - 0,39 (2,35) МПа;
·
Рабочая
температура пара (воды) - 400 (70\120) 0С.
10. Выводы
Для расчета тепловой схемы энергоблока использовался метод
последовательных приближений, основанный на предварительной оценке расхода пара
на турбину, с последующим его уточнением. Весь расчет можно разбить на
несколько этапов:
. Построение процесса расширения пара в проточной части турбины для
определения параметров пара в отборах.
. Определение предварительного расхода пара на турбину.
. Составление уравнений тепловых и материальных балансов для основных
узлов схемы. Проверка материальных балансов пара в турбине, деаэраторе и
расхода пара в конденсатор.
. Определение тепловой и электрической мощности, развиваемой
турбогенератором. Определение небаланса мощности, уточненного расхода пара на
турбину и коэффициента регенерации. Полученное значение небаланса 1.7% является
приемлемым, для режима отличающегося от номинального. Для более точного определения
мощности проводят перерасчет схемы по уточненным значениям расхода пара и
коэффициента регенерации.
. Определение показателей тепловой экономичности. Полученные значения
являются приемлемыми.
11.
Литература
1.
Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / Баженов М.И.,
Богородский А.С., Сазанов Б.В., Юренев В.Н.; под ред. Соколова Е.Я. -2-е изд.,
перераб. - М.: Энергия, 1979. - 296 с., ил.
. Ривкин
С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.:
Энергия, 1980. - 424с., ил.
. Рыжкин В.Я.
Тепловые электрические станции: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и. доп.
- М.: Энергия, 1976. -447 с.
. Буров А.Л.,
Кащеев В.П. Методические указания по выполнению расчетных работ по дисциплине
«Теплотехнические процессы и установки» и «Тепловые электрические станции» для
студентов электроэнергетических специальностей, Мн.: БНТУ, 2003.
. Стреман
Л.С., Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для
вузов. 2-е изд. - М.: Энергоиздат, 1982. - 456 с.