Реконструкция противодавленческой турбины З-46(50)-90(130)/11 Ивановской ТЭЦ
Введение
Ивановская ТЭЦ - 2 входит в состав
Ивановского филиала ОАО «ТГК - 6», созданного 1 марта 2007 г. на базе
генерирующих объектов ОАО «Ивановская генерирующая компания».
ОАО «ТГК - 6» является основным
поставщиком тепловой и электрической энергии в шести регионах Центральной части
Российской Федерации. Основными активами ОАО «ТГК - 6» являются 15 тепловых
электростанций и 4 котельных общей установленной мощностью 3140 МВт и 10,5 тыс.
Гкал/час. Средний износ мощностей составляет 61%.
Миссией ОАО «ТГК - 6» является
содействие развитию и стабильности регионов расположения Компании через
формирование инфраструктуры, обеспечивающей надёжное и бесперебойное
энергоснабжение с использованием новых экологически чистых технологий, для
развития промышленности и муниципальных образований.
В соответствии с интересами
акционеров ОАО «ТГК - 6» своей стратегической целью считает долгосрочную
максимизацию стоимости Компании за счёт экстенсивного и интенсивного развития
на рынках тепловой и электрической энергии, повышения эффективности
деятельности и выхода на открытые рынки капитала.
В рамках долгосрочной стратегии
развития ОАО «ТГК - 6» намерено сущест - венно модернизировать и оптимизировать
производственные активы путём реализации инвестиционных проектов.
Одним из таких проектов является
проект реконструкции Ивановской ТЭЦ-2, который предусматривает подключение к
действующей турбине Р-50 нового цилиндра, работающего на теплоперепаде от
давления производственного отбора до давления теплофикационного отбора и
установку за турбиной нового ПСГ (изменяется тип турбины Р-50-90 на ПТР-65-90).
Выхлоп существующей турбины заведён
на два общестанционных коллектора пара 8-13 ата диаметром 500 мм. Потребность в
реконструкции возникла вследствие отсутствия крупных потребителей пара и, как
следствие, низкой годовой загрузки турбоагрегата (в среднем не более 400 часов
в году).
Реконструкция предполагает поставку
ЦСД с сохранением имеющихся на станции турбины и оборудования турбоустановки.
ЦВД остается на прежнем месте, на существующем фундаменте. Существующий
передний блок турбины переносится вперёд на 5 метров и размещается на
достраиваемой части фундамента ЦСД в передней части существующей турбины. Ротор
ВД модернизируется для обеспечения возможности соединения его с полумуфтой РСД.
Корпус подшипников №2 и №3, вкладыш подшипника №2 поставляются новые. В летний
период при отсутствии теплофикационной нагрузки подогреватель сетевой воды
горизонтального типа (ПСГ-1850) будет выполнять функции конденсатора, то есть
охлаждать конденсирующийся пар циркуляционной водой с номинальной температурой
20 0С при конденсационных режимах. Это позволит использовать турбину
практически круглый год - при любых тепловых нагрузках, дополнительно увеличить
степень её использования и эффективность работы станции.
Преимущества проекта:
обеспечение работоспособности
турбины Р-46 (50) - 90 (130)/11 при низком уровне потребления пара
промышленного отбора;
значительное улучшение
технико-экономических показателей работы стан - ции, повышение
конкурентоспособности бизнеса;
повышение надёжности станции, в том
числе как теплоисточника (в условиях зимних ограничений по газу обеспечивается
работоспособность на угле);
увеличение установленной
электрической и тепловой мощности станции за счёт модернизации турбины с
организацией Т-отбора с нагрузкой 172 Гкал/ч (в настоящий момент П-отбор - 195
Гкал/ч - после проекта П-отбор 60 Гкал/ч).
1. Описание Ивановской
ТЭЦ - 2
.1 Общие сведения о
станции
Станция находится в центральной
части г. Иваново на правом берегу реки Уводь. Площадь промплощадки ТЭЦ
составляет 23,3 га.
Строительство Ивановской ТЭЦ - 2
началось в 1949 году по проекту Всесоюзного государственного ордена Ленина
проектного института «Тепло - электропроект». ТЭЦ сооружалась в четыре очереди
и оснащалась оборудованием, отвечающим всем требованиям отечественного
энергостроения того времени. Наличие опытных кадров строителей и монтажников
способствовало скорейшему вводу ТЭЦ в число действующих.
ноября 1954 года был пущен
турбогенератор №1. Последующие годы мощность станции возросла. В 1964 году она
достигла проектного уровня.
С 1965 года началось ее расширение.
В 1968 году установлены: пятый, самый мощный турбогенератор, седьмой
энергетический котел, один водогрейный котёл, построена мазутная насосная.
В 1969 году со сдачей в эксплуатацию
восьмого энергетического котла и второго водогрейного расширение станции
закончилось.
Еще во время строительства ТЭЦ, а
затем и в период ее расширения начался процесс совершенствования режимов и
модернизации оборудования. На топливоподаче были реконструированы приводные и
натяжные станции, транспортёрные ленты заменены на более широкие с увеличением
скорости. В котельном цехе проведена реконструкция скрубберов с повышением КПД
с 88% до 96%, осуществлен перевод котлов с торфа на сжигание подмосковного, а
затем кузнецкого угля, освоено сжигание газа. В турбинном цехе была
осуществлена реконструкция проточной части турбин №2, 3, 4, что позволило
увеличить номинальную мощность каждой на 5 МВт. В электрическом цехе была
проделана большая работа по внедрению средств автоматики в схемах питания
собственных нужд ТЭЦ. В химическом цехе были реконструированы схемы подпитки
котлов и теплосети с полной заменой бакового хозяйства, осуществлен перевод
дренажных систем фильтров с пластмассовыми колпачками на щелевые из нержавеющей
стали, что значительно повысило надежность химводоочистки. Все основное
оборудование ТЭЦ оснащено тепловыми защитами, электронными регуляторами,
электроприводами.
Весь тридцатипятилетний период
работы ИвТЭЦ - 2 был нелегким. Пришлось осваивать сжигание целевого ряда топлив
- торфа, подмосковного, кузнецкого, донецкого, силезского углей, мазута и газа.
Длительное время ИвТЭЦ - 2 была основным источником теплоснабжения г. Иванова.
И весь этот период коллектив ТЭЦ неизменно справлялся с поставленной задачей. В
результате многолетней интенсивной эксплуатации основное оборудование
электростанции к концу 70-х годов было в значительной мере изношено,
требовалась коренная реконструкция. Пришло время обновления. В качестве
основного вида топлива определился кузнецкий уголь. С 1977 года на котле №8
началась реконструкция по проекту перевода на сжигание кузнецкого угля. В 1978
году реконструкция была произведена на котле №7, в 1980 году - на котле №5. В
1980 году заменен турбо - генератор №1, в 1981 году - турбогенератор №2, в 1984
году - турбогенератор №3, в 1987 году - турбогенератор №4, после чего
установленная мощность электростанции достигла 184 МВт.
В октябре 1989 года введен в работу
новый газопровод и ГРП, что позволило увеличить сжигание газа, способствуя тем
самым улучшению экологической обстановки в городе.
В настоящее время на станции ведётся
реконструкция противодавленческой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11. Новая
турбина будет типа ПТР - 65 - 8,8/0,12. По своим технико-экономическим
показателям она будет существенно превосходить все имеющиеся на станции турбины
на зимних режимах эксплуатации, а на летних режимах работы иметь показатели,
сопоставимые с конденсационными турбинами.
Основные подразделения ТЭЦ:
. Цех топливоподачи;
. Котельный цех;
. Турбинный цех;
. Электрический цех;
. Химический цех.
1.2 Цех топливоподачи
Основная цель деятельности ЦТП:
своевременная и бесперебойная приёмка, обработка, подготовка и подача твёрдого
и жидкого топлива в котельный цех.
В ведении цеха находятся следующие
здания, сооружения и территория: здание разгрузочного корпуса; здание
размораживающего корпуса; дробильный корпус с эстакадами 1,2 подъема; галерея
6-го транспортера; бункерная галерея; здание мазутной насосной; мазутные баки
1,2,3; эстакады разгрузки угля; здание механической мастерской; здание пожарной
насосной; здание автоматизированной компрессорной станции; здание бытовых
помещений на резервном складе; ремонтная мастерская на резервном складе; склад
ГСМ; здание пожарной насосной на резервном складе; здание ж/д весов на
резервном складе; автодороги на территории резервного склада топлива;
территория резервного склада; пьезометрическая скважина №12; внешние сети
фекальной и промышленной канализации; канализационные колодцы; сети пожарно-хозяйственного
водопровода; сети отопления, горячего, холодного водоснабжения и канализации в
зданиях и сооружениях, кроме производственных зданий в котельном, турбинном и
химическом цехах; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно
утверждённой схемы закрепления; колодцы пожарных гидрантов, находящиеся на
территории цеха.
Основные задачи цеха:
приёмка топлива от поставщиков и
контроль его количества и качества;
механизированное складирование и
хранение установленного запаса топлива при минимальных потерях;
своевременная и бесперебойная
подготовка и подача топлива в котельный цех;
предотвращение загрязнения
окружающей территории угольной пылью и брызгами нефтепродуктов;
контроль за полнотой разгрузки
железнодорожных вагонов и цистерн;
подготовка первичной документации по
претензионной работе по количеству и качеству;
бесперебойное обеспечение цехов
станции сжатым воздухом;
поддержание в исправном техническом
состоянии наружных сетей собственных нужд станции: пожарного и питьевого
водопровода, канализации, отопления;
поддержание в исправном техническом
состоянии сантехнических приборов в душевых и туалетах станции;
повышение производительности труда
за счет совершенствования организации труда, внедрения автоматизации,
механизации, передовых методов обслуживания и ремонта, снижения стоимости
эксплуатационных расходов.
1.3 Котельный цех
Основные задачи цеха
Выполнение диспетчерского графика
нагрузок и плана по выработке электрической и тепловой энергии.
Обеспечение надёжной безаварийной и
экономичной работы всего закреп - ленного за цехом оборудования, поддержания
оборудования в постоянной готовности к несению электрической и тепловой
нагрузок.
Повышение производительности труда
за счет совершенствования организации труда, внедрения механизации,
автоматизации, передовых методов обслуживания и ремонта, снижения стоимости
ремонтного обслуживания и эксплуатационных расходов.
Выполнение
производственно-хозяйственных планов цеха.
Защита окружающей среды и людей от
вредного влияния производства при выбросах с дымовыми газами.
Краткое описание
котлоагрегатов
На станции установлено восемь
барабанных парогенераторов с естественной циркуляцией: шесть - типа ТП - 170 и
два - БКЗ - 220 - 100ф.
Станция имеет неблочную структуру,
при которой магистрали свежего пара и питательной воды являются общими для всех
парогенераторов.
Парогенератор БКЗ - 220
- 100ф
Паровой котел БКЗ-220 Барнаульского
котельного завода имеет следующие характеристики:
производительность по пару -
220 т/час
рабочее давление в барабане -
110 кгс/см2
давление перегретого пара - 100
кгс/см2
температура перегретого пара -
510 оС
температура питательной воды -
215 оС
Компоновка котла П - образная. Топка
расположена в первом, восходящем газоходе. Во втором, нисходящем газоходе,
расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, расположенные в
рассечку. В верхнем горизонтальном газоходе расположен пароперегреватель.
Для приготовления угольной пыли на
каждом к/а установлено по 3 бункера угля, 3 скребковых питателя топлива (СПТ),
3 молотковые мельницы (ММТ) с центробежными сепараторами пыли.
Котел оборудован 6-ю
комбинированными пылегазовыми горелками, позволя - ющими в качестве основного
топлива использовать как уголь, так и газ. В качестве растопочного топлива
может использоваться мазут, для чего котел оборудован 4-я форсунками с паровым
распыливанием мазута.
На котел установлено два
механических шлакоудалителя (МШУ), два дутьевых вентилятора, два дымососа.
Очистка дымовых газов производится в
газоочистительных установках - скрубберах.
Котел имеет один барабан. Для
получения качественного пара применена схема двухступенчатого испарения и
внутрибарабанные сепарационные устройства.
На котле установлен
радиоционно-конвективный пароперегреватель. Радиационная часть
пароперегревателя выполнена в виде ширмовых поверхностей нагрева, расположенных
в топке, и труб потолочного пароперегревателя. Конвективные поверхности
расположены в верхнем горизонтальном газоходе котла.
Регулирование температуры
перегретого пара производится впрыском собственного конденсата в промежуточные
камеры пароперегревателя.
В конвективной части котла
смонтированы в рассечку двухступенчатый водяной экономайзер (гладкотрубный,
стальной, неотключаемый, кипящего типа) и двухступенчатый воздухоподогреватель
(трубчатый).
Парогенератор ТП - 170
Паровой котел ТП-170 Таганрогского
котельного завода имеет следующие характеристики:
производительность по пару: 170
т/час;
рабочее давление в барабане: 110
кгс/см2;
давление перегретого пара: 100
кгс/см2;
температура перегретого пара: 510 0С;
температура питательной воды перед
к/а: 215 0С.
Компоновка котла П - образная. Топка
камерного типа расположена в первом восходящем газоходе. Во втором, нисходящем
газоходе, расположены в «рассечку» водяной экономайзер и воздухоподогреватель.
В верхнем горизонтальном газоходе расположены пароперегреватели конвективного
типа и 2 ступени. К/а №1 - 6 предназначены для сжигания кузнецкого угля. Для
приготовления угольной пыли на каждом к/а установлено по 3 бункера угля, 3
скребковых питателя топлива, 3 мельницы.
На котлоагрегатах установлены
молотковые мельницы с тангециальньм подводом воздуха с сепараторами пыли
шахтного типа.
В качестве растопочного топлива и
для подсветки факела применяется мазут марки М-80, М-100. Каждый котел
оборудован 4-мя мазутными форсунками с паровым распыливанием мазута, а ст. №5
оборудован 6-ю м/ф (разработка ОРГРЭС).
На котлах ст. №№2,3,4,6 имеются
горелочные устройства (6 штук на каждый к/а) для сжигания природного газа. На
к/а ст. №5 имеются 3 газовые горелки с 33У.
На каждом к/а установлено по два
механических шлакоудалителя, два дутьевых вентилятора, два дымососа. Для
очистки дымовых газов - по четыре газоочистительные установки. Котлоагрегат
имеет два барабана, разделенных на отсеки для получения качественного пара. На
к/а ст. №№1,2,3,4 двухступенчатая схема испарения, на к/а ст. №№5,6 -
трехступенчатая с выносными циклонами. На к/а установлен двухступенчатый
конвективный п/п.
Регулирование температуры
перегретого пара производится поверхностным пароохладителем, установленным на входе
пара в пароперегреватель. На котле ст. №5 установлен конденсатор собственного
конденсата для регулирования температуры пара впрыском собственного конденсата.
В конвективной шахте к/а
смонтированы в «рассечку» двухступенчатый водяной экономайзер (гладкотрубный,
стальной, не отключаемый, кипящего типа) и двухступенчатый воздухоподогреватель
(трубчатый).
Питательный трубопровод к/а имеет
две линии питания (рабочую и резервную) с запорной и регулируюшей арматурой.
1.4 Турбинный цех
В ведении цеха находятся следующие
здания сооружения и территория: главный корпус турбинного цеха; здание
береговой насосной с гидротехническими сооружениями; здание маслохозяйства;
градирня; здание (колодец) переключательного пункта циркуляционных
водопроводов; здание хлораторной; сети технологического водоснабжения; здание
аккумуляторной насосной подпитки теплосети; аккумуляторные баки №1,2;
строительные конструкции эстакады трубопроводов от здания главного корпуса
турбинного цеха до дороги между зданием кислородных баллонов и зданием ХВО;
строительные конструкции эстакад трубопроводов выводов А, В, С теплосети и
паропровода на ХБК до помещений узлов учета; сети отопления производственных
зданий цеха; пьезометрические скважины №№8, 9, 10, 15, 18, 22, 24, 27, 28;
территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы
закрепления; колодцы пожарных гидрантов, находящиеся на территории цеха.
В ведении цеха находится следующее
оборудование, механизмы и сети.
В машинном зале:
- главные паропроводы высокого давления;
турбины №№1,2,4 мощностью 25 МВт,
турбина №3 мощностью 46 МВт;
турбина №5 мощностью 60 МВт;
бойлерная установка с основными
бойлерами №№1а, 2а, 2б, 3а, 3б, 4а, 4б, 5а, 5б и пиковыми бойлерами 1п, 2п, 3п,
4п, 5п;
растопочная РОУ 90/1,2-2,5 ата;
редукционно-охладительные установки:
РОУ 90/1,2-2,5 ата №1 и БРОУ 90/8 - 13 ата №№2, 3, РОУ 8-13 /1,2-2,5 ата №3, 4;
деаэраторы 1, 2 ата №№1, 2, 3, 4
подпитки т/сети;
деаэраторы 1, 2 ата №№1, 2 подпитки
котлов;
деаэраторы 6 ата №№1, 2, 3, 4, 5, 6,
7;
трубопроводы низкого давления;
трубопроводы питательной воды до
стены котельного цеха;
питательные электронасосы №№1, 2, 3,
4, 5, 6, 7, 8;
насосы сырой воды подпитки котлов
№№1, 2;
насосы сырой воды подпитки т. сети
на ХОВ №№1, 2, 3, 4, 5;
насосы технической воды №№1, 2 на
охлаждение подшипников;
пожарный насос установки
автоматического пожаротушения кабельных каналов;
насосы п/тс №№1, 2, 3, 6, 7, 8, 9,
10; ЦЭН №№7, 8 турбины №5;
конденсатные насосы бойлеров №№1-10;
сетевые насосы №№1-8;
сливные насосы систем регенерации
турбин № №1, 2, 3а, 3б, 4, 5а, 5б;
насосы перекачки деаэрированной воды
№№1, 2, 4 из деаэраторов п/к №№1, 2 в деаэраторы 6 ата;
конденсатные насосы турбин №№1а, 1б,
2а, 2б, 4а, 4б, 5а, 5б;
пусковые масляные насосы ТГ 1, 2, 3,
4, 5;
масляные электронасосы системы
смазки турбин 1-5;
масляные насосы уплотнений
генераторов №№1-5;
подогреватели типа БО-200: ХОВп/тс
№№1, 3, 4, 6, сырой воды БСВ №№1, 2;
противопожарный водопровод;
трубопровод питьевой воды с
отключающей арматурой;
трубопроводы водяного отопления с
отключающей арматурой;
установка для амминирования
питательной воды;
На территории станции:
- градирня;
напорные: левый, правый и №3 цирк.
водоводы;
сливные левый, правый цирк.
водоводы;
сифонные колодцы №1, 2, 3;
переключательный колодец с задвижками;
колодец опорожнения;
шандорные колодцы;
На береговой насосной и
хлораторной:
- циркуляционные насосы №№1, 2, 3,
4;
дренажные насосы для опорожнения
чистого и грязного отсеков;
вакуумные насосы №№1, 2;
вращающие сетки №№1-4;
приемные устройства береговой
насосной №№1, 2;
переключательный колодец;
оборудование хлораторной установки;
трубопровод водяного отопления;
трубопроводы питьевой воды.
1.5 Химический цех
Химический цех служит для
организации процессов водоподготовки и контроля за водно-химическим режимом
работы оборудования электростанции.
В ведении цеха находятся следующие
здания, сооружения и территория: здание химводоочистки; склад мокрого хранения
соли; склад коагулянта; склад серной кислоты; здание установки сбора и
нейтрализации сбросных вод ХВО; здание насосной шламовых вод; здание насосной
сточных вод; внешние сооружения ХВО 1-4 очереди; шатры-осветлители; баки
химочищенной воды; здание экологической лаборатории; здание насосной серной
кислоты; здание склада ёмкостей под кислоту и щёлочь; здание венткамеры ХВО;
строительные конструкции эстакады трубопроводов от дороги между зданием
кислородных баллонов и зданием ХВО вдоль здания ХВО до здания узла
нейтрализации; сети отопления производственных зданий цеха; склад под боровом
дымовой трубы №2; пьезометрические скважина №5; территория, автодороги и
тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления.
В ведении цеха находится следующее
оборудование, механизмы и сети:
оборудование химводоочистки;
хозяйство химических реагентов;
баковое хозяйство;
оборудование и приборы химической
лаборатории и экспресс-лаборатории;
узел сбора и нейтрализации сточных
вод ВПУ.
1.6 Водоснабжение ТЭЦ -
2
Береговая насосная станция
предназначена для забора речной воды из реки Уводь и подачи ее к потребителям:
КЦ и ТЦ.
Береговая насосная состоит из:
) Оголовка четырех водоподводящих
каналов;
) Сороудерживающих решеток;
) Вращающихся водоочистительных
сеток (4 шт.);
) Чистых отсеков сырой воды;
) Циркуляционных насосов (4 шт.);
) Переключательного колодца;
) Дренажных приямков для сброса
протечек воды (2 шт.);
) Дренажных насосов (2 шт.);
) Вакуумных насосов (2 шт.);
Каждый циркнасос имеет
индивидуальный водоподводящий канал. Водоподводящие каналы начинаются с
оголовка, состоящего из заграждения, плавающего на поверхности воды, четырех
сороудерживающнх решеток на четырех ремонтных шандор для отключения каналов.
Плавающее заграждение состоит из
цепочки щитов, прикреплённых к бакам (стальным бочкам) и защищает от попадания
брёвен, досок в зону всасывания циркнасосов до берега на глубину 1,2 м от
поверхности воды. Сороудерживающие решётки (по одной на каждый канал),
представляют собой блок металлических пластин, расположенных под углом 100
от вертикали, и служат для грубой очистки воды. Расстояние между пластинами 54
мм, толщина пластин 6 мм.
Вода из реки входит в водоподводящий
канал, очищается на сороудерживаю щих решётках, проходит через трубопровод
диаметром 1020 мм и попадает в железобетонную камеру (грязный отсек),
находящуюся в здании БНС. Далее вода поступает в камеру Вр.С. Между грязным
отсеком и камерой Вр.С установлена ремонтная шандора для отключения камеры
Вр.С. Пройдя очистку от мелких предметов (рыба, водоросли, ракушки) на
вращающейся сетке, вода направляется в чистый отсек (железобетонную камеру) и
далее через трубопровод поступает на всас к ЦЭНу.
Для объединения чистых отсеков в
перегородках между ними выполнены проёмы. С обеих сторон каждой из трёх
перегородок установлены ремонтные шандоры для отключения чистых отсеков.
ЦЭНы перекачивают воду на общий
коллектор, из которого вода поступает в два напорных циркводовода: левый и
правый.
Для контроля уровня воды в реке на
оголовке установлен поплавковый уровне - мер.
Для контроля степени загрязнения
сороудерживающих решёток в грязном отсеке ЦЭН - 1,4 установлены поплавковые
уровнемеры.
Для контроля степени загрязнения
вращающихся сеток в чистых отсеках ЦЭН - 1,4 также установлены поплавковые
уровнемеры.
Для отключения грязных и чистых
отсеков служат шандоры. Чистые отсеки каналов могут сообщаться между собой.
Цирквода используется для охлаждения
конденсаторов турбин, электродвигателей ПЭНов, подшипников насосов, масла, в
схемах ГЗО, гидрозолоудаления и на подпитку теплосети и котлов.
Обслуживание оборудования береговой
насосной станции производит дежурный слесарь ТЦ, а в его отсутствие СМ ТЦ или
МОТО 5 гр.
Проектные горизонты воды в р. Уводь
в месте водозабора:
номинальный: 97,5 м;
предельные: нижний - 94,8 м;
верхний - 98,4 м.
2. Тепловой расчёт
паровой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11
.1 Определение
ориентировочного расхода пара на турбину
Ориентировочный расход пара G (кг/с) (без учёта утечек через
концевые уплотнения и штоки регулирующих клапанов) определяем по формуле:
где -
расчётная мощность турбогенератора, кВт.
Для агрегатов малой и
средней мощности:
где NЭ - номинальная мощность;
H0
= h0 - hкt = 3388,44 - 2832,49 = 555,95 кДж/кг - располагаемый тепловой
перепад, определяемый по начальным параметрам Р0 = 8,83 МПа, t0 = 500 0C h0 = = 3388,44 кДж/кг, s0
= 6,6716
и РК = 1,08 МПа, sкt = s0 =
6,6716 hкt = 2832,49 кДж/кг;
- внутренний
относительный КПД турбины, [5], рис.I
- 2, стр. 7;
- механический КПД
агрегата, [5], рис.I - 3, стр. 8;
- КПД электрического
генератора, [5], рис.I
- 4, стр. 9.
Таким образом,
2.2 Построение
ориентировочного рабочего процесса турбины
Определяем давление
перед соплами первой ступени. Потери давления на впуске оцениваются в 3 ÷
6%, следовательно:
= (0,94
÷ 0,97) · Р0 = 0,95 · 8,83 = 8,39 МПа.
Определяем давление за
последней ступенью турбины с учётом потери давления
в выхлопном патрубке:
= 1,08
· 1,091
МПа.
где РК = 1,08
МПа - давление в магистрали за турбиной;
λ = 0,04 -
коэффициент местного сопротивления патрубка;
СВ = 50 м /с
- скорость потока в выхлопном патрубке.
По известным МПа
и МПа
определяем тепловой перепад проточной части 3388,44 - 2845 = 543,44
кДж/кг.
Выбираем тепловой
перепад регулирующей ступени. Так как в рассчитываемой турбине установлена
одновенечная регулирующая ступень, принимаем = 100 кДж/кг.
Оцениваем внутренний
относительный КПД регулирующей ступени:
0,795.
Построение
ориентировочного процесса регулирующей ступени в
h - s диаграмме.
Внутренний тепловой
перепад регулирующей ступени:
кДж/кг.
Энтальпия пара на выходе
из регулирующей ступени:
кДж/кг.
Оцениваем экономичность
нерегулируемых ступеней турбины:
где GСР = 88,73 кг/с - средний расход пара через ЦВД;
VСР
= м3/кг
средний удельный объём
пара, протекающего через нерегулируемые ступени ЦВД;
V1
и V2 - удельный объём пара на входе и на выходе из группы
рассматриваемых ступеней;
= 450,12 кДж/кг -
располагаемый тепловой перепад, приходящийся на нерегулируемые ступени,
определяемый как отрезок изоэнтропы, проведённой из точки, характеризующей
состояние пара после регулирующей ступени, до пересечения с изобарой .
Определение состояния
пара за турбиной.
862 = 388 кДж/кг.
2920,94 кДж/кг.
Уточнение расхода пара
на турбину.
Использованный теплоперепад
всей турбины:
Hi
= h0 - hк
= 3388,44 - 2920,94 = 467,5 кДж/кг.
Внутренний относительный
КПД турбины:
Уточнённый расход пара
на турбину:
2.3 Ориентировочный
расчёт регулирующей ступени
Задаёмся реакцией на
ступень:
= 0,08.
Выбираем угол
направления потока пара за соплами:
= 120.
Выбираем отношение
скоростей:
Условная теоретическая
скорость, подсчитанная по всему располагае - мому теплоперепаду:
= 447,21
м/с.
Располагаемый тепловой
перепад в соплах:
кДж/кг.
Теоретическая скорость
истечения из сопл:
= 428,95
м/с.
Окружная скорость на
среднем диаметре регулирующей ступени:
= 178,88 м/с.
редний диаметр ступени:
=
Произведение степени
парциальности на высоту сопловой решётки:
= =
1,37 см.
Оптимальная степень
парциальности (для одновенечной регулирующей ступени):
Высота сопловой решётки:
мм.
2.4 Определение размеров
первой нерегулируемой ступени
Задаёмся реакцией на
ступень:
= 0,1.
Выбираем угол
направления потока пара за соплами:
= 120.
Задаёмся величиной .
Поскольку размеры первой
нерегулируемой ступени влияют в определённой степени на экономичность турбины,
а также определяют число ступеней, выбор теплового перепада и размеров
проточной части первой ступени проводится путём просчёта ряда вариантов. Расчёт
сводим в таблицу 1.
Таблица 1
Величина
|
Размерность
|
Варианты
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
кДж/кг
|
25
|
30
|
35
|
40
|
45
|
50
|
-0,540,540,540,540,540,54
|
|
|
|
|
|
|
|
м/с223,61244,95264,58282,84300316,23
|
|
|
|
|
|
|
|
м/с120,75132,27142,87152,73162170,76
|
|
|
|
|
|
|
|
м0,770,840,910,971,031,09
|
|
|
|
|
|
|
|
-0,10,10,10,10,10,1
|
|
|
|
|
|
|
|
кДж/кг22,52731,53640,545
|
|
|
|
|
|
|
|
м/с212,13232,38250,99268,33284,6300
|
|
|
|
|
|
|
|
м3
/ кг0,05470,05530,05610,05680,05750,0583
|
|
|
|
|
|
|
|
мм45,338,3333,2329,5226,5424,12
|
|
|
|
|
|
|
|
шт.
|
15,53
|
12,94
|
11,09
|
9,71
|
8,63
|
7,76
|
|
Например, для первого варианта
расчёт ведётся следующим образом.
) Определяем условную (фиктивную)
скорость:
= 223,61
м/с.
) Определяем окружную
скорость на среднем диаметре:
= 223,61 · 0,54 =
120,75 м/с.
) Определяем средний
диаметр ступени:
=
) Определяем
теплоперепад, срабатываемый в соплах первой ступени:
= (1 - 0,1) · 25 = 22,5
кДж/кг.
) Находим теоретическую
скорость истечения из сопл:
= 212,13
м/с.
) Определяем
произведение степени парциальности на высоту сопла:
= =
45,3 мм.
7) Приближённо оцениваем
число ступеней турбины:
=
По данным таблицы 1
строим график (рис. 2).
Как видно из графика,
при z = 10,73 11
= 32,23 мм,=
0,916 м, =
36,25 кДж/кг.
2.5 Определение размеров
и теплового перепада последней ступени турбины
Цилиндр высокого
давления турбины будет выполняться с постоянным внутренним диаметром ступеней.
Для этого достаточно спроектировать последнюю ступень турбины с таким расчётом,
чтобы внутренний диаметр её был равен внутреннему диаметру первой ступени, т.е.
из условия:
.
Для этого следует
выбрать соответствующий тепловой перепад на последнюю ступень.
Эту задачу решаем
графическим способом. Задаёмся рядом значений dZ
(от dI до 1,3dI),
и для каждого варианта находим внутренний диаметр. Расчёт сводим в таблицу 2.
По данным таблицы 2
строим график (рис. 3), по которому находим искомые тепловой перепад и диаметр
последней ступени.
Таблица 2
№ п/п
|
Вели - чина
|
Размерность
|
Способ определения
|
I
|
II
|
III
|
IV
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
1
|
dz
|
м
|
задаётся
|
0,916
|
1,008
|
1,099
|
1,191
|
2
|
uz
|
м/с
|
uz = πdzn
|
143,81
|
158,26
|
172,54
|
186,99
|
3
|
xoz
|
-
|
задаётся равным 0,540,540,540,54
|
|
|
|
|
4
|
кДж/кг35,4642,9551,0559,95
|
|
|
|
|
|
|
5
|
-задаётся
равным ρI0,10,10,10,1
|
кДж/кг31,9138,6645,9553,96
|
|
|
|
|
|
|
7
|
c1t
|
м/с
|
252,63278,06303,15328,51
|
|
|
|
|
8
|
градзадаётся
равным 12121212
|
|
|
|
|
|
|
9
|
V2Z
|
м3/кг
|
находится по h-s диаграмме, одинаков для всех вариантов
|
0,209
|
0,209
|
0,209
|
0,209
|
10
|
м0,1220,1010,0850,072
|
|
|
|
|
|
|
11
|
м0,7940,9071,0141,119
|
|
|
|
|
|
|
Как видно из графика
(рис. 3), средний диаметр последней ступени dZ
= 0,989 м, её тепловой перепад - кДж/кг.
2.6 Определение числа
нерегулируемых ступеней и распределение теплового перепада
Для определения числа,
размеров ступеней и их тепловых перепадов производим следующее графическое
построение.
Берём в качестве базы
отрезок прямой длиной 200 мм (рис. 4).
На концах этого отрезка
в масштабе в качестве ординат откладываем диаметры первой и последней
нерегулируемых ступеней. Соединяя концы этих отрезков, получаем линию
предполагаемого изменения диаметров. При этом учитываем, что в ЦВД турбины пар
расширяется незначительно, поэтому в качестве линии используем прямую.
На этом же графике
наносим и кривую изменения х0, причём значение этой величины для
первой ступени ЦВД известны из ориентировочного расчёта этой ступени, а для
последней ступени .
Полученные графики
изменения диаметров и х0 позволяют нанести кривую изменения тепловых
перепадов.
Для этого в шести точках
по длине базы определяем значения d
и х0, и для этих величин определяем тепловой перепад по формуле:
.
Например, для первой
точки (d = 0,916 м):
кДж/кг.
Средняя ордината под
кривой будет являться средним тепловым перепадом, приходящимся на одну нерегулируемую
ступень.
кДж/кг,
где m - число отрезков, на которые разделена база.
По среднему тепловому
перепаду определяем число нерегулируемых ступеней:
Для определения
коэффициента возврата теплоты воспользуемся формулой Флюгеля:
,
где -
внутренний относительный КПД ЦВД турбины, полученный из ориентировочного
расчёта;
- располагаемый
теплоперепад нерегулируемых ступеней;
z
- число ступеней турбины, полученное из графика (рис. 2) при определении
размеров первой нерегулируемой ступени;
k
- коэффициент, зависящий от состояния пара; так как весь процесс расширения
происходит в области перегретого пара k
= 4,8 ∙ 10-4.
Таким образом,
Уточняем коэффициент
возврата теплоты:
Далее производим деление
базы на z - 1 равных отрезков. На границах отрезков наносим номера
ступеней, и из этих точек восстанавливаем перпендикуляры до пересечения с
линиями диаметров и теплоперепадов. Результаты заносим в таблицу 3.
Таблица 3
№ ступени Диаметр ступени h0 по графику -
- поправкаКорректированная величина h0Степень
реакцииУгол α1Э
|
|
|
|
|
1
|
0,916
|
35,39
|
0,22
|
35,61
|
0,1
|
12
|
2
|
0,923
|
35,94
|
0,23
|
36,17
|
|
|
3
|
0,929
|
36,45
|
0,23
|
36,68
|
|
|
4
|
0,936
|
36,95
|
0,23
|
37,18
|
|
|
5
|
0,943
|
37,46
|
0,24
|
37,7
|
|
|
6
|
0,949
|
38
|
0,24
|
38,24
|
|
|
7
|
0,956
|
38,55
|
0,24
|
38,79
|
|
|
8
|
0,963
|
39,09
|
0,25
|
39,34
|
|
|
9
|
0,969
|
39,6
|
0,25
|
39,85
|
|
|
10
|
0,976
|
40,13
|
0,25
|
40,38
|
|
|
11
|
0,982
|
40,69
|
0,26
|
40,95
|
|
|
12
|
0,989
|
41,26
|
0,26
|
41,52
|
|
|
Σ
|
|
459,512,9462,41
|
|
|
|
|
Определяем невязку:
кДж/кг.
Так как невязка имеет
положительное значение, величину прибавляем к тепловым
перепадам всех ступеней. После корректировки тепловых перепадов уточнённые
перепады также заносим в таблицу 3.
2.7 Подробный расчёт
ступеней турбины
Расчёт регулирующей
ступени
Расчёт сводим в таблицу
4.
Таблица 4
№
|
Наименование
|
Способ определения (расчётная формула)
|
Размерность
|
Регулирующая ступень
|
|
|
|
|
Сопловая
|
Рабочая
|
1
|
Расход пара
|
из предварительного расчёта
|
кг/с
|
85,67
|
2
|
Давление пара перед ступенью h - s
диаграммаМПа8,39
|
|
|
|
3
|
Температура пара перед ступенью t0
|
h - s
диаграмма
|
0С
|
500
|
4
|
Энтальпия пара перед ступенью h0
|
h - s
диаграмма
|
кДж/кг
|
3388,44
|
5
|
Удельный объём пара перед ступенью V0
|
h - s
диаграмма
|
м3/кг
|
0,0395
|
6
|
Давление торможения перед ступенью =МПа8,39
|
|
|
|
7
|
Изоэнтропный теплоперепад исходные
данныекДж/кг100
|
|
|
|
8
|
Средний диаметр ступени dСР
|
из предварительного расчёта
|
м
|
1,139
|
9
|
Окружная скорость на среднем диаметре u
|
u = м/с178,88
|
|
|
10
|
Отношение скоростей u/c0
|
из предварительного расчёта
|
-
|
0,4
|
11
|
Степень реактивности
|
из предварительного расчёта
|
-
|
-
|
0,08
|
12
|
Изоэнтропный теплоперепад в сопловой и рабочей решётках ,
из
предварительного расчётакДж/кг928
|
|
|
|
|
13
|
Давление за сопловой и рабочей решётками,h
- s диаграммаМПа6,27836,1182
|
|
|
|
|
14
|
Удельный объём за сопловой и рабочей решётками V1t,
V2t
|
h - s
диаграмма
|
м3/кг
|
0,0495
|
0,0506
|
15 Теоретическая скорость выхода пара из решёток ,
м/с428,95267,4
|
|
|
|
Турбина в целом
Внутренняя мощность ЦВД.
Электрическая мощность
турбоагрегата.
NЭ
= Ni ∙
ηМ ∙ ηГ
= 39946,1 ∙ 0,99 ∙ 0,986 = 38992,99 кВт.
Внутренний относительный
КПД турбины.
3.
Расчёт тепловой схемы паровой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11
.1
Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические
характеристики турбины
Паровая турбина с
противодавлением Р - 46 (50) - 90 (130)/11 предназначена для привода генератора
типа ТВФ - 63 - 2 и для выработки пара на производственные нужды.
Принципиальная тепловая
схема паротурбинной установки представлена на рисунке 5. Турбина представляет
собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 12-ю
ступенями давления. Ротор турбоагрегата вра - щается по часовой стрелке, если
смотреть на турбину со стороны переднего подшипника, цельнокованный; с ротором
генератора ротор турбоагрегата соеди - няется жёсткой муфтой.
Турбина имеет сопловое
парораспределение. Пар подводится к отдельно расположенному стопорному клапану,
откуда по пароперепускным трубам поступает к 4-м регулирующим клапанам (РКВД)
паровпускной части цилиндра турбины. Турбина на Р0 = 130 ата
снабжена также 5-м РКВД (обводным), который перепускает пар из камеры
регулирующей ступени в камеру турбины за 4-й ступенью. Для настоящей турбины
(на Р0 = 90 ата) этот 5-й клапан заглушен.
Система регенеративного
подогрева состоит из трёх ПВД и деаэратора (присоединённого к третьему отбору
турбины по предвключенной схеме). Кроме того, в системе имеются подогреватели,
работающие на паре уплотнений и паре эжекторной установки.
Все ПВД (П - 3 ÷
П - 1) имеют встроенные охладители пара и охладители кон - денсата
(дренажа). Слив конденсата из ПВД осуществляется каскадно в деаэратор Д - 6.
Для деаэрации
питательной воды предусмотрен деаэратор на давление 6 ата; деаэрация добавочной
воды и конденсата, возвращаемого с производства, производится в атмосферном
деаэраторе (Д - 1,2).
Принят отпуск пара на
производство непосредственно из отбора турбины с восполнением потерь химически
очищенной водой.
Тепло продувочной воды
котла используется в расширителе и охладителе непрерывной продувки.
Выпар Д - 6 используется
в эжекторной установке или на уплотнение турбины; тепло выпара Д - 1,2
используется на подогрев химически очищенной воды.
В станционную установку
химической очистки воды для приготовления добавки подаётся речная вода;
подогрев её до температуры, определяемой технологией обработки (предочистки),
производится в теплообменнике паром из производственного отбора турбины.
В системе предусмотрен
дренажный бак, в который сливаются потоки: кон - денсат выпара деаэраторов,
конденсат сальникового подогревателя; конденсат из дренажного бака дренажным
насосом подаётся в Д - 1,2.
В таблице 5 представлены
параметры пара в камерах нерегулируемых отборов в расчётном режиме.
Таблица 5
Номер отбора
|
Подогреватель
|
Давление, МПа
|
Температура, 0С
|
I
|
ПВД №3
|
3,73
|
425
|
II
|
ПВД №2
|
2,1
|
357
|
III
|
ПВД №1
|
1,08
|
294
|
|
Деаэратор
|
1,08
|
294
|
3.2 Баланс пара и воды
Принимаем для данного случая:
внутристанционные потери пара и
конденсата в цикле 2% от расхода пара на турбину, то есть DУТ = 0,02 ∙ D;
расход пара на эжекторную установку
0,5%, то есть DЭЖ = 0,005 ∙ D;
расход пара на концевые уплотнения в
условном свежем паре 0,3%, т.е.
DКУ = 0,003 ∙ D.
Тогда расход пара из котла:
DК = D + DУТ + DЭЖ + DКУ = (1+ 0,02 + 0,005 + 0,003) ∙ D = 1,028 ∙D.
Принимаем процент непрерывной
продувки из котла - 1,5%, то есть:
DПРОД = 0,015 ∙ DК = 0,015 ∙ 1,028 ∙ D = 0,01542 ∙ D.
Таким образом, расход питательной
воды составит:
DПВ = 1,028 ∙ D + 0,01542 ∙ D = 1,04342 · D.
Количество добавочной воды,
направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки:
DДОБ = DУТ + (1 - К) ∙ DП + DВР,
где (1 - К) ∙ DП - потеря пара и конденсата у промышленных тепловых потребителей
ТЭЦ. Основными потребителями пара являются текстильные фабрики. Коэффициент
возврата конденсата при этом составит К = 0,75.
DВР - количество воды,
выходящей из расширителя непрерывной продувки, определяемое в результате его
расчёта:
DПР = β ∙ DПРОД,
DВР = (1 - β) ∙ DПРОД,
где β
- доля пара, выделившегося из продувочной воды в расширителе
непрерывной продувки:
В этой формуле:
ctКВ
- энтальпия котловой воды, определяемая по давлению в барабане; при РБАР
= 1,2 ∙ Р0 = 1,2 ∙ 8,83 = 10,596 МПа → ctКВ = 1434,59 кДж/кг;
ctВР
- энтальпия воды в расширителе. Определяется по давлению в деаэраторе, куда он
подключен с учётом потери давления в сепарационном устройстве расширителя и
соединённых паропроводов в размере ~ 10%; при РРНП = 1,1 * РДЕАЭР
= 1,1 ∙ 0,5886 = 0,6475 МПа → ctВР
= 683,47 кДж/кг;
hПР
- энтальпия влажного насыщенного пара, выходящего из расширителя. Если принять
его влажность 3%, то
hПР
= ctВР + 0,97 ∙ r
= 683,47 + 0,97 ∙ 2076,32 = 2697,5 кДж/кг,
где r = 2076,32 кДж/кг - скрытая теплота парообразования при РРНП
= 0,6475 МПа.
Тогда
DПР
= 0,358 ∙ 0,01542 ∙ D
= 0,00552 ∙ D.
DВР
= (1 - 0,358) ∙ 0,01542 ∙ D
= 0,0099 ∙ D.
3.3 Построение условного
процесса расширения пара в турбине в
h, s
- диаграмме
Принимаем потерю
давления в устройстве парораспределения цилиндра равной:
ΔРЧВД
= 5%.
В таком случае давление
пара перед соплами первой ступени составит:
МПа;
С учётом этого значения
потери давления строим условный процесс расширения пара в турбине в h, s - диаграмме (рис. 6).
Схема построения
процесса:
по h, s - диаграмме:
) при Р0 =
8,83 МПа и t0 = 500 0С: h0
= 3388,44 кДж/кг; s0
= 6,6716 кДж/(кг ∙ К);
при =
8,39 МПа и h0 = 3388,44 кДж/кг: = 6,6933 кДж/(кг ∙
К).
) при Р3 =
3,73 МПа и s3А = =
6,6933 кДж/(кг ∙ К): h3А
= 3143,27 кДж/кг → h3
= h0 - (h0
- h3А) ∙
= 3388,44 - (3388,44 - 3143,27) ∙ 0,823 = 3186,67 кДж/кг.
) при Р2 =
2,1 МПа и s2А = =
6,6933 кДж/(кг ∙ К): h2А
= 2993,46 кДж/кг → h2
= h0 - (h0
- h2А) ∙
= 3388,44 - (3388,44 - 2993,46) ∙ 0,823 = 3063,37 кДж/кг.
) при РК =
1,08 МПа и sКА = =
6,6933 кДж/(кг ∙ К): hКА
= 2842,88 кДж/кг → hК
= h1 = h0
- (h0 - hКА)
∙
= 3388,44 - (3388,44 - 2842,88) ∙ 0,823 == 2939,44 кДж/кг.
3.4 Определение
параметров пара, питательной воды и основного конденсата по отдельным элементам
принципиальной тепловой схемы
При расчёте принимаем:
потери давления в
паропроводах от турбины до регенеративных подогревателей:
№ отбора
|
№ подогре - вателя
|
Потеря, %
|
I
|
ПВД - 3
|
4
|
II
|
ПВД - 2
|
5
|
III
|
ПВД - 1 (Д - 6)
|
6
|
падение давления греющего пара во
встроенных пароохладителях ΔРОП == 1,5%;
недоохлаждение пара в охладителях
пара против температуры насыщения ΔtОП = 10 0С;
недогрев воды в основной поверхности
ПВД δtНЕД = 5 0С;
недоохлаждение конденсата греющего
пара в охладителях конденсата (охладителях дренажа) ΔtОД = 5 0С;
гидравлическое сопротивление
регенеративных подогревателей:
ПВД ~ 0,49 Мпа.
Деаэратор питательной
воды
Параметры питательной воды после
деаэратора устанавливаются исходя из условия, что охлаждение её в баке -
аккумуляторе отсутствует. Поэтому за деаэратором имеем:
РДЕАЭР = 0,5886 МПа;
tДЕАЭР = 158,09 0С;
= 667,18 кДж/кг.
Параметры воды после
питательного насоса
а) При Р0 =
8,83 МПа давление на нагнетании насоса должно быть РНАГН = 13,73
МПа;
б) Повышение энтальпии в
насосе:
.
При РДЕАЭР =
0,5886 МПа, высоте его установки над осью насоса 20 м и нормативной величине
сопротивления тракта всасывания ΔРВС
= 0,0098 МПа, давление на всасывающем патрубке насоса будет равно:
0,775 МПа.
Удельный вес воды в
насосе определяем по её средней температуре в насосе =
160 0С и по среднему давлению:
При среднем значении ηН
= 0,78 найдём:
кДж/кг.
Таким образом, энтальпия
воды после питательного насоса составит:
ctПН
= +
=
667,18 + 18,22 = 685,4 кДж/кг.
При РНАГН =
13,73 МПа и ctПН = 685,4 кДж/кг температура воды будет tПН
= 160,5 0С.
ПВД - 1
Питается паром из
третьего отбора.
Давление пара в корпусе
охладителя пара:
1,0152 МПа.
Давление в корпусе
подогревателя:
1 МПа.
Температура насыщения
воды в подогревателе при давлении = 1 МПа:
= 179,88 0С.
Температура пара после
пароохладителя с учётом его недоохлаждения:
= +
ΔtОП = 179,88 + 10 = 189,88 0С.
Энтальпия пара после
пароохладителя:
= f (,)
= f (1,0152 МПа, 189,88 0С) = 2789,64 кДж/кг.
Температура питательной
воды перед охладителем пара:
= -
δtНЕД
= 179,88 - 5 = 174,88 0С.
Давление воды в трубной
системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ1 = РНАГН
- =
13,73 - 0,49 = 13,24 МПа.
Энтальпия питательной
воды перед охладителем пара:
= f (13,24 МПа, 174,88 0С) = 747,14 кДж/кг.
Температура и энтальпия
конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:
tК1
= tПН + ΔtОД
= 160,5 + 5 = 165,5 0С.
сtК1 = 699,6 кДж/кг (при = 1 МПа).
Температуру питательной
воды за подогревателем находим по формуле:
0С,
где подогрев воды в
охладителе пара =
2 0С - принимаем.
ПВД - 2
Питается паром из
второго отбора.
Давление пара в корпусе
охладителя пара:
1,995 МПа.
Давление в корпусе
подогревателя:
1,965 МПа.
Температура насыщения
воды в подогревателе при давлении = 1,965 МПа:
= 211,48 0С.
Температура пара после
пароохладителя с учётом его недоохлаждения:
= +
ΔtОП = 211,48 + 10 = 221,48 0С.
Энтальпия пара после
пароохладителя:
= f (,)
= f (1,995 МПа, 221,48 0С) = 2817,65 кДж/кг.
Температура питательной
воды перед охладителем пара:
= -
δtНЕД
= 211,48 - 5 = 206,48 0С.
Давление воды в трубной
системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ2 = РПВ1
- =
13,24 - 0,49 = 12,75 МПа.
Энтальпия питательной воды
перед охладителем пара:
= f (12,75 МПа, 206,48 0С) = 885,77 кДж/кг.
Температура и энтальпия
конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:
tК2
= t1 + ΔtОД
= 176,88 + 5 = 181,88 0С.
Температуру питательной
воды за подогревателем находим по формуле:
0С,
где подогрев воды в
охладителе пара =
3 0С - принимаем.
ПВД - 3
Питается паром из
первого отбора.
Давление пара в корпусе
охладителя пара:
3,5808 МПа.
Давление в корпусе
подогревателя:
3,527 МПа.
Температура насыщения
воды в подогревателе при давлении = 3,527 МПа:
= 242,98 0С.
Температура пара после
пароохладителя с учётом его недоохлаждения:
= +
ΔtОП = 242,98 + 10 = 252,98 0С.
Энтальпия пара после
пароохладителя:
= f (,)
= f (3,5808 МПа, 252,98 0С) = 2830,44 кДж/кг.
Температура питательной
воды перед охладителем пара:
= -
δtНЕД
= 242,98 - 5 = 237,98 0С.
Давление воды в трубной
системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ3 = РПВ2
- =
12,75 - 0,49 = 12,26 МПа.
Энтальпия питательной
воды перед охладителем пара:
= f (12,26 МПа, 237,98 0С) = 1029,04 кДж/кг.
Температура и энтальпия
конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:
tК3
= t2 + ΔtОД
= 209,48 + 5 = 214,48 0С.
сtК3 = 918,55 кДж/кг (при = 3,527 МПа).
Найденные параметры
пара, питательной воды и конденсата (дренажа) регенеративных подогревателей
помещаем в таблицу 7.
3.5 Расчёт
подогревателей высокого давления
На рисунке 7
представлена расчётная схема для подогревателей высокого давления турбины.
Для определения расхода
пара составляем уравнения теплового баланса в соответствии с расчётной схемой.
I
участок:
.
II
участок:
.
III
участок:
.
Значения коэффициентов,
учитывающих потери тепла в подогревателях К3, К2 и К1
принимаем равными:
К3 = 1,008; К2
= 1,007; К1 = 1,006.
I
участок:
II
участок:
III
участок:
После подсчётов:
1) 1911,89 · D3 + 246,32 · D2 = 144,42 · DПВ;
2) 2045,81 · D2 + 149,8 · D1 + 146,71 · D3 = 139,6 · DПВ;
) 2090,04 · D1 + 72,24 · (D2 + D3) = 62,11 · DПВ.
Упрощаем её:
1) D2 + 7,76 · D3 = 0,586 · DПВ;
2) D1 + 13,66 · D2 + 0,98 · D3 = 0,932 · DПВ;
) 28,93 · D1 + D2 + D3 = 0,86 · DПВ.
Решим систему уравнений по правилу
Крамера.
) Вычисляем определитель матрицы
системы, разлагая его по первой строке:
Так как он не равне
нулю, то система уравнений имеет единственное решение.
) Вычисляем
определители:
) По формулам Крамера
находим решение системы уравнений:
Подогрев питательной
воды в охладителях пара устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.
ОП - 3:
t3
= 243,08 0С (РПВ3 = 12,26 МПа).
ОП - 2:
t2
= 209,84 0С (РПВ2 = 12,75 МПа).
ОП - 1:
t1
= 175,75 0С (РПВ1 = 13,24 МПа).
Проверка правильности выполненных
расчётов по тепловым балансам ПВД в целом:
П - 3:
П - 2:
П - 1:
Невязки незначительны.
Поэтому
D3
= 0,0676 · DПВ = 0,0676 · 1,04342 · D
= 0,0705 · D;
D2
= 0,0615 · DПВ = 0,0615 · 1,04342 · D
= 0,0642 · D;
D1
= 0,0253 · DПВ = 0,0253 · 1,04342 · D
= 0,0264 · D.
Расход пара на турбину:
Удельный электрический
расход пара на турбину:
Коэффициенты
недовыработки отборов:
Таким образом,
D
= 8,222 · 46000 + 0,0705 · D
· 0,550624 + 0,0642 · D
· 0,276013 = 378212 ++ 0,038819 · D
+ 0,01772 · D
Определяем расходы пара
на регенеративные подогреватели:
D3
= 0,0706 · D = 0,0705 · 111,355 7,851 кг/с;
D2
= 0,0644 · D = 0,0642 · 111,355 = 7,149 кг/с;
D1
= 0,0264 · D = 0,0264 · 111,355 = 2,94 кг/с;
ΣD = 17,94 кг/с.
Количество питательной
воды, проходящей через ПВД турбины:
3.6 Расчёт деаэратора Д
- 6
Примем подогрев воды в
деаэраторе равным 10 0С. Температура питательной воды на выходе из
него соответствует температуре насыщения при давлении в нём РД =
0,589 МПа и составляет tД
= 158,11 0С. Тогда температура воды на входе в деаэратор равна tПХОВ = 148,11 0С, что соответствует энтальпии =
= 624,05 кДж/кг.
Расход конденсата,
сбрасываемого из ПВД:
DПВД
= D1 + D2
+ D3 = 17,94 кг/с.
Принимаем ,
тогда
Количество питательной
воды, поступающей в Д - 6 из подогревателя ХОВ, определяем из уравнения
материального баланса деаэратора:
Расход пара на деаэратор
определяем из уравнения теплового баланса:
Принимаем коэффициент,
учитывающий потери тепла в Д - 6, КДЕАЭР = 1,006, а влажность пара,
выходящего из деаэратора - 3%, тогда
= h| + х · r = 667,3 + 0,97 ·
2088,46 = 2693,11 кДж/кг.
После преобразования
получим:
Тогда
3.7 Расчёты по
подготовке добавочной воды в цикле ПТУ
Подогреватель химически
очищенной воды
Питается паром из
третьего отбора.
Давление в корпусе
подогревателя:
1,044 МПа.
Расход пара на
подогреватель определяем из уравнения теплового баланса:
Охладитель непрерывной
продувки
Принимаем ηП
= 0,98.
Ориентировочный расход
пара производственному потребителю:
Количество добавочной
воды, вводимой в цикл, оцениваем приближённо (без учёта расхода пара на Д - 1,2
и ПСВ из третьего отбора):
= 0,0299 ∙ D + 0,25 ∙ = 0,0299 ∙
111,583 + 0,25 ∙ 83,76 = 24,28
Составляем уравнение
теплового баланса:
= 44,15 44
0С.
Подогреватель сырой воды
Питается паром из
третьего отбора.
Давление в корпусе
подогревателя:
0,9936 МПа.
Принимаем расчётную
температуру охлаждающей воды
Для создания
оптимального режима предочистки (коагуляции) принимается
Количество исходной воды
для ХВО при расходе на собственные нужды 12%:
24,28 = 27,19 кг/с.
Расход пара на
подогреватель найдём из уравнения теплового баланса:
при ηП
= 0,98,
Расчёт деаэратора добавочной
воды Д - 1,2
Количество конденсата,
идущего из охладителя выпара станционного деаэратора Д - 1,2 в дренажный бак:
Количество конденсата,
поступающего из дренажного бака в станционный деаэратор Д - 1,2:
Ориентировочное
количество конденсата, возвращаемого с производства:
Расход пара на
станционный атмосферный деаэратор определяем из уравнения теплового баланса
деаэратора с охладителем выпара (при = 1,005):
Для проверки
правильности полученных результатов составим уравнение материального баланса
для Д - 1,2:
>
Используя метод
последовательного приближения, находим уточнённый рас - ход пара промышленному
потребителю:
Тогда уточнённое
количество добавочной воды, направляемой в цикл станции из станционной
химводоочистки составит:
= 0,0299 ∙ D + 0,25 ∙ DП
= 0,0299 ∙ 111,355 + 0,25 ∙ 80,03 = 23,34 кг/с.
Количество конденсата,
возвращаемого с производства:
Уточнённый расход пара
на Д - 1,2:
Таким образом,
3.8 Энергетические
показатели ПТУ
1) Удельный расход пара
на турбину:
) Полный расход тепла на
турбоустановку:
3) Абсолютный
электрический КПД турбоустановки:
) Полный расход тепла на
производственные потребители.
Здесь ctК - энтальпия возврата конденсата с производства, ctОБР = -
энтальпия воды, идущей на восполнение потерь пара и обратного конденсата у
потребителя тепла.
) Расход тепла на
выработку электроэнергии на турбоустановке.
) КПД ПТУ по выработке
электроэнергии.
) Расход тепла на
паровой котёл.
Здесь определена
при РК = 9,81 МПа и
) КПД транспорта
теплового потока ПТУ.
) КПД ПТУ по выработке
электроэнергии брутто.
где ηПК
= 0,92 - КПД парового котла.
) КПД ПТУ по отпуску
тепловой энергии (брутто).
где ηТ
= 0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей.
) Удельные расходы
условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии.
12) Удельная выработка
электрической энергии на тепловом потреблении.
4.
Расчёт тепловой схемы паровой турбины ПТР - 65/70 - 90/11 в теплофикационном
режиме с отбором «П» и двухступенчатым отбором «Т»
.1
Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические
характеристики турбины
турбина тепловой паровой
Принципиальная тепловая схема
паротурбинной установки представлена на рисунке 8.
Турбина ПТР - 65/70 - 90/11
представляет собой двухцилиндровый агрегат, состоящий из установленного на
станции цилиндра высокого давления (серийный ЦВД турбины Р - 50 - 130,
модернизированный под параметры 90 ата, 500 0С) и оппозитно
установленного ЦСД.
Перегрузочный клапан ЦВД
демонтирован.
ЦВД имеет одновенечную регулирующую
ступень и 12 ступеней давления. Парораспределение сопловое.
Ротор высокого давления - гибкий,
соединён с ротором генератора жёсткой муфтой. Все диски ротора откованы заодно
с валом.
Цилиндр среднего давления сварной
конструкции.
Ротор среднего давления - жёсткого
типа, цельнокованный с насадными дис - ками двух последних ступеней.
В камере теплофикационного отбора
перед 6 - ой ступенью ЦСД установлена поворотная диафрагма.
Турбина снабжена паровыми
лабиринтовыми уплотнениями.
Отсосы из уплотнений нового ЦСД
направляются в охладители существующей схемы уплотнений.
Сохраняется схема питания
охладителей химочищенной водой.
Пар выхлопа ЦСД направляется на
подогреватель сетевой воды (ПСГ - 1850).
При реконструкции турбины типа Р -
46 (50) - 90 (130)/11 сохраняется сущест - вующая система регенерации высокого
давления и производственный отбор из выхлопа ЦВД.
Для подачи конденсата греющего пара
из сетевого подогревателя (ПСГ) в станционные деаэраторы 6 ата устанавливаются
конденсатные насосы и организуются два отбора из ЦСД на подогреватели низкого
давления для обеспечения подогрева конденсата греющего пара, направляемого в
деаэратор.
Деаэрация добавочной воды и
конденсата, возвращаемого с производства, производится в атмосферном деаэраторе
(Д - 1,2).
Принят отпуск пара на производство
непосредственно из отбора турбины с восполнением потерь химически очищенной
водой.
Тепло продувочной воды котла
используется в расширителе и охладителе непрерывной продувки.
Выпар Д - 6 используется в
эжекторной установке или на уплотнение турбины; тепло выпара Д - 1,2
используется на подогрев химически очищенной воды.
Принята закрытая система
теплоснабжения, подпитка теплосети осуществляется из станционной химводоочистки
(водой после Д - 1,2); на подпитку в этом случае возможно направлять и
продувочную воду (при отсутствии в ней шлама).
В станционную установку химической
очистки воды для приготовления добавки подаётся речная вода; подогрев её до
температуры, определяемой технологией обработки (предочистки), производится в
теплообменнике паром из теплофикационного отбора турбины.
В системе предусмотрен дренажный
бак, в который сливаются потоки: кон - денсат выпара деаэраторов, конденсат
охладителей пара уплотнений; конденсат из дренажного бака дренажным насосом
подаётся в Д - 1,2.
В таблице 8 представлены параметры
пара в камерах нерегулируемых отборов в данном режиме.
Таблица 8
Номер отбора
|
Подогреватель
|
Давление, МПа
|
Температура, 0С
|
I
|
ПВД №5
|
3,75
|
387
|
II
|
ПВД №4
|
2,26
|
327
|
III
|
ПВД №3, деаэратор Д - 6 и производство
|
1,08
|
252
|
IV
|
ПНД №2
|
0,33
|
155
|
V
|
ПНД №1, деаэратор Д - 1,2, ПСВ и БО.
|
0,12
|
105
|
Примем следующие исходные данные для
расчёта:
Р0 = 8,83
МПа; t0 = 500°C; РК = 0,0675
МПа; DП = 80 т/ч; ;
; ;
QТ = 60 МВт; .
4.2 Баланс пара и воды
турбина тепловой паровой
Принимаем для данного случая:
внутристанционные потери пара и
конденсата в цикле 2% от расхода пара на турбину, то есть DУТ = 0,02 ∙ D;
расход пара на эжекторную установку
0,5%, то есть DЭЖ = 0,005 ∙ D;
расход пара на концевые уплотнения в
условном свежем паре 0,3%, т.е. DКУ = 0,003 ∙ D.
Тогда расход пара из котла:
DК = D + DУТ + DЭЖ + DКУ = (1+ 0,02 + 0,005 + 0,003) ∙ D = 1,028 ∙D.
Принимаем процент непрерывной
продувки из котла - 1,5%, то есть:
DПРОД = 0,015 ∙ DК = 0,015 ∙ 1,028 ∙ D = 0,01542 ∙ D.
Таким образом, расход питательной
воды составит:
DПВ = 1,028 ∙ D + 0,01542 ∙ D = 1,04342 · D.
Количество добавочной воды,
направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки:
DДОБ = DУТ + (1 - К) ∙ DП + DВР,
где (1 - К) ∙ DП - потеря пара и конденсата у промышленных тепловых потребителей
ТЭЦ. Основными потребителями пара являются текстильные фабрики. Коэффициент
возврата конденсата при этом составит К = 0,75. Тогда при заданном расходе пара
DП = 22,22 кг/с имеем (1 - К) ∙ DП = (1 - 0,75) ∙ 22,22 == 5,56 кг/с.
DВР - количество воды,
выходящей из расширителя непрерывной продувки, определяемое в результате его
расчёта:
DПР = β ∙ DПРОД,
DВР = (1 - β) ∙ DПРОД,
где β
- доля пара, выделившегося из продувочной воды в расширителе
непрерывной продувки:
В этой формуле:
ctКВ
- энтальпия котловой воды, определяемая по давлению в барабане; при РБАР
= 1,2 ∙ Р0 = 1,2 ∙ 8,83 = 10,596 МПа → ctКВ = 1434,59 кДж/кг;
ctВР
- энтальпия воды в расширителе. Определяется по давлению в деаэраторе, куда он
подключен с учётом потери давления в сепарационном устройстве расширителя и
соединённых паропроводов в размере ~ 10%; при РРНП = 1,1 * РДЕАЭР
= 1,1 ∙ 0,5886 = 0,6475 МПа → ctВР
= 683,47 кДж/кг;
hПР
- энтальпия влажного насыщенного пара, выходящего из расширителя. Если принять
его влажность 3%, то
hПР
= ctВР + 0,97 ∙ r
= 683,47 + 0,97 ∙ 2076,32 = 2697,5 кДж/кг,
где r = 2076,32 кДж/кг - скрытая теплота парообразования при РРНП
== 0,6475 МПа.
Тогда
DПР
= 0,358 ∙ 0,01542 ∙ D
= 0,00552 ∙ D.
DВР
= (1 - 0,358) ∙ 0,01542 ∙ D
= 0,0099 ∙ D.
DДОБ
= DУТ + (1 - К) ∙ DП
+ DВР = 0,02 ∙ D
+ 5,56 + 0,0099 ∙ D
= 0,0299 ∙ D + 5,56.
4.3 Построение условного
процесса расширения пара в турбине в h,
s - диаграмме
Принимаем потери
давления в устройствах парораспределения цилиндров равными:
ΔРЧВД
= 5%;
ΔРЧСД
= 10%;
ΔРЧНД
= 15%.
В таком случае давление
пара перед соплами первой ступени соответствующего отсека составит:
МПа;
МПа;
МПа.
С учётом этих значений
потерь давления строим условный процесс расширения пара в турбине в h, s - диаграмме (рис. 9).
Схема построения
процесса:
по h, s - диаграмме:
) при Р0 =
8,83 МПа и t0 = 500 0С: h0
= 3388,44 кДж/кг; s0
= 6,6716 кДж/(кг ∙ К); при = 8,39 МПа и h0 = 3388,44 кДж/кг: = 6,6933 кДж/(кг ∙
К).
) при РП =
1,08 МПа и s3А = =
6,6933 кДж/(кг ∙ К): h3А
= 2842,88 кДж/кг → h3
= h0 - (h0
- h3А) ∙
= 3388,44 - (3388,44 - 2842,88) ∙ 0,823 = 2939,44 кДж/кг;
при =
0,972 МПа и h3 = 2939,44 кДж/кг: = 6,9324 кДж/(кг ∙
К).
) при РТ =
0,12 МПа и s1А = =
6,9324 кДж/(кг ∙ К): h1А
= 2545,31 кДж/кг → h1
= h3 - (h3
- h1А) ∙
= 2939,44 - (2939,44 - 2545,31) ∙ 0,857 = 2601,67 кДж/кг;
при =
0,102 МПа и h1 = 2601,67 кДж/кг: = 7,1527 кДж/(кг ∙
К).
) при РК =
0,0675 МПа и sКА = =
7,1527 кДж/(кг ∙ К): hКА
= 2535,51 кДж/кг → hК
= h1 - (h1
- hКА) ∙
= 2601,67 - (2601,67 - 2535,51) ∙ 0,647 = 2558,86 кДж/кг.
Из построения условного
процесса расширения пара в турбине получаем значения энтальпий пара в отборах:
№ отбора
|
Энтальпия, кДж/кг
|
Перед ЧВД
|
3388,44
|
1
|
3187,89
|
2
|
3078,26
|
3
|
2939,44
|
4
|
2749,79
|
5
|
2601,67
|
Выхлоп ЧНД
|
2558,86
|
4.4 Определение
параметров пара, питательной воды и основного конденсата по отдельным элементам
принципиальной тепловой схемы
При расчёте принимаем:
потери давления в паропроводах от
турбины до регенеративных подогревателей:
№ отбора
|
№ подогре - вателя
|
Потеря, %
|
I
|
ПВД - 5
|
4
|
II
|
ПВД - 4
|
5
|
III
|
ПВД - 3 (Д - 6)
|
6
|
IV
|
ПНД - 2
|
7
|
V
|
ПНД - 1
|
падение давления греющего пара во
встроенных пароохладителях ΔРОП == 1,5%;
недоохлаждение пара в охладителях
пара против температуры насыщения ΔtОП = 10 0С;
недогрев воды в основной поверхности
ПВД δtНЕД = 5 0С;
недоохлаждение конденсата греющего
пара в охладителях конденсата (охладителях дренажа) ΔtОД = 5 0С;
гидравлическое сопротивление
регенеративных подогревателей:
ПВД ~ 0,49 МПа.
ПНД ~ 0,098 МПа.
Температура конденсата
после ПСГ
Повышением энтальпии в конденсатном
насосе пренебрегаем. Тогда параметры конденсата перед ПНД - 1:
tК
= 89,01 0С; =
373,96 кДж/кг (при t = 89,01 0С,
РК.Н. = 1,568 МПа).
Температура основного
конденсата после ПНД - 1
Питается паром из пятого
отбора.
Давление в корпусе
подогревателя:
0,1104 МПа.
Температура конденсата, сливаемого
из ПНД - 1, равна температуре насыщения, так как ПНД - 1 не имеет охладителя
конденсата:
При =
0,1104 МПа → =
102,43 0С, =
429,42 кДж/кг.
Тогда температура
конденсата после ПНД - 1 составит:
t1
= -
δtНЕД
= 102,43 - 5 = 97,43 0С;
= 409,29 кДж/кг (при при
МПа;
t = 97,43 0С).
Температура основного
конденсата после ПНД - 2
Питается паром из
четвёртого отбора.
Давление в корпусе
подогревателя:
0,3069 МПа.
Температура конденсата,
сливаемого из ПНД - 2, равна температуре насыщения, так как ПНД - 2 не имеет
охладителя конденсата:
При =
0,3069 МПа → =
134,31 0С, =
564,83 кДж/кг.
Тогда температура
конденсата после ПНД - 2 составит:
t2
= -
δtНЕД
= 134,31 - 5 = 129,31 0С;
= 544,13 кДж/кг (при МПа;
t = 129,31 0С).
Деаэратор питательной
воды
Параметры питательной
воды после деаэратора устанавливаются исходя из условия, что охлаждение её в
баке - аккумуляторе отсутствует. Поэтому за деаэратором имеем:
РДЕАЭР = 0,5886
МПа;
tДЕАЭР
= 158,09 0С;
= 667,18 кДж/кг.
Параметры воды после
питательного насоса
а) При Р0 =
8,83 МПа давление на нагнетании насоса должно быть РНАГН = 13,73
МПа;
б) Повышение энтальпии в
насосе:
.
При РДЕАЭР =
0,5886 МПа, высоте его установки над осью насоса 20 м и нормативной величине
сопротивления тракта всасывания ΔРВС
= 0,0098 МПа, давление на всасывающем патрубке насоса будет равно:
0,775 МПа.
Удельный вес воды в
насосе определяем по её средней температуре в насосе =
160 0С и по среднему давлению:
При среднем значении ηН
= 0,78 найдём:
кДж/кг.
Таким образом, энтальпия
воды после питательного насоса составит:
ctПН
= +
=
667,18 + 18,22 = 685,4 кДж/кг.
При РНАГН =
13,73 МПа и ctПН = 685,4 кДж/кг температура воды будет tПН
= 160,5 0С.
ПВД - 3
Питается паром из
третьего отбора.
Давление пара в корпусе
охладителя пара:
1,0152 МПа.
Давление в корпусе
подогревателя:
1 МПа.
Температура насыщения
воды в подогревателе при давлении = 1 МПа:
= 179,88 0С.
Температура пара после
пароохладителя с учётом его недоохлаждения:
= +
ΔtОП = 179,88 + 10 = 189,88 0С.
Энтальпия пара после
пароохладителя:
= f (,)
= f (1,0152 МПа, 189,88 0С) = 2789,64 кДж/кг.
Температура питательной
воды перед охладителем пара:
= -
δtНЕД
= 179,88 - 5 = 174,88 0С.
Давление воды в трубной
системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ3 = РНАГН
- =
13,73 - 0,49 = 13,24 МПа.
Энтальпия питательной
воды перед охладителем пара:
= f (13,24 МПа, 174,88 0С) = 747,14 кДж/кг.
Температура и энтальпия
конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:
tК3
= tПН + ΔtОД
= 160,5 + 5 = 165,5 0С.
сtК3 = 699,6 кДж/кг (при = 1 МПа).
Температуру питательной
воды за подогревателем находим по формуле:
0С,
где подогрев воды в
охладителе пара =
2 0С - принимаем.
ПВД - 4
Питается паром из
второго отбора.
Давление пара в корпусе
охладителя пара:
2,147 МПа.
Давление в корпусе
подогревателя:
2,115 МПа.
Температура насыщения
воды в подогревателе при давлении = 2,115 МПа:
= 215,22 0С.
Температура пара после
пароохладителя с учётом его недоохлаждения:
= +
ΔtОП = 215,22 + 10 = 225,22 0С.
Энтальпия пара после
пароохладителя:
= f (,)
= f (2,147 МПа, 225,22 0С) = 2819,93 кДж/кг.
Температура питательной
воды перед охладителем пара:
= -
δtНЕД
= 215,22 - 5 = 210,22 0С.
Давление воды в трубной
системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ4 = РПВ3
- =
13,24 - 0,49 = 12,75 МПа.
Энтальпия питательной воды
перед охладителем пара:
= f (12,75 МПа, 210,22 0С) = 902,49 кДж/кг.
Температура и энтальпия
конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:
tК4
= t3 + ΔtОД
= 176,88 + 5 = 181,88 0С.
сtК4 = 771,91 кДж/кг (при = 2,115 МПа).
Температуру питательной
воды за подогревателем находим по формуле:
0С,
где подогрев воды в
охладителе пара =
3 0С - принимаем.
ПВД - 5
Питается паром из
первого отбора.
Давление пара в корпусе
охладителя пара:
3,6 МПа.
Давление в корпусе
подогревателя:
3,546 МПа.
Температура насыщения
воды в подогревателе при давлении = 3,546 МПа:
= 243,29 0С.
Температура пара после
пароохладителя с учётом его недоохлаждения:
= +
ΔtОП = 243,29 + 10 = 253,29 0С.
Энтальпия пара после
пароохладителя:
= f (,)
= f (3,6 МПа, 253,29 0С) = 2830,5 кДж/кг.
Температура питательной
воды перед охладителем пара:
= -
δtНЕД
= 243,29 - 5 = 238,29 0С.
Давление воды в трубной
системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:
РПВ5 = РПВ4
- =
12,75 - 0,49 = 12,26 МПа.
Энтальпия питательной
воды перед охладителем пара:
= f (12,26 МПа, 238,29 0С) = 1030,48 кДж/кг.
Температура и энтальпия
конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:
tК5
= t4 + ΔtОД
= 213,22 + 5 = 218,22 0С.
сtК5 = 935,67 кДж/кг (при = 3,546 МПа).
4.5 Расчёт
подогревателей высокого давления
На рисунке 10
представлена расчётная схема для подогревателей высокого давления турбины.
Для определения расхода
пара составляем уравнения теплового баланса в соответствии с расчётной схемой.
I
участок:
.
II
участок:
.
III
участок:
.
Значения коэффициентов,
учитывающих потери тепла в подогревателях К5, К4 и К3
принимаем равными:
К5 = 1,008; К4
= 1,007; К3 = 1,006.
I
участок:
II
участок:
III
участок:
После подсчётов:
) 1894,83 · D5 + 258,33 · D4
= 129,01 · DПВ;
) 2048,02 · D4 + 149,8 · D3
+ 163,76 · D5 = 156,44 · DПВ;
) 2090,04 · D3 + 72,31 · (D4
+ D5) = 62,11 · DПВ.
Упрощаем её:
) D4 + 7,33 · D5
= 0,499 · DПВ;
) D3 + 13,67 · D4
+ 1,093 · D5 = 1,044 · DПВ;
) 28,9 · D3 + D4
+ D5 = 0,859 · DПВ.
Решим систему уравнений
по правилу Крамера.
) Вычисляем определитель
матрицы системы, разлагая его по первой строке:
Так как он не равен
нулю, то система уравнений имеет единственное решение.
) Вычисляем
определители:
3) По формулам Крамера
находим решение системы уравнений:
Подогрев питательной
воды в охладителях пара устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.
ОП - 5:
t5
= 242,73 0С (РПВ5 = 12,26 МПа).
ОП - 4:
t4
= 213,76 0С (РПВ4 = 12,75 МПа).
ОП - 3:
t3
= 176,39 0С (РПВ3 = 13,24 МПа).
Проверка правильности
выполненных расчётов по тепловым
балансам ПВД в целом:
П - 5:
П - 4:
П - 3:
Невязки незначительны.
Поэтому
D5
= 0,0586 · DПВ = 0,0586 · 1,04342 · D
= 0,0611 · D, t5
= 242,73 0С,
D4
= 0,0698 · DПВ = 0,0698 · 1,04342 · D
= 0,0728 · D, t4
= 214,21 0С,
D3
= 0,0253 · DПВ = 0,0253 · 1,04342 · D
= 0,0264 · D, t3
= 175,75 0С.
В этом случае:
отличаются несущественно
от
4.6 Расчёт деаэратора Д
- 6
Из приведённых выше
расчётов имеем:
DПВД
= D3 + D4
+ D5 = 0,0264 · D
+ 0,0728 · D + 0,0611 · D
= 0,1603 · D.
Принимаем ,
тогда
Количество питательной
воды, поступающей в Д - 6 из ПНД - 2, определяем из уравнения материального
баланса деаэратора:
Расход пара на деаэратор
определяем из уравнения теплового баланса:
Принимаем коэффициент,
учитывающий потери тепла в Д - 6, КДЕАЭР = 1,006, а влажность пара,
выходящего из деаэратора - 3%, тогда
= h| + х · r = 667,3 + 0,97 ·
2088,46 = 2693,11 кДж/кг.
После преобразования
получим:
Тогда
Прежде чем рассчитывать
ПНД, выполним тепловой расчёт установки нагрева добавочной воды, подаваемой в
цикл.
4.7 Расчёт бойлерной
Расход сетевой воды
через сетевые подогреватели при QМ
= 60 МВт и принятой системе теплоснабжения:
кг/с.
Принимаем утечки в системе
теплоснабжения в размере 2% от количества циркулирующей воды.
Добавок на восполнение утечек:
WУТ = 0,02 · WСВ = 0,02 · 236,82 = 4,74 кг/с.
При нагрузке «горячего» водоснабжения
15% от общей, абсолютное её значение:
QГ.В. = 0,15 · QМ = 0,15 · 60 = 9 МВт.
Общее количество воды на горячее
водоснабжение:
кг/с.
Общее количество
подпиточной воды, направляемой в деаэратор подпитки в систему:
DД.В.
= DДОБ + WУТ
+ WГ.В. = 0,0299 · D
+ 5,56 + 4,74 + 35,52 = 0,0299 *
* D + 45,82.
Давление в корпусе
основного подогревателя:
0,1104 МПа.
Температуры конденсации
пара при данном давлении:
Принимаем температурную
разность теплоносителей δtСП =
3 0С, тогда температура сетевой воды после основного бойлера
составит: .
При принятой системе
теплоснабжения температура сетевой воды после пикового бойлера должна
составлять С
учётом температурной разности теплоносителей определяем температуру конденсации
пара: 133
0С. По данной температуре находим давление в корпусе пикового
подогревателя РБП = 0,2953 МПа.
Тепловая нагрузка на
сетевые подогреватели:
МВт.
МВт.
Расход пара на пиковый
подогреватель:
кг/с.
Расход пара на основной
подогреватель:
кг/с.
В этих уравнениях
энтальпии конденсата греющего пара, сливаемого из подогревателей найдены по
соответствующим давлениям в них.
4.8 Расчёты по
подготовке добавочной воды в цикле ПТУ
Подогреватель сырой воды
Питается паром из пятого
отбора.
Давление в корпусе
подогревателя:
0,1104 МПа.
Энтальпия конденсата,
сливаемого из подогревателя при данном давлении:
Принимаем расчётную
температуру охлаждающей воды
Для создания оптимального
режима предочистки (коагуляции) принимается
Количество исходной воды
для ХВО при расходе на собственные нужды 12%:
(0,0299 · D + 45,82) = 0,03349 · D
+ 51,32.
Расход пара на
подогреватель найдём из уравнения теплового баланса:
при ηП
= 0,98,
Охладитель непрерывной
продувки
Принимаем ηП
= 0,98.
Составляем уравнение
теплового баланса:
Принимаем
предварительное значение расхода пара на турбину при заданных тепловых нагрузках
D = 110 кг/с, тогда
= 42,03 42
0С.
Расчёт деаэратора
добавочной воды Д - 1,2
Количество воды,
направляемой в цикл и на подпитку теплосети из станционного деаэратора Д - 1,2,
определяем из уравнения материального баланса этого деаэратора:
Принимаем ,
тогда
Количество конденсата,
идущего из охладителя выпара станционного деаэратора Д - 1,2 в дренажный бак:
Количество конденсата,
поступающего из дренажного бака в станционный деаэратор Д - 1,2:
Окончательно:
а также количество воды,
идущей в цикл станции и на подпитку теплосети из Д - 1,2:
Расход пара на
станционный атмосферный деаэратор определяем из уравнения теплового баланса
деаэратора с охладителем выпара (при = 1,005):
Согласно приведённым
выше расчётам, имеем и «выпар» из станционного деаэратора:
И, наконец, из уравнения
теплового баланса определяем расход пара на деаэратор:
После преобразований
получим:
Тогда
4.9 Расчёт
подогревателей низкого давления
Расчётная схема для ПНД
турбины представлена на рисунке 11.
П - 2
Уравнение теплового
баланса:
Здесь
В последней формуле:
Имеем
П - 1
Уравнение теплового
баланса:
Имеем
Окончательно, расход
пара на ПНД - 2:
Расход пара на ПНД - 1:
4.10 Подсчёт расходов
пара в отборах турбины и расхода пара в ПСГ
Расход пара в отборы.
DI
= D5 = 0,0611 · D;
DII
= D4 = 0,0728 · D;
DIII
= D3 ++
DП + DБП
= 0,0264 · D + 0,0419177 · D
+ 22,22 + 13,11 = 0,0683177 · D
+ 35,33;
DIV
= D2 = ;
DV
= D1 + +
DБО + DПСВ
= +
0,004365046 · D + + 6,188713524 + 13,04 + 0,001973 · D
+ 3,0233 = 0,015124791 · D
+ 21,37324495.
Σ DОТБ = 0,26811639 · D
+ 56,04875537.
Расход пара в ПСГ
турбины.
DПСГ
= D - Σ
DОТБ = D - 0,26811639 · D - 56,04875537 = 0,731884 · D
-
- 56,048755.
По балансу потоков
конденсата в системе регенерации:
Значения DПСГ и близки
друг к другу, что подтверждает правильность выполненных расчётов.
Определим расход пара на
турбину из уравнения:
.
Удельный расход пара на
турбину:
Значение
dЭ
· NЭ = 4,446 · 65 · 103 = 288990 кг/ч = 80,275 кг/с.
Значение можно
найти после определения коэффициентов недовыработки:
у5 · DI = 0,75825 · 0,0611 · D = 0,046329 · D;
у4 · DII = 0,6261 · 0,0728 · D = 0,04558 · D;
у3 · DIII = 0,45876 · (0,0683177 · D + 35,33) = 0,031341 · D
+ 16,2079908;
у2 · DIV = 0,28102 · =
0,014268 · D -
0,183925;
у1 · DV = 0,0516 · (0,015124791 · D + 21,37324495) = 0,000780439 · D
+
+ 1,102859439;
= 0,138298 · D + 17,126925.
Таким образом,
D
= 80,275 + 0,138298 · D
+ 17, 126925
Абсолютные расходы пара
в отборах:
DI
= 0,0611 · D = 0,0611 · 113,03 = 6,906133 кг/с;
DII
= 0,0728 · D = 0,0728 · 113,03 = 8,228584 кг/с;
DIII
= 0,0683177 · D + 35,33 = 0,0683177 · 113,03 + 35,33 = 43,05194963 кг/с;
DIV
= =
0,050773899 · 113,03 - 0,654489583 = 5,084484221 кг/с;
DV
= 0,015124791 · D + 21,37324495 =
0,015124791 · 113,03 + 21,37324495 = 23,0828 кг/с.
Σ DОТБ = 86,353950851 кг/с.
DПСГ
= 0,731884 · D - 56,048755 = 0,731884 · 113,03 - 56,048755 = 26,676094 кг/с.
D
= Σ DОТБ
+ DК = 86,353951 + 26,676094 = 113,03 кг/с.
Проверка результатов по
балансу мощностей.
= = К · ,
где К =
Таким образом, получаем
NI
= К · DI · Нi5
= 0,00097614 · 6,906133 · 200,55 = 1,351978277 МВт;
NII
= К · DII · Нi4
= 0,00097614 · 8,228584 · 310,18 = 2,491443301 МВт;
NIII
= К · DIII · Нi3
= 0,00097614 · 43,0519496 · 449 = 18,86910381 МВт;
NV
= К · DV · Нi1
= 0,00097614 · 23,0828 · 786,77 = 17,72753657 МВт.
= 43,400343638 МВт.
NПСГ
= К · DПСГ · НiПСГ
= 0,00097614 · 26,676094 · 829,58 = 21,60193336 МВт.
NЭ
= NПСГ + =
43,400343638 + 21,60193336 = 65,002276998 МВт (невязка ничтожна, NЭ = 65 МВт).
Проверка значения
расхода пара в ПСГ.
Расход пара,
определённый по балансу потоков конденсата в системе регенерации:
ΔDК =
Невязка, отнесённая к
расходу пара на турбину:
δDК =
Расходы пара на
регенеративные подогреватели.
Подогреватель ПВД №5 D5 = 0,0407 · D
= 0,0611 · 113,03 = 6,906133 кг/с;
ПВД №4 D4 = 0,0501 · D
= 0,0728 · 113,03 = 8,228584 кг/с;
ПВД №3 D3 = 0,0675 · D
= 0,0264 · 113,03 = 2,983992 кг/с;
Деаэратор
кг/с;
ПНД №2
D2
= 0,050773899 · D - 0,654489583 =
= 0,050773899 · 113,03 -
0,654489583 = 5,084484 кг/с;
ПНД №1
Расходы теплоносителей
по другим элементам тепловой схемы.
Расход пара на деаэратор
Д - 1,2:
Расход пара на
подогреватель сырой воды.
Количество питательной
воды, подаваемой в котёл.
DПВ
= 1,04342 · D = 1,04342 · 113,03 = 117,93776 кг/с.
4.11 Расчёт
подогревателя сетевой воды
Коэффициент, учитывающий
потери тепла в подогревателе, принимаем равным КПСГ = 1,003.
Температурный напор в подогревателе - δt = 4 0С.
Температура конденсата
при РК = 0,0675 МПа: tК
= 89 0С, следовательно, температура сетевой воды на выходе из
подогревателя будет составлять .
При температуре обратной
сетевой воды tОБР = 70 0С, определяем из уравнения теплового баланса её
расход через подогреватель:
4.12 Энергетические
показатели ПТУ
1) Удельный расход пара
на турбину:
) Полный расход тепла на
турбоустановку:
) Абсолютный
электрический КПД турбоустановки:
4) Полный расход тепла
на производственные потребители.
Здесь ctК - энтальпия возврата конденсата с производства, ctОБР = -
энтальпия воды, идущей на восполнение потерь пара и обратного конденсата у
потребителя тепла.
) Расход тепла на
отопление.
) Расход тепла на
выработку электроэнергии на турбоустановке.
) КПД ПТУ по выработке
электроэнергии.
) Расход тепла на
паровой котёл.
Здесь определена
при РК = 9,81 МПа и
) КПД транспорта
теплового потока ПТУ.
) КПД ПТУ по выработке
электроэнергии брутто.
где ηПК
= 0,92 - КПД парового котла.
) КПД ПТУ по отпуску
тепловой энергии (брутто).
где ηТ
= 0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей.
) Удельные расходы
условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии.
) Удельная выработка
электрической энергии на тепловом потреблении.
) Удельный расход
теплоты брутто.
4.13 Оценка
экономической эффективности реконструкции
Предполагается, что
реконструируемая турбина ПТР - 65/70 - 90/11 будет замещать выработавшую свой
ресурс турбину типа ПТ - 60 - 90.
Экономический эффект от
реконструкции будем определять исходя из большей тепловой экономичности новой
турбины на теплофикационных режимах работы по сравнению с турбиной ПТ - 60 -
90.
Данные по турбине ПТ -
60, необходимые для расчёта, получены в отделе ПТС и планово-экономическом отделе
ИвТЭЦ - 2 для режима работы с номинальной электрической нагрузкой и тепловой
нагрузкой отборов аналогичной принятой для расчёта тепловой схемы турбины ПТР -
65/70 - 90/11:
годовая выработка
электроэнергии: WГОД
= 197390 тыс. кВт · ч;
удельный расход теплоты
брутто:
КПД котельного цеха: ηКЦ
= 88,23%;
в качестве топлива будет
использоваться кузнецкий уголь с низшей теплотой сгорания цена
угля по состоянию на конец 2015 г.: ЦУГЛЯ= 1869,73 т.н.т.
Удельный расход теплоты
брутто для турбины ПТР - 65/70 - 90/11 на теплофикационном режиме работы
рассчитан в п. 4.12 и составляет:
Капитальные вложения в
реконструкцию составляют: КРЕК = 127200000 руб.
Цена тонны условного
топлива:
Рассчитываем
экономический эффект:
Оцениваем срок
окупаемости:
Заключение
В данном дипломном проекте
рассмотрен вопрос о реконструкции паровой турбины типа Р - 46 (50) - 90
(130)/11.
Выполнены: тепловой расчёт
реконструируемой турбины, а также расчёт тепловых схем турбины до (Р - 46 (50)
- 90 (130)/11) и после реконструкции (ПТР - 65/70 - 90/11).
Проведённый расчёт показал, что
новая турбоустановка имеет высокую тепловую экономичность в теплофикационном
режиме работы. На основании этого в экономической части определён экономический
эффект от эксплуатации новой турбоустановки, замещающей турбину ПТ - 60 - 90,
выработавшую свой ресурс. Высокая экономичность новой турбины позволяет окупить
проект за 3 года.
Список использованной
литературы
1. ГОСТ 12.1.003 - 83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
2. ГОСТ 12.1.005 - 88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические
требования к воздуху рабочей зоны.
3. ГОСТ 12.1.012 - 90 ССБТ. Вибрационная безопасность.
Общие требования.
. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические
станции: Справочник. - М.: Энергоиздат, 1982.
. Капелович Б.Э. Тепловой расчет паровых турбин - М.: Энергия,
1976.
. Мошкарин А.В., Чухин И.М. Расчет тепловых схем ТЭС. - Иваново:
ИЭИ, 1985.
. Охрана труда в машиностроении: Учебник для машиностроительных
вузов /
/ Е.Я. Юдин, С.В. Белов, С.К. Баланцев и др. - М.: Машиностроение, 1983.
. Ривкин С.П., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и
водяного пара - М.: Энергия, 1981.
. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.:Энергия, 1976.
. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического
комплекса. - М.: Высшая школа, 2003.
. СН 2.2.4.548 - 96. Гигиенические требования к микроклимату
помещений.
. СН 2.2.4/2.1.8.562 - 96. Шум на рабочих местах, в
помещениях жилых и общественных зданий и на территории жилой застройки.
. СН 2.2.4/2.1.8.566 - 96. Производственная вибрация, вибрация в
помещениях жилых и общественных зданий.
. Соколов А.К. Безопасность и экологичность в дипломном
проектировании: Учебное пособие / ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический
уни - верситет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2009.
. Стерман Л.С., Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные
электрические станции. - М.:Энергоиздат, 1982.
. Техническая документация ИвТЭЦ - 2.
. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоиздат,
1990.
18. Чернов К.В. Задачи и алгоритм выполнения раздела выпускной
квалификационной работы по безопасности и экологичности: Методические указания.
- Иваново, 2009.
. Щегляев А.В. Паровые турбины. - М.: Энергия, 1976.