Нормирование параметров работы турбоагрегатов

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Нормирование параметров работы турбоагрегатов

1.1 Нормирование давления в отопительных отборах турбин

Для турбины ПТ-60-130/13.

Температура сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей по (1.1):

= ^oC.

Здесь и ниже ссылки на рисунки и формулы по [1].

По НЭХ сетевых подогревателей [1, рис. П7] при t_вых = ^oC, t_вх = ^oC, G_св = т/ч номинальное значение температурного напора

= ^oC.

Температура насыщения (конденсации) пара в подогревателе по (1.2):

= t_пс + = + = С.

По таблицам [2] при = ^оС находим давление насыщения в подогревателе р_под = ата.

По графику [1, рис. П15] приблизительно оценим величину абсолютных потерь давления в трубопроводах подвода пара к подогревателям сетевой воды

?р_сп = МПа = ата.

Давление в отборе турбины с учетом потерь от отбора до подогревателя:

р_т = р_под + ?р_сп = + = ата.

По условию этот отбор подключен к коллектору собственных нужд с давлением р_колл = ата, т.е. давление в отборе не может быть ниже этой величины р_т р_колл. Соответственно принимаем p_т = ата.

Для турбины Т-100/120-130 принят двухступенчатый подогрев сетевой воды, поэтому нормируем давление в верхнем отопительном отборе р_тв в следующем порядке.

Принимаем равный нагрев сетевой воды по ступеням, то есть

Q_сп = Q_тн = Q_тв = Q_т/2 = / 2 = Гкал/ч.

Температура сетевой воды после нижнего и верхнего сетевых подогревателей соответственно равна

= = ^oC.

= = ^oC.

По зависимости q_сп2(G_св) [1, рис. П14] определим удельную теплопроизводительность верхнего q_сп2 сетевого подогревателя турбоустановки:

q_псв2 = Гкал/(ч^оС).

Температура насыщения в верхнем отборе по (1.4):

 = = С.

Для контроля найдем температурный напор:

= = - = ^oC

Давление насыщения пара в верхнем сетевом подогревателе находим по таблицам [2] при = ^oC р_под2 = ата.

В зависимости от нагрузки данного сетевого подогревателя по графику [1, рис. П15] находим величину абсолютных потерь давления в трубопроводах подвода пара к подогревателям сетевой воды ?р_сп2 = МПа = ата.

Давление в отборе турбины с учетом потерь от отбора до подогревателя:

р_тв = р_под2 + ?р_сп2 = + = ата.

1.2 Определение номинального удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии турбоагрегатами

Определение исходно-номинальных удельных расходов теплоты на выработку электроэнергии турбоагрегатами.

По НЭХ турбоагрегатов определяем значения :

- для Т-100/120-130 при р_тв = ата, Q_т = Гкал/ч и N_т = МВт по [1, рис П18 - П26]

= ккал/(кВт^.ч);

- для ПТ-60-130/13 при Q_п = Гкал/ч, Q_т = Гкал/ч и N_т = МВт по [1, рис П1, П2]

= т/ч;

= МВт;

= = МВт;

= ккал/(кВт^.ч) = Гкал/(МВт^.ч);

По (1.6)

= = Гкал/(МВт^.ч) = ккал/(кВт^.ч).

Определение расхода свежего пара на турбины

Расход свежего пара на турбины D₀ по (1.13):

, т/ч,

где Q₀ расход теплоты в свежем паре на турбину, равный

- для турбины Т-100/120-130 по (1.14)

= = Гкал/ч;

- для турбины ПТ-60-130/13 по

= Гкал/ч;

h₀ = 830 ккал/кг = Гкал/т - энтальпия свежего пара при номинальных параметрах;

h_пв - номинальное значение энтальпии питательной воды, определяемое в зависимости от расход свежего пара D₀ по энергетическим характеристикам.

В первом приближении примем (h₀ - h_пв) = 600 ккал/кг = Гкал/т, тогда приблизительно расход свежего пара на турбины равен:

- для турбины Т-100 D'₀^Т-100 = / = т/ч;

- для турбины ПТ-60 D'₀^ПТ-60 = / = т/ч.

Для турбины Т-100 при D'₀^Т-100 = т/ч по [1, рис. П16] h_пв = ккал/кг, тогда по (1.13)

D₀^Т-100 = /(-) = т/ч.

Для турбины ПТ-60 при D'₀^ПТ-60 = т/ч и р_п = ата по [1, рис. П11] получаем h_пв = ккал/кг, тогда по (1.13)

D₀^ПТ-60 = /(-) = т/ч.

Определение расхода пара в производственный отбор.

Расход пара на производство D_п. по (1.8) равен

D_п = = / = т/ч,

где h_п h_ок разность энтальпий пара в П-отборе и возвращаемого конденсата (в расчетах приняли h_п h_ок = 600 ккал/кг = Гкал/т).

Определение поправки на давление в производственном отборе.

НЭХ турбины ПТ-60 построены при давлении в П-отборе = ата. Номинальное давление (равное фактическому) составляет = ата.

Для турбины ПТ-60 при N_т = МВт, D_п.= т/ч и Q_т = Гкал/ч [1, рис П4] удельная величина поправки (при отклонении давления в отборе на р_п = ата) равна:

= ккал/(кВтч)

Полная величина поправки составляет по (1.7)

/ р_п = (-) / = ккал/(кВтч).

Поправки на давление в отопительных отборах.

Для турбины Т-100/120-130 величина определялась при номинальном значении р_тв = ата, поэтому эта поправка не вводится.

НЭХ турбины ПТ-60-130/13 построены при давлении в отопительном отборе = ата. Номинальное давление (по условию равное фактическому) составляет р_т = ата.

Для этой турбины при N_т = МВт, D_п.= т/ч и Q_т = Гкал/ч [1, рис П5] удельная величина поправки (при отклонении давления в отборе на р_т = ата) равна:

= ккал/(кВтч)

Полная величина поправки составляет по (1.9)

/ р_т = (-) / = ккал/(кВтч).

Поправка на конечное давление.

Будем исходить из того, что части низкого давления (ЧНД) турбин работают на линейных участках поправок на вакуум, тогда средняя величина поправки к мощности турбины Т-100/120-130 составляет N_p2 = кВт/кПа [1, рис П31], а для ПТ-60-130/13 N_p2 = кВт/кПа [1, рис. П12].

НЭХ обеих турбин построены для конечного давления = кПа. Номинальное (по условию равное фактическому) давление составляет соответственно

= кПа = кПа

Для турбины ПТ-60-130/13

- изменение мощности при отклонении номинального давления в конденсаторе р_к от , при котором была построена НЭХ, по (1.10)

N_к = N_p2 (р_к ) = - (-) = кВт;

- изменение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии при этом по (1.11)

= - =, ккал/(кВт^.ч).

Для турбины Т-100/120-130:

- изменение мощности

N_к = N_p2 (р_к ) = - (-) = кВт;

- изменение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии

= - =, ккал/(кВт^.ч)

где = 2200 ккал/(кВт^.ч) - относительный прирост расхода теплоты на конденсационной выработке.

Поправками на расход питательной воды и температуру обратной сетевой воды (для турбины Т-100/120-130) пренебрежем.

Поправка на плановые пуски турбин.

В течение отчетного периода производится один плановый пуск турбины.

По данным НЭХ [1, табл. П1, стр. 106] расход теплоты на пуск этой турбины составляет = Гкал.

Тогда поправка на плановые пуски по (1.18) равна

= = ккал/(кВт^.ч).

Здесь выработка электроэнергии турбиной за отчетный период по (1.19)

= МВт^.ч,

где _раб = 680 ч - время работы турбины в течение отчетного периода со средней мощностью N_т.

Поправка на отработанный ресурс времени вводится, если оборудование отработало с начала эксплуатации более 35000 часов.

Номинальный удельный расход теплоты на выработку электроэнергии рассчитывается как алгебраическая сумма и всех найденных поправок с учетом их знака по (1.22).

Полученные данные сведем в таблицу.

Величина показателя	для турбины
	ПТ-60	Т-100
Исходно-номинальный удельный расход теплоты на выработку электроэнергии , ккал/(кВт.ч)
Поправка на давление в П-отборе , ккал/(кВт.ч)
Поправка на давление в Т-отборе , ккал/(кВт.ч)
Поправка на конечное давление , ккал/(кВт.ч)
Поправка на плановые пуски , ккал/(кВт.ч)
Поправка на отработанный ресурс времени , ккал/(кВт.ч)
Номинальный расход теплоты на выработку электроэнергии , ккал/(кВт.ч)

2. Расчет показателей нетто турбинного цеха

Определение средне-номинального удельного расхода теплоты брутто на выработку электроэнергии.

Примем число часов работы ПТ-60 = 720 часов, а турбины Т-100 = 680 часов, тогда выработка электроэнергии турбинами составит соответственно:

Э_выр,ПТ = N_{ПТ ПТ} = = МВт^.ч;

Э_выр,Т = N_{Т Т} = = МВт^.ч;

Выработка электроэнергии группой двух турбин по (2.3):

= Э_выр,ПТ + Э_выр,Т = + = МВт^.ч.

Количество тепла, затраченного на производство электроэнергии группой из n_ТА = 2 турбоагрегатов по (2.2)

= + = Гкал.

Средне-номинальный удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии по (2.1):

= .

Для определения удельного расхода теплоты нетто группой турбин найдем относительные расходы электроэнергии и теплоты на собственные нужды турбинного цеха.

Определение относительного расхода электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха.

По [1] к расходу электроэнергии на собственные нужды группы турбоагрегатов относится электроэнергия, затрачиваемая на:

- привод циркуляционных, конденсатных, дренажных и других насосов, относимых к турбинному оборудованию (кроме питательных);

- на плановые пуски турбин по диспетчерскому графику;

- на освещение помещений турбинного оборудования и электроцеха;

- на двигатели электроцеха, измерительную и ремонтную мастерские и пр.

Для определения мощности циркнасосов найдем конденсационные мощности обеих турбин в следующей последовательности.

По НЭХ определяем значения удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении для регулируемых отборов турбоустановок.

Для ПТ-60-130/13:

- производственный отбор [1, рис. П8] при D₀ = т/ч и р_п = ата

W^п_тф = кВт^.ч / Гкал.

- отопительный отбор [1, рис. П9] при D₀ = т/ч, D_п = т/ч и р_т = ата

W^т_тф = f (D₀, D_п) + W^т_тф (р_т) = + = кВт^.ч / Гкал,

где W^т_тф - поправка на величину давления в отборе.

Для Т-100/120-130 [1, рис. П17, б] при D₀ = т/ч и р_тв = ата:

При этом теплофикационная мощность турбоустановок составляет:

- турбины ПТ-60 по (2.4)

N_тф = W^т_тф Q_т + W^п_тф Q_п = + = МВт;

- турбины Т-100

N_тф = W^т_тф Q_т = = МВт;

Конденсационная мощность турбоустановок равна по (2.5) N_к = N_т N_тф:

- турбины ПТ-60

N_к = = МВт,

- турбины Т-100

N_к = = МВт,

По НЭХ, в зависимости от N_к и при условии совместной работы турбоустановок определяем мощность циркуляционных насосов:

- для ПТ-60 [1, рис. П13] N_цн = кВт,

- для Т-100 [1, рис. П32] N_цн = кВт.

Мощность прочих механизмов собственных нужд в НЭХ оценена величиной

- для ПТ-60 [1, рис. П13] N_проч = кВт,

- для Т-100 [1, рис. П32] N_проч = кВт.

В течение отчетного периода производился плановый пуск турбины. По [1, табл. П1] расход электроэнергии на пуск этой турбины = МВт^.ч.

Нормативная величина расхода электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха за отчетный период составляет по (2.6):

= (N_цн^ПТ + N_проч^ПТ) ^ПТ + (N_цн^Т + N_проч^Т) ^Т + = МВтч.

При этом относительный расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха по (2.10):

= %.

Расчет относительного удельного расхода теплоты на собственные нужды турбинного цеха.

Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха включает затраты на:

- плановые пуски турбоагрегатов;

- отопление производственных помещений турбинных установок и электроцеха, душевые и пр.

При этом его относительная величина по (2.11) составляет

, %

где = Гкал - расход теплоты на пуск турбины по [1, табл. П1];

- суммарный расход теплоты в свежем паре на выработку электроэнергии группой турбоустановок по (2.2) = Гкал.

При = / = Гкал/ч по НЭХ [1, рис. П36]

= %.

Определение среднего удельного расхода теплоты нетто на производство электроэнергии группой турбоагрегатов по (2.12).

= ккал/(кВт^.ч)

где для турбоагрегатов высокого давления коэффициент допуска на эксплуатационные условия К^т_доп = 0,8%.

3. Расчет показателей котлоагрегатов и котельного цеха

3.1 Выбор состава работающих котлоагрегатов и их исходно-номинальные показатели

Полагая, что техническое состояние котлоагрегатов одинаково, нагрузку между ними будем распределять равномерно.

Для выбора количества работающих котлов определим их необходимую паропроизводительность.

Суммарный за отчетный период расход свежего пара на группу турбоагрегатов по (3.1):

= D_{0,ПТ ПТ} + D_{0,Т Т} = + = т.

Суммарный за отчетный период расход пара от группы котлов с учетом утечек по (3.2):

= = (1 + _ут) = (1+0,015) = т.

Примем время работы котлов в течение отчетного периода _КА = 700 ч, тогда средний за отчетный период часовой расход пара от группы котлов по (3.3):

= / _КА = / = т/ч.

Количество работающих котлов выберем с учетом технических ограничений (минимальной и максимальной нагрузок) и зависимости КПД котлов от нагрузки. По данным [1, рис. П34] максимум КПД брутто котла БКЗ-421-140 приходится на нагрузку, равную ~ 260 т/ч, т.е. ~ 60% номинальной.

Дополнительно можно учесть зависимость расхода теплоты на собственные нужды котельного цеха от количества работающих котлов по [1, рис. П38] и желательность наличия на ТЭЦ холодного резерва котельной мощности.

Если в отчетном периоде в работе будут находиться два котла, их средняя за отчетный период паропроизводительность составит по (3.4)

D_к = / n_КА = /2 = т/ч, а КПД = %,

а если три, то

D_к = / n_КА = /3 = т/ч, а КПД = %.

С учетом [1, рис. П34, П38] принимаем, что в течение отчетного периода в работе находились котла со средней паропроизводительностью D_к = т/ч.

Средняя теплопроизводительность котлов по (3.5):

= = = Гкал/ч.

По НЭХ [1, рис. П34, П35] в зависимости от D_к определяем исходно-номинальные значения показателей котельных установок, считая их одинаковыми для всех работавших агрегатов:

- КПД брутто = %;

- потери теплоты с уходящими газами q_{2(ном,исх)} = %;

- потери теплоты от химического q_3(ном) и механического q_4(ном) недожога q_3(ном) + q_4(ном) = %;

- потери теплоты на наружное охлаждение q_5(ном) = %;

- коэффициент избытка воздуха в режимном сечении _рс(ном) =;

- присосы воздуха в тракте от режимного сечения до точки измерения температуры уходящих газов _ух(ном) =;

- температура уходящих газов t_{ух(ном,исх)} = ^оС;

- нагрев воздуха в дутьевых вентиляторах t_дв(ном) = ^оС;

- степень рециркуляции дымовых газов r_(ном) = %;

- удельный расход электроэнергии на дымососы рециркуляции

Э_р(ном) = кВтч / Гкал;

- удельный расход электроэнергии на тягодутьевые механизмы

Э_{т+д(ном,исх)} = кВтч / Гкал.

Номинальная величина коэффициента избытка воздуха в уходящих газах

_ух(ном) = _рс(ном) + _ух(ном) = + =

В [1, рис. П33] приведены условия построения НЭХ котлоагрегатов, а также необходимые данные для ввода поправок к исходно-номинальным значениям КПД, температуры уходящих газов и удельного расхода электроэнергии на тягу и дутье на отличие фактических значений внешних факторов от фиксированных.

3.2 Определение номинального КПД брутто котельного цеха

Поправка к номинальному КПД брутто котлов при отклонении фактического значения влияющего фактора (температуры) от принятого при построении НЭХ равна

 = ( ), %.

Поправка на изменение температуры холодного воздуха.

По условию температура холодного воздуха на всасе вентиляторов, частично забираемого из котельного отделения, равна = ^оС.

По НЭХ [1, рис. П33] =, тогда

= ( ) = = %.

Поправка на изменение температуры питательной воды.

В зависимости от расхода свежего пара на турбины по рис. П11 и П16 найдем средние за отчетный период значения температуры питательной воды за ПВД турбоустановок:

- для ПТ-60 при = т/ч = ^оС.

- для Т-100 при = т/ч = ^оС.

При этом средняя температура питательной воды на входе в котлоагрегаты по (3.10) приближенно:

= = ^оС.

По НЭХ [1, рис. П33] =, тогда поправка на температуру питательной воды:

 = ( ) = = %.

Поправка на плановый пуск котла.

За отчетный период производится = плановых пусков котлоагрегатов. Условно разнесем соответствующую поправку между всеми работающими котлами.

Суммарная выработка теплоты котлами за отчетный период по (3.14):

= = = Гкал.

Суммарный расход топлива на котлы:

= = =, т у.т,

где = ккал/кг = Гкал/т - теплотворная способность условного топлива. Расход топлива на пуск котлоагрегата по [1, табл. П1] = т у.т., тогда поправка на плановых пусков котла:

= = %.

Поправка на отработанный ресурс времени вводится, если оборудование отработало с начала эксплуатации более 35000 часов.

Номинальный КПД брутто котлов находится как алгебраическая сумма исходно-номинального значения и всех найденных поправок

 = + + + + = %

3.3 Определение номинальных потерь с уходящими газами

При работе котлов на газе для определения q_2(ном) к величине q_{2(ном,исх)} вводятся поправки на фактическое значение t_хв и t_пв, которые равны по модулю, но противоположна по знаку соответствующим поправкам, вводимым к КПД брутто

q_2,tхв = - =,

q_2,tпв = - =.

Номинальные потери с уходящими газами определяются как алгебраическая сумма:

q_2(ном) = q_{2(ном,исх)} + q_2,tхв + q_2,tпв = + + = %

3.4 Определение номинальной температуры уходящих газов

С учетом [1, рис. П33] поправка на температуру питательной воды:

t_ух,tпв = ( ) = +0,2 (-) = ^оC.

Номинальная температура уходящих газов:

t_ух(ном) = t_{ух(ном,исх)} + t_{ух, tпв} = + = ^оC.

3.5 Определение КПД нетто котельного цеха

Для определения КПД нетто котельного цеха необходимо найти относительные величины расхода электроэнергии и теплоты на собственные нужды котельного цеха.

В расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включаются затраты на электродвигатели питательных насосов, тягодутьевых установок, в том числе дымососов рециркуляции, плановые пуски котлов и прочие нужды по (3.22).

, МВт^.ч.

Расход электроэнергии на питательные насосы

Средний часовой расход питательной воды найдем по формуле

= _пв ,

где

Здесь соотношение расходов питательной воды и расхода свежего пара _пв = G_пв/G₀ 1,02

В зависимости от расхода питательной воды по НЭХ находим по [1, рис. П37] удельный расход электроэнергии на питательные насосы

Э_пэн = (кВт^.ч)/(т. п.в.).

Полный расход электроэнергии за отчетный период на привод питательных насосов

= Э_{пэн пв} = = МВт.ч.

Расход электроэнергии на тягу и дутье

Номинальный удельный расход электроэнергии на тягу и дутье по [1, рис. П33]

Э_{т+д(ном)} = Э_{т+д(ном,исх)} + Э_т+д = + = кВт.ч / Гкал,

где Э_т+д = (t_хв ) = +0,005 (- 20) = кВтч / Гкал - поправка на изменение температуры холодного воздуха.

Полный расход электроэнергии за отчетный период на привод тяго-дутьевых механизмов,

= Э_{т+д(ном)} = = МВт.ч.

Расход электроэнергии на прочие механизмы собственных нужд котельного цеха.

По НЭХ определяем мощность прочих механизмов собственных нужд котельного цеха = 336 кВт.

Тогда:

= = МВт^.ч.

Расход электроэнергии на плановые пуски котлов.

Принимаем по НЭХ [1, табл. П1] = МВт^.ч, тогда суммарные за отчетный период затраты электроэнергии на плановые пуски котлоагрегатов

= = = МВт^.ч.

Суммарный за отчетный период расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха по (3.22)

= + + + = МВт^.ч.

Относительный расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха по (3.27)

100, % = = %.

Относительный расход теплоты на собственные нужды котельного цеха.

Расход теплоты на собственные нужды котельного цеха включает расход теплоты на отопление, вентиляцию и на плановые пуски котлов.

Номинальная величина затрат теплоты на пуски котлоагрегатов определим по [1, табл. П1] = Гкал.

Суммарная выработка теплоты котлами в час:

= 0,6 = / _КА = = Гкал/ч.

Прочие затраты теплоты на собственные нужды котельного цеха определим в зависимости от температуры наружного воздуха t_нв, числа работающих котлоагрегатов и по [1, рис. П38] = %.

= = %.

Средний КПД брутто котельного цеха

Поскольку приняли одинаковое техническое состояние и условия работы котлоагрегатов, то средний по котельному цеху КПД брутто котлов соответствует КПД брутто каждого котла

=.

КПД нетто котельного цеха

Коэффициент отнесения затрат топлива группой энергетических котлов на производство электроэнергии по (3.32):

К_э =

или приближенно

К_э ,

Гкал - отпуск теплоты от группы турбоагрегатов.

При работе котлоагрегатов высокого давления на газе коэффициент допуска на эксплуатационные условия = 0,3%, тогда по (3.33):

котлоагрегат давление электроэнергия турбинный

= %

Размещено на Allbest.ru

...