Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Технологическая часть

1.1 Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной ПТ-140/165-130/15

1.1.1 Тепловая схема энергоблока с турбиной ПТ-140/165-130/15

Приводим расчет тепловой схемы дубльблока с турбоустановкой ПТ-140-130 номинальной мощностью 140 МВт, с параметрами свежего пара 12,75 МПа, 555 С. Максимальная мощность турбины 165 МВт [1].

Турбина имеет производственный отбор 1,47 0,3 МПа, 300 т/ч при номинальном режиме и два теплофикационных отбора с номинальным отпуском тепла 128 МВт при расчетном режиме. Пределы регулирования верхнего отбора приняты 0,059 - 0,245 МПа, нижнего отбора 0,039 - 0,118 МПа. Для догрева сетевой воды предусматриваются пиковые водогрейные котлы и пиковые бойлеры [1].

Турбина ПТ-140-130 двухцилиндровая, рассчитана на максимальный расход пара 760 т/ч. Мощность турбины на конденсационном режиме при выключенных регулируемых отборах пара 120 МВт. Расход пара в конденсатор при этом составляет 320 т/ч. Промышленный отбор осуществляется после цилиндра высокого давления, пар на подогрев сетевой воды отбирается из цилиндра низкого давления. Часть низкого давления выполнена однопоточной. Турбина имеет, кроме того, встроенный пучок в конденсаторе для предварительного подогрева обратной сетевой воды [1].

Температура подогрева питательной воды при номинальном режиме принята 232 С. Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в охладителях эжектора конденсатора турбины и эжектора уплотнений, в подогревателе уплотнений, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,588 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины [1].

Пар на ПВД 7 и ПВД 6 отбирается из ЦВД, на ПВД 5 и деаэратор - из регулируемого промышленного отбора за ЦВД, на ПНД 4 и ПНД 3 - из нерегулируемых отборов ЦНД, и на ПНД 2 и ПНД 1 - регулируемых теплофикационный отборов [1].

Подогреватели высокого давления 7 и 6 имеют встроенные охладители дренажа. Недогрев в ПВД составляет от 3,5 до 4,0 С, в ПНД - от 5,1 до 5,4 С [1].

Дренаж из подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор. Из ПНД 4 дренаж сливается в ПНД 3 и затем в ПНД 2, откуда сливным насосом подается в смеситель СМ 1 на линии основного конденсата между ПНД 3 и ПНД 2. Из ПНД 1 дренаж каскадно направляется в конденсатор, куда сливаются также дренажи из охладителей эжекторов [1].

Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей ВС и НС соответственно подаётся сливными насосами в смесители СМ 1 между подогревателями 3 и 2 и СМ 2 между подогревателями 2 и 1. Подогрев сетевой воды предусматривается последовательно в двух сетевых подогревателях; для подогрева обратной сетевой воды до её поступления в нижний сетевой подогреватель может быть использован встроенный теплофикационный пучок конденсатора. Насосы сетевой воды установлены перед подогревателями, сетевые насосы второй ступени - после сетевых подогревателей, перед пиковыми водогрейными котлами (ПВК) [1].

Характерным для турбин типа ПТ является необходимость обеспечить подогрев и деаэрацию добавочной воды, восполняющей потери конденсата производственного отбора, а также подогрев обратного конденсата производственного отбора. Для этой цели в тепловой схеме турбоустановки ПТ-140-130 предусматривается использование верхнего теплофикационного отбора для подогревателя добавочной воды и деаэратора 0,12 МПа. После подогревателя добавочная вода поступает в деаэратор 0,12 МПа, куда направляется обратный конденсат производственного отбора и дренаж ПОВ, затем общий поток воды перекачивается в смеситель перед ПНД 3 [1].

Пар из уплотнений турбины направляется в ПВД 5. Паровоздушная смесь из концевых уплотнений отсасывается эжектором. Пар из уплотнений штоков клапанов направляется в деаэратор питательной воды [1].

1.1.2 Последовательность расчёта и параметры пара и воды турбоустановки

Первым этапом расчёта тепловой схемы теплофикационной турбоустановки является составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расходов пара на каждый из них на основании заданной тепловой нагрузки турбины.

Давление пара в отборах турбины устанавливается исходя из требований промышленного потребителя и температурного графика сетевой воды. После этого составляются тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления, деаэраторов и подогревателей низкого давления.

Расчет тепловой схемы теплофикационной турбины удобнее проводить, задаваясь расходом пара на турбину и в конце расчета, определяем электрическую мощность турбоагрегата. Заканчивается расчет определением показателей тепловой экономичности турбоустановки в целом.

Промышленный отбор D_п = 84 кг/с.

В соответствии с графиком тепловой нагрузки, температурой сетевой воды отопительная нагрузка Q_т = 128 МВт, энтальпия сетевой воды: h_в.пс = 415,6 кДж/кг, h_в.ос = 149,2 кДж/кг. Паровая нагрузка парогенератора: D_пг = 208 кг/с. Расход пара на турбину за вычетом 1,5% утечек принимаем равным

D_о = 204,9 кг/с. С учетом продувки D_пв = 211,1 кг/с. Протечки через уплотнения составляют D_у = 0,015 • D_о = 3,1 кг/с, в том числе D_у5 = 1,16 кг/с; D_пу = 1,94 кг/с [2]. Рабочий процесс пара в турбине, протекающий в соответствии с заводским расчетом, показан на рисунке 1.1.

Данные о параметрах пара и воды в турбоустановке и в охладителях дренажа приведены в таблице А (Приложение А) и таблице 1.1 соответственно, параметры пара и воды в установке использования продувки парогенератора - в таблице 1.2 [3].

Рисунок 1.1 Процесс расширения пара в турбине ПТ-140-130 (кДж/(кг•К))

Таблица 1.1

Параметры пара и воды в охладителях дренажа

Теплообменники	tд, C	hвд, кДж/кг	д, C	д, кДж/кг	qод, кДж/кг
ОД 7	219,6	942,1	10	40,4	76,6
ОД 6	194,8	829,3	10	36,6	75,9

Таблица 1.2

Параметры пара и воды в установке использования продувки

Показатель	Параметры пара и воды
	Давление, МПа	Температура, C	Энтальпия, кДж/кг
Продувочная вода ПГ	14,7	340,6	1600,4
Пар из расширителя	0,588	158,1	2755,6
Продувочная вода из расширителя	0,588	158,1	667,0

Определяем выход пара из расширителя продувки, из уравнения теплового баланса расширителя

, (1.1)

где = 0,98-коэффициент, учитывающий потерю тепла в расширителе, отсюда

D_пр1'' = ((1600,4 ? 0,98 - 667,0) / (2755,6 - 667,0)) ? 3,1 = 1,338 кг/с.

Выход продувочной воды из расширителя

D`_пр1 = D_пр - D``_пр1; (1.2)

D`_пр1 = 3,1 - 1,338 = 1,762 кг/с.

1.1.3 Тепловые балансы подогревателей

1.1.3.1 Расчет сетевой подогревательной установка

Параметры пара и воды сетевой подогревательной установки приведены в таблице 1.3 [1].

Таблица 1.3

Параметры пара и воды сетевых подогревателей

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
Греющий пар
Давление в отборе р, МПа	0,048	0,128
Давление в подогревателе р`, МПа	0,042	0,104
Температура t, С	82	108
Отдаваемое тепло q, кДж/кг	2164	2188
Конденсат греющего пара
Температура насыщения t`,С	76,8	101,0
Энтальпия при насыщении h`, кДж/кг	322,0	422,0
Сетевая вода
Температура на входе tв,С	35,4	74,9
Энтальпия на входе hв, кДж/кг	149,2	314,2
Температура на выходе tв,С	74,9	99,0
Энтальпия на выходе hв, кДж/кг	314,2	415,6
Подогрев в подогревателе в, кДж/кг	165	101,4

Для рассчитываемого режима расход сетевой воды равен:

; (1.3)

G_св = (128 ? 1000) / (415,6 - 149,2) = 480,5 кг/с.

Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя

D_нс q_нс = G_{св нс} / _п, (1.4)

где _п = 0,995 - коэффициент, учитывающий потери тепла в подогревателе.

D_нс = (480,5 ? 165) / (2164 ? 0,995) = 36,82 кг/с.

Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя

D_вс q_вс = G_{св вс} / _п. (1.5)

D_вс = (480,5 ? 101,4) / (2188 ? 0,995) = 22,38 кг/с.

1.1.3.2 Расчет регенеративной подогревательной установки

Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка.

ПВД 7:

D_п7 • (q_п7 + q_од7) = D_{пв п7} / _п; (1.6)

D_п7 = (211,1 ? 110,2) / ((2162,3 + 76,6) ? 0,995) = 10,44 кг/с.

ПВД 6:

D_п6 (q_п6 + q_од6) + D_п7 q_д6 = D_{пв п6} / _п2; (1.7)

D_п6 = (211,1 ? 109,0 / 0,995 - 10,44 ? 112,8) / (2177,8 + 75,9) = 9,74 кг/с.

Подогрев воды в питательном насосе. Работа сжатия воды в идеальном процессе

h_на = 10³ v_ср (р_н - р_в). (1.8)

где _н = 0,8 - КПД насоса, который учитывает механические и прочие потери.

h_на = 10³ 0,0011 (17,5 - 0,6) = 18,6 кДж/кг.

Внутренняя работа сжатия воды в насосе и подогрев воды _н

h_нi = _н = h_на / з_н;

_н = 18,6 / 0,8 = 23,25 кДж/кг.

Энтальпия воды после питательного насоса

h_в.пн = h_в.д + _н ; (1.9)

h_в.пн = 667 + 23,25 = 690,25 кДж/кг.

ПВД5:

D_п5 q_п5 + D_у5 • q_у5 + (D_п7 + D_п6) (h_вд6 - h_вд5) = D_{пв п5} / _п3; (1.10)

D_п5 = (211,1 ? 102,7 / 0,995 - (10,44 + 9,74) ? 36 - 1,16 ? 2460) /

/ 2179,7 = 8,35 кг/с.

Деаэратор питательной воды.

Материальный баланс деаэратора. Поток конденсата на входе в деаэратор

D_кд = D_пв - (D_п7 + D_п6 + D_п5 + D_у5) - D_д - D_уш + D_эу - D^``_пр1; (1.11)

D_эу = D_ук + D_э, (1.12)

где D_э = 1 кг/с - расход пара на эжектор;

D_ук = 0,5 кг/с - расход пара на концевые уплотнения;

D_эу = 0,5 + 1 = 1,5 кг/с;

D_уш = 1,0 кг/с - расход пара из уплотнений штоков клапанов.

D_кд = 211,1 - (10,44 + 9,74 + 8,35 + 1,16) - D_д - 1,0 + 1,5 - 1,34;

D_кд = 180,57 - D_д, кг/с.

Тепловой баланс деаэратора

D_д h₃ + (D_п7 + D_п6 + D_п5 + D_у5) h_вд3 + D_уш • h_уш + D_кд h_вп4 + D``<sub>пр1</sub> h``_пр1 =(D_пв h_вд + D_э.у h`_д) / _д; (1.13)

После подстановки выражения D_кд и численных значений известных величин получаем:

D_д • 2973 + (10,44 + 9,74 + 8,35 + 1,16) • 793,3 + 1,0 • 3487 + (180,57 -

- D_д) • 603,1 + 1,338 • 2755,6 = (211,1 • 667 + 1,5 • 2755,6) • 1 / 0,995.

D_д = 2,55 кг/с и из уравнения материального баланса

D_кд = 180,57 - 2,55 = 178,02 кг/с.

Установка для подогрева и деаэрации добавочной воды.

Материальный баланс деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ:

D_кв = D_пов + D_ов + D^в_д, (1.14)

где D_пов - расход греющего пара на подогреватель химически очищенной воды ПОВ, кг/с;

D_ов - расход химически очищенной воды, кг/с;

D_ов = D_п + D`_пр1 + D_ут; (1.15)

D_ов = 84 + 1,762 + 0 = 85,762 кг/с.

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП

D`_пр1 q_оп = D_{ов оп} / _п, (1.16)

где q_оп = 667 - 167 = 500 кДж/кг,

1,762 500 = 85,762 _оп / 0,995,

_оп = 10,22 кДж/кг.

После охладителя продувки вода с энтальпией около 60 кДж/кг поступает на химводоочистку, а затем в подогреватель химически очищенной воды.

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды

D_пов q₆ = D_{ов ов} / _п, (1.17)

где _ов = h^в_п2 - h_ов = 417,6 - 140 = 277,6 кДж/кг.

Возврат конденсата от производственных потребителей отсутствует D_ок=D_п

D_пов 2172,7 = 85,762 277,6 / 0,995,

D_пов = 11,01 кг/с.

D_кв = D_вд + 11,01 + 85,762 = D_вд + 96,772.

Тепловой баланс деаэратора химически очищенной воды

D^в_д h₆ + D_пов h^в₆ + D_ов h^в_п6 = D_кв h^в_д / _п; (1.18)

D^в_д 2610 + 11,01 437,3 + 85,762 417,6 = (D^в_д + 96,772) 437,3 • 1 / 0,995,

D^в_д = 0,876 кг/с; D_кв = 0,876 + 96,772 = 97,648 кг/с.

Регенеративные подогреватели низкого давления.

Расчёт группы ПНД заключается в совместном решении тепловых и материальных балансов теплообменников.

Тепловой баланс ПНД 4.

D_п4 q_п4 = D_{кд п4} / _п; (1.19)

D_п4 2178,4 = 178,023 93,4 / 0,995;

D_п4 = 7,67 кг/с.

Тепловой баланс ПНД 3 и смесителя СМ 1.

D_п3 h₃ + D_п4 h`<sub>4</sub> + D<sub>кв</sub> • h<sub>вд</sub> + (D<sub>п4</sub> + D<sub>п3</sub> + D<sub>п2</sub>) h`₂ + D_вс h`_вс +

+ D_к2 h^в_п2 = [D_кд h^в_п3 + (D_п4 + D_п3) h`₃] / _п, (1.20)

где D_к2 - расход конденсата на входе в смеситель СМ 1,

D_к2 = D_кд - (D_п4 + D_п3 + D_п2 + D_вс + D_кв) (1.21)

D_к2 = 178,023 - (7,67 + D_п3 + D_п2 + 22,38 + 97,648) =

= 50,325 - (D_п3 + D_п2); (1.22)

D_п3 2708 + 7,67 623,6 + 97,648 437,3 + (7,67 + D_п3 + D_п2) 437,3 +

+ 22,38 422,0 + (50,325 - D_п3 - D_п2) 417,6 = [178,023 509,7 + (7,67 +

+ D_п3) 526,1] / 0,995;

2198,97 D_п3 + 19,7 D_п2 = 13948,73. (1.23)

Тепловой баланс ПНД 2 и смесителя СМ 2.

D_п2 h₂ + (D_п4 + D_п3) ? h`<sub>3</sub> + D<sub>нс</sub> h`_нс + D_к1 h^в_к1 = [D_к2 h^в_п2 + (D_п3 +

+ D_п2 + D_п4) h`₂] / 0,995, (1.24)

где D_к1 = D_к2 - D_нс = 50,325 - (D_п3 + D_п2) - 36,82 = 13,505 -

- (D_п3 + D_п2). (1.25)

Подставляя численные значения и решая систему уравнений (1.22)-(1.25) получим D_п3 = 6,23 кг/с, D_п2 = 1,39 кг/с, D_к2 = 43,65 кг/с, D_к1 = 6,75кг/с.

Тепловой баланс СМ 1.

D_к2 h^в_п2 + D_кв h^в_д + (D_п4 + D_п3 + D_п2) h`<sub>2</sub> + D<sub>вс</sub> h`_вс =

= D_кд h^в_см1 / _см, (1.26)

где _см = 0,995 - коэффициент, учитывающий потери тепла в смесителе

43,65 417,6 + 96,48 437,3 + (7,67 + 6,23 + 1,39) 437,3 + 22,38 422 =

= 178,023 h^в_см1 / 0,995.

h^в_см1 = 427 кДж/кг.

Подогрев воды в смесителе СМ 1.

_см1 = h^в_см1 - h^в_п2; (1.27)

_см1 = 427 - 417,6 = 9,4 кДж/кг.

Тепловой баланс СМ 2.

D_к1 h^в_п1 + D_нс h`_нс = D_к2 h^в_см2 / _см; (1.28)

6,75 308,3 + 36,82 322 = 43,65 h^в_см2 / 0,995.

h^в_см2 = 321 кДж/кг.

Подогрев воды в смесителе СМ 2.

_см2 = h^в_см2 - h^в_п1; (1.29)

_см1 = 321 - 308,3 = 12,7 кДж/кг.

Тепловой баланс ПНД 1.

D_п1 q₁ = D_{к1 п1} / _п; (1.30)

D_п1 2158,6 = 6,75 78 / 0,995.

D_п1 =0,25 кг/с.

Охладитель уплотнений и охладитель эжектора.

Уравнение материального баланса конденсатора. Поток конденсата.

D^в_к = D_к1 - D_п1 - D_пу - D_э - D_ук (1.31)

D^в_к = 6,75 - 0,25 - 1,94 - 1,0 - 0,5 = 3,06 кг/с.

Определение потока воды на циркуляцию в соответствии с заданной энтальпией конденсата после ПУ.

Уравнение теплового баланса охладителя уплотнений ПУ, охладителя эжектора ЭУ:

D_эу q_эу + D_пу q_пу = (D_к1 + D_рец) _эу / _п, (1.32)

где q_пу = 2200 кДж/кг - тепло, отдаваемое паром из уплотнений в охладителе уплотнений [2];

1,5 2532,6 + 1,94 2200 = (6,75 + D_рец) 119,4 / 0,995.

D_рец = 60,4 кг/с.

Кратность циркуляции

; (1.33)

m_рец = (60,4 + 6,75) / 6,75 = 9,95.

Тепловой баланс охладителя уплотнений

D_пу q_пу = (D_к1 + D_рец) _пу / _п, (1.34)

где _п = 0,995 - коэффициент, учитывающий потери тепла в ПУ;

1,94 2200 = (6,75 + 60,4) _пу / 0,995.

_пу = 63,1 кДж/кг.

Тепловой баланс охладителя эжектора и уплотнений

D_э q_э = (D_к1 + D_рец) _э / _п; (1.35)

1,5 2532,6 = 67,15 _э / 0,995.

_э = 55,6 кДж/кг.

1.1.3.3 Паровой баланс турбины

Паровой баланс турбины представляет собой сравнение потоков пара, входящих в конденсатор D^п_к и конденсата, выходящего из конденсатора D^в_к.

Поток пара входящий в конденсатор

D^п_к = D₀ - D_уш - D_i, (1.36)

где D_i - суммарное количество отобранного пара в i-ых отборах, кг/с.

Расходы пара в отборы приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Расходы пара в отборы

Номер отбора	Расход пара, кг/с	Составляющие	Значение, кг/с
1	D7	Dп7	10,44
2	D6	Dп6	9,74
3	D5	Dп5 + Dд + Dп	94,03
4	D4	Dп4	7,67
5	D3	Dп3	6,23
6	D2	Dп2 + Dвд + Dпов + Dвс	35,66
7	D1	Dп1 + Dнс	37,07
К	Di	D1 + D2 + D3 + D4 + D5 + + D6 + D7	200,84

Подставляя значение D_i в формулу (1.36), получим

D^п_к = 204,9 - 1,0 - 200,84 = 3,06 кг/с.

Погрешность материального баланса

; (1.37)

? = ((3,06 - 3,06) / 3,06) ? 100 % = 0 %.

1.1.4 Энергетические показатели турбоустановки

1.1.4.1 Энергетический баланс турбоагрегата

Энергетический баланс турбоагрегата заключается в определении полной мощности турбины W_i, путём суммирования мощностей, выработанных в каждом отсеке W_i.

Электрическая мощность отсека

W_i = D_i H_i, (1.38)

где D_i - поток пара, проходящий через i-ый отсек, кг/с;

H_i - действительный теплоперепад в отсеке, кДж/кг.

Данные по выработке мощности в отсеках приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Мощность отсеков турбины

Отсек турбины	Интервал давлений, МПа	Пропуск пара через отсек	Hi, кДж/кг	Wi, МВт
		Обозначение	Значение, кг/с
0 - 1	12,0-3,39	D0 - Dуш - Dу5	202,74	329	66,70
1 - 2	3,39-2,145	D01 - D7	192,3	98	19,84
2 - 3	2,145-1,27	D12 - D6	182,56	110	20,88
3 - 4	1,245-0,49	D23 - D5 - Dоу	89,69	171	15,34
4 - 5	0,49-0,261	D34 - D4	82,02	94	7,71
5 - 6	0,261-0,128	D45 - D3	75,79	98	7,43
6 - 7	0,128-0,048	D56 - D2	40,13	124	4,98
7 - к	0,048-0,0034	D67 - D1	3,06	0	0

Электрическая мощность турбоагрегата

W_э = W_{i эм}, (1.39)

где _эм = 0,98 - коэффициент, учитывающий электромеханические потери мощности;

W_э = 142,88 0,98 = 140,022 МВт.

1.1.4.2 Энергетические показатели турбоустановки и энергоблока

Полный расход тепла на турбоустановку.

Q_ту = D₀ (h₀ - h_пв) 10^-3, (140)

Q_ту = 204,9 (3487 - 1011,9) 10^-3 = 507,15 МВт.

Расход тепла на отопление.

Q^о_т = Q_т / _оту, (141)

где _оту = 0,995 - коэффициент отопительной установки.

Q^о_т = 128 / 0,995 = 128,64 МВт.

Тепловая нагрузка парогенераторной установки.

Q_пг = , (1.42)

где h_пг = 3487 кДж/кг - энтальпия свежего пара;

D_пр = 3,1 кг/с - расход продувочной воды;

h_пр = 1600,4 кДж/кг - энтальпия продувочной воды.

Q_пг = 208 (3487 - 1011,9) + 3,1 (1600,4 - 1011,9) / 1000 = 516,64 МВт.

Коэффициент ценности тепла регулируемого отбора.

, (1.43)

где i - регулируемый отбор;

k - коэффициент, определяющий начальные параметры пара,

k =0,4 при р_о = 130 кгс/см².

Энтропия пара в идеальном процессе расширения до 0,0034 МПа [3]:

S_k^ад = 7,617 кДж/(кг•К).

Энтальпия пара в идеальном процессе расширения до 0,0034 МПа [3]:

h_k^ад = 2274,9 кДж/кг.

Энтальпия пара в реальном процессе расширения до 0,0034 МПа:

, (1.44)

где з_oi = 0,8 - КПД ЦНД, взятый из рекомендуемого диапазона 0,76 - 0,85

h_k = 2486 - 0,8 • (2486 - 2274,9) = 2317,1 кДж/кг.

Коэффициент ценности тепла ВОО:

, (1.45)

К_ут^воо = ((2610 - 2317,1) / (3487 - 2317,1)) ? (1 + 0,4 ? ((3487 - 2610) /

/ (3487 - 2317,1))) = 0,325.

Коэффициент ценности тепла НОО:

, (1.46)

К_ут^ноо = ((2486 - 2317,1) / (3487 - 2317,1)) ? (1 + 0,4 ? ((3487 - 2486) /

/ (3487 - 2317,1))) = 0,194.

Коэффициент ценности тепла промотбора:

, (1.47)

К_ут^п = ((2973 - 2317,1) / (3487 - 2317,1)) ? (1 + 0,4 ? ((3487 - 2973) /

/ (3487 - 2317,1))) = 0,659.

Доли теплоты.

; (1.48)

dQ_э^ноо = 36,82 ? 10^-3 ? (2486 - 322) ? (1 - 0,194) = 64,22 МВт.

; (1.49)

dQ_э^воо = 22,38 ? 10^-3 ? (2610 - 422) ? (1 - 0,325) = 33,05 МВт.

; (1.50)

dQ_э^п = 84 ? 10^-3 ? (2973 - 793,3) ? (1 - 0,659) = 62,44 МВт.

Суммарная доля теплоты, используемая на выработку электрической энергии при отсутствии отпуска тепла внешним потребителям:

dQ_э^ту = dQ_э^воо + dQ_э^ноо + dQ_э^п; (1.51)

dQ_э^ту = 33,05 + 64,22 + 62,44 = 159,71 МВт.

Коэффициент использования топлива на выработку электрической энергии.

К_э =, (1.52)

К_э = (159,71 + 507,15 - 128,64) / (159,71 + 507,15) = 0,807.

Суммарный расход топлива.

, (1.53)

где з_пг = 0,925 - КПД парогенератора [2];

Q_н^р = 29,307 МДж/кг - низшая теплотворная способность условного топлива [1].

В_т = 516,64 / (0,925 ? 29,307) = 19,06 кг_ут/с.

Расход топлива на выработку электроэнергии:

В_ээ = К_э • В_т = 0,807 • 19,06 = 15,38 кг_ут/с. (1.54)

Расход топлива на выработку тепловой энергии:

В_тэ = В_т - В_ээ = 19,06 - 15,38 = 3,68 кг_ут/с. (1.55)

Удельный расход условного топлива на производство электрической энергии:

b_э^ут = В_ээ / (W_э ? 10^-6);

b_э^ут = 15,38 / (140,022 ? 10^-3) = 110,0 г/(кВт•ч). (1.56)

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:

b_т^ут = В_тэ / (Q_т^о ? 10^-6);

b_т^ут = 3,68 / (128,64 ? 10^-3) = 28,6 г/(МДж). (1.57)

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования

1.2.1 Выбор парового котла

Выбор котлоагрегата осуществляется по максимальному расходу пара на турбину с учетом потерь в паропроводе, что составляет 1,5 %, а так же по давлению свежего пара. Поэтому исходя из всего выше сказанного по справочнику [4] выбираем два котла, более целесообразно в этой тепловой схеме будет поставить котлоагрегаты: БКЗ - 420 - 140 НГМ - 4.

Котел спроектирован для работы со следующими параметрами: номинальная производительность - 420 т/ч. Котельный агрегат имеет П-образную сомкнутую компоновку и состоит из топочной камеры и конвективной шахты, соединенных в верхней части переходным наклонным газоходом.

Все стены топочной камеры, переходного газохода и верхней части конвективной шахты выполнены из сварных панелей. Котел предназначен для работы под наддувом. В топочной камере размещены радиационные панели первичного пароперегревателя, на выходе из топочной камеры расположены ширмы. Потолок топочной камеры, переходного газохода и конвективной шахты, а также верхняя часть боковых, фронтовых и задней стен конвективной шахты экранированы трубами первичного пароперегревателя. В опускном газоходе расположены входная ступень третьей и четвертой ступени пароперегревателей, экономайзер первая и вторая ступени.

энергоблок турбина котел турбогенератор

1.2.2 Выбор турбогенератора

Для турбины ПТ-140/165-130/15 выбираем турбогенератор типа ТВВ-160-2ЕУЗ с непосредственным охлаждением статора водой и ротора водородом давлением 0,294 МПа [5].

Параметры турбогенератора: частота вращения n = 3000 об/мин, мощность S = 160 МВт, напряжение статора U = 18 кВ, коэффициент полезного действия = 98,5 % [5].

1.2.3 Выбор вспомогательного оборудования

1.2.3.1 Выбор конденсатора

Средняя температура между паром и водой

=⁰С, (1.58)

где t_в - подогрев охлаждающей воды, ⁰С;

t - недогрев воды в конденсаторе до температуры насыщения, ⁰С.

Количество тепла, отданное паром охлаждающей воде в конденсаторе:

Q_k = D_k • (h_k - h_н.к), (1.59)

где D_k - расход пара в конденсатор, кг/с;

h_k - энтальпия пара поступающего в конденсатор, кДж/кг;

h_н.к.- энтальпия конденсата кДж/кг.

Q_k = D_k • (h_k - h_н.к) = 80 · (2486 - 110,6) = 190032 кВт

Площадь поверхности охлаждения находим из уравнения:

F_k = = м², (1.60)

где Q_k - количество тепла, отданное паром охлаждающей воде в конденсаторе, кВт;

k - коэффициент теплопередачи конденсатора, кВт/(м²⁰С);

t - средний температурный напор между паром и водой, ⁰С.

Определим расход охлаждающей воды:

W=, (1.61)

где С_в - удельная теплоемкость циркуляционной воды, кДж/(кг•°С) [3];

W=. (1.62)

В соответствии с полученными данными выбираем конденсатор К2-6000-1 [6].

Выбранный конденсатор имеет число ходов по воде равным двум, площадь поверхности охлаждения конденсатора составляет F = 5249,5 м², устанавливается один конденсатор.

1.2.3.2 Выбор деаэратора

По расходу питательной воды выбираем два деаэратора для деаэрации питательной воды следующего типа: ДСП - 500 [6].

Давление в деаэраторе 0,588 МПа. К колонке деаэратора присоединен бак аккумуляторный, для запаса воды в аварийных ситуациях.

1.2.3.3 Выбор теплообменников

Регенеративные подогреватели устанавливают индивидуально у каждой турбины без резерва.

а) Выбор подогревателей высокого давления ПВД

Выбор подогревателей поверхностного типа осуществляется по поверхности теплообмена. Определим поверхность теплообмена ПВД П1.

Она определяется как сумма площади охладителя пара (ОП), площади собственно подогревателя (СП), а также площади охладителя дренажа (ОД), таким образом можно записать: F_пвд = F_оп + F_сп + F_од.

Площадь теплообмена рассчитывается по формуле:

, (1.63)

, (1.64)

где D_п = 10,44 кг/с - пар поступающий в подогреватель;

h'_оп = 3181 кДж/кг - энтальпия пара входящего в собственно подогреватель;

h_н = 1018,7 кДж/кг - энтальпия пара на выходе из собственно подогревателя (энтальпия конденсата греющего пара при давлении насыщения в подогревателе);

h"_оп = 2837,5 кДж/кг -энтальпия пара на выходе из охладителя пара;

h_др = 941,7 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара на выходе из подогревателя;

k_оп = 1,5 кВт/(м²⁰С) - коэффициент теплопередачи охладителя пара [6];

k_сп = 3 кВт/(м²⁰С) - коэффициент теплопередачи собственно подогревателя [6];

k_од = 1,5 кВт/(м²⁰С) - коэффициент теплопередачи охладителя дренажа [6];

Средний логарифмический температурный напор определяется по формуле:

(1.65)

где Дt_б - наибольший теплоперепад температур между греющей и нагреваемой средой, °C;

Дt_м - наименьший теплоперепад температур между греющей и нагреваемой средой, °C:

для охладителя пара

Дt_б = t_п - t_пв.вых, (1.66)

где t_п = 380 ⁰C - температура греющего пара;

t_пв.вых = 234 ⁰C - температура питательной воды после подогревателя;

Дt_м = t_оп^" - t_в.оп, (1.67)

где t_оп^" = 236 + 15 = 251 ⁰C - температура греющего пара за ОП;

t_в.оп - температура питательной воды перед охладителем пара. Определяется по формуле (1.68):

t_в.оп = t_пв.вых - Дt_оп = 234 - 4 = 230 ⁰C, (1.68)

где Дt_оп = 4 ⁰C - подогрев воды в охладителе пара [6].

Таким образом, по формулам (1.66) и (1.67) определяем:

Дt_б = 380 - 234 = 146 ⁰C,

Дt_м = 251 - 230 = 21 ⁰C.

Определяем температурный напор:

°C

для охладителя дренажа

Дt_б = t_н - t_од.вых, (1.69)

где t_од.вых - температура воды после охладителя дренажа. Определяется по формуле (1.70):

t_од.вых = t_пв2 + Дt_од = 209,6 + 4 = 213,6 ⁰C, (1.70)

где t_пв2 = 209,6 ⁰C - температура воды перед подогревателем;

Дt_од = 4 ⁰C - недогрев воды в охладителе дренажа [6].

Дt_м = _о.д.= 10 ⁰C,

где _о.д = 10 ⁰C - недоохлаждение конденсата греющего пара в подогревателе [6].

Таким образом, по формуле (1.69) определяем:

Дt_б = 236 - 213,6 = 22,4 ⁰C.

Определяем температурный напор:

 ⁰C.

для собственно подогревателя:

Дt_Б = 21 ⁰C,

Дt_М = 5,6 ⁰C.

Определяем температурный напор для собственно подогревателя:

График нагрева воды показан на рисунке 1.2.

t, ⁰C t_п = 380 ⁰C

t_н = 236 ⁰C

t_др = 219,6 ⁰C

10 ⁰C

t_пв2 = 209,6 ⁰C ОД СП ОП

Q, кВт

Рисунок 1.2 График нагрева питательной воды в ПВД

Определим тепловые нагрузки.

Тепловая нагрузка охладителя пара:

Q_оп = D_п · (h'_оп - h"_оп) = 10,44 · (3181 - 2837,5) = 3586,14 кВт. (1.71)

Тепловая нагрузка собственно подогревателя:

Q_сп = D_п · (h"_оп - h_н) = 10,44 · (2837,5 - 1018,7) = 18988,27 кВт. (1.72)

Тепловая нагрузка охладителя дренажа:

Q_од = D_п · (h_н - h_др) = 10,44 · (1018,7 - 941,7) = 803,88 кВт. (1.73)

Определим поверхности теплообмена участков подогревателя.

Поверхность теплообмена охладителя пара:

м^2. (1.74)

Поверхность теплообмена собственно подогревателя:

м². (1.75)

Поверхность теплообмена охладителя дренажа:

м². (1.76)

Подставляя, все численные значения выше перечисленных величин в формулу получим следующие результаты:

F = F_оп + F_сп + F_од = 36,33 + 527,45 + 34,51 = 598,29 м².

Принимаем группу ПВД с поверхностью из стандартных теплообменников [6]. Также необходимо учитывать давление в отборе, расход воды, давление воды. По данным параметрам соответствует следующая группа ПВД:

П7 - ПВ-800-230-32-1;

П6 - ПВ-800-230-21-1;

П5 - ПВ-760-230-14-1.

б) Выбор подогревателей низкого давления

Определим тепловую нагрузку ПНД 4:

Q = D_п (h_п - h_н) з = 7,67 (2802 - 623,6) 0,995 = 16624,79 кВт, (1.77)

где D_п - расход пара на подогрев воды, кг/с;

h_п - энтальпия пара поступающего в подогреватель, кДж/кг;

h_н - энтальпия насыщения (по воде) при давлении в подогревателе, кДж/кг [3].

Определим большую разность температур в ПНД:

t_бПНД = t_н - t'_в = 148 - 121,1 = 26,9 ⁰С, (1.78)

где t_н - температура насыщения при давлении в подогревателе;

t'_в - температура воды на входе в подогреватель.

Определим меньшую разность температур в ПНД:

t_мПНД = t_н - t''_в = 148 - 143 = 5 ⁰С, (1.79)

где t"_в - температура воды на выходе из ПНД.

Определим среднелогарифмическую разность температур:

⁰C. (1.80)

Определим площадь поверхности ПНД:

м². (1.81)

Полученная площадь теплообмена это есть наибольшая площадь теплообмена, поэтому принимаем группу ПНД с поверхностью из стандартных теплообменников [6]. Также необходимо учитывать давление в отборе, расход воды, давление воды. По данным параметрам соответствует следующая группа ПНД:

П1 - ПН - 400 - 16 - 2;

П2 - ПН - 400 - 26 - 2;

П3 - ПН - 400 - 26 - 7;

П4 - ПН - 400 - 26 - 7.

в) Выбор сетевых подогревателей

Определим тепловую нагрузку нижнего сетевого подогревателя:

Q_т = D_нс · (h'_нс - h''_нс) = 36,82 • (2486 - 322) = 79678,48 кВт, (1.82)

где D_нс - расход пара на нижний сетевой подогреватель, кг/с;

h'_нс - энтальпия пара на входе в нижний сетевой подогреватель, кДж/кг;

h''_нс - энтальпия пара на выходе из нижнего сетевого подогревателя, кДж/кг.

Средний температурный напор найдем по формуле:

⁰C, (1.83)

где t_б = t_н - t'_в = 78,2 - 35,4 = 42,8 ⁰C; (1.84)

t_м = t_н - t''_в = 78,2 - 74,9 = 3,3 ⁰C. (1.85)

Площадь поверхности теплообмена определим по формуле:

м², (1.86)

где k - коэффициент теплопередачи, кВт/(м²⁰С).

Выбираем нижний сетевой подогреватель и верхний [6], соответственно:

ПСГ - 1300 - 3 - 8 - I;

ПСГ - 1300 - 3 - 8 - I.

Тепловая схема турбоустановки в значительной мере определяется схемой регенеративного подогрева питательной воды. Такой подогрев воды паром, частично отработавшим в турбине и отводимым от нее через регенеративные отборы к подогревателям, обеспечивает повышение термического КПД цикла и общей экономичности установки.

1.2.3.4 Выбор питательных насосов

Выбор питательного насоса осуществляется по обеспечению парогенератора питательной водой, максимальное потребление которого определяется максимальным расходом ее парогенераторами с запасом 5 - 8%.

Давление, которое должен создать насос имеет значение:

р_н = р_пг + р_спг + р_сн + (Н_пг - Н_д) _пв g 10^-6, (1.87)

где р_пг = 12,75 МПа - давление пара на выходе из парогенератора;

р_спг = 3,5 МПа - потери давления в парогенераторе;

р_сн = 1,5 МПа - потери давления по тракту от деаэратора (в ПВД и трубопроводах);

Н_пг - Н_д = 7 м - перепад высот между уровнем воды в деаэраторе и наивысшей точкой нагревающей поверхности парогенератора.

Подставив полученные значения в выражение, получим следующий результат:

P_н = 12,75 + 3,5 + 1,5 + 7 1000 9,81 10^-6 = 17,8 МПа.

D_н.max = 1,08 · УD_пв = 1,08 · 211,1 = 227,99 кг/с = 820,76 т/ч. (1.88)

С учетом запаса воды выбираем насос с электроприводом (ПЭН) следующей марки: три насоса марки: ПЭ-500-180 (два рабочих + один резервный) [6].

1.2.3.5 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы служат для подачи конденсата из конденсатора через подогреватели низкого давления.

Расчетная производительность конденсатного насоса:

G_кн = (1,11,2) · D_к^max = 1,2 · 80 = 96 кг/с = 345,6 т/ч. (1.89)

Полный напор конденсатного насоса:

H_кн = h_г + 10 · (р_д - р_к) + Уh_пот, (1.90)

где h_Г = 25м - геометрическая высота подъема конденсата (разность уровней в конденсаторе и деаэраторе), м;

р_д, р_к - давление в деаэраторе и конденсаторе, кПа;

- сумма потерь напора в трубопроводах и подогревателях.

H_кн. = 25 + 10 · (6 - 0,034) + 10 · 3,5 = 115 м.

Устанавливаем систему конденсатных насосов: три насоса (два рабочих, один резервный) КсВ-320-160 [6].

Вывод

в первой части данного раздела произведен расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока с турбиной ПТ-140-130 установленной на Волжской ТЭЦ-2. Полученные в тепловом расчете данные были использованы во второй части раздела для выбора основного и вспомогательного оборудования энергоблока.

Размещено на Allbest.ru

...