Расчет тепловой схемы станции с турбинами Т-100-130

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

РГП «КАРАГАНДИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет: Металлургии и Строительства

Специальность: Теплоэнергетика Группа: ДТЭ-11-1

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ (РАБОТЕ)

По дисциплине: «Теоретические основы ТЭС»

Тема:Расчет тепловой схемы станции с турбинами Т-100-130

Студент Доброва Т.А.

Руководитель проекта (работы) Леликова О.Н.

Темиртау

2015 г.



Содержание

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Описание турбоагрегата Т-100-130

2. Расчетная часть

2.1 Расчет тепловой схемы станции с турбинами Т-100-130

2.2 Расчет сетевой подогревательной установки

2.3 Расчет подогревателей высокого давления

2.4 Расчет подогревателей низкого давления

2.5 Определение показателя тепловой экономичности ТЭЦ

Список использованной литературы

Приложение 1



Введение

Турбина -- ротационный двигатель с непрерывным рабочим процессом и вращательным движением рабочего органа (ротора), преобразующий кинетическую энергию и/или внутреннюю энергию рабочего тела (пара, газа, воды) в механическую работу. Струя рабочего тела воздействует на лопатки, закреплённые по окружности ротора, и приводит их в движение.

Применяется в качестве привода электрического генератора на тепловых, атомных и гидроэлектростанциях, как составная часть приводов на морском, наземном и воздушном транспорте, а также гидродинамической передачи, гидронасосах.

Ступень турбины состоит из двух основных частей. Рабочего колеса -- лопаток установленных на роторе(подвижная часть турбины), которое непосредственно создаёт вращение. И Соплового аппарата -- лопаток установленных на статоре (неподвижная часть турбины), которые поворачивают рабочее тело для придания потоку необходимого угла атаки по отношению к лопаткам рабочего колеса.

По направлению движения потока рабочего тела различают аксиальные паровые турбины, у которых поток рабочего тела движется вдоль оси турбины, и радиальные, направление потока рабочего тела в которых перпендикулярно оси вала турбины. Центробежные турбины (турбокомпрессоры) также выделяют как отдельный тип турбин.

По числу контуров турбины подразделяют на одноконтурные, двухконтурные и трёхконтурные. Очень редко турбины могут иметь четыре или пять контуров. Многоконтурная турбина позволяет использовать большие тепловые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней разного давления.

По числу валов различают одновальные, двухвальные, реже трёхвальные, связанных общностью теплового процесса или общей зубчатой передачей (редуктором). Расположение валов может быть как коаксиальным так и параллельным с независимым расположением осей валов.

В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения для предупреждения утечек рабочего тела наружу и засасывания воздуха в корпус.

На переднем конце вала устанавливается предельный регулятор (регулятор безопасности), автоматически останавливающий (замедляющий) турбину при увеличении частоты вращения на 10--12 % сверх номинальной.

Рис.1.Паровая турбина с раскрытым статором. На верхней части статора видны лопатки соплового аппарата.

Тубрины классифицируются : по типу рабочего тела:

- газовые турбины

-паровые турбины

-гидротурбины

Паровая турбина -- тепловой двигатель, в котором энергия пара преобразуется в механическую работу.

В лопаточном аппарате паровой турбины потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую, которая в свою очередь преобразуется в механическую работу -- вращение вала турбины.

Пар от парокотельного агрегата поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и воздействуя на них, приводит ротор во вращение.

Паровая турбина является одним из элементов паротурбинной установки (ПТУ).

Паровая турбина и электрогенератор составляют турбоагрегат. Паровая турбина состоит из двух основных частей. Ротор с лопатками -- подвижная часть турбины. Статор с соплами -- неподвижная часть. По направлению движения потока пара различают аксиальные паровые турбины, у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные, направление потока пара в которых перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения.

По числу цилиндров турбины подразделяют на одноцилиндровые и двух--трёх-, четырёх- пятицилиндровые. Многоцилиндровая турбина позволяет использовать большие располагаемые тепловые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней давления, применить высококачественные материалы в частях высокого давления и раздвоение потока пара в частях среднего и низкого давления. По числу валов различают одновальные, двувальные, реже трёхвальные, связанных общностью теплового процесса или общей зубчатой передачей (редуктором).

турбоагрегат подогревательный давление теплоэлектроцентраль



1. Теоретическая часть

1.1 Описание турбоагрегата Т-100-130

Турбина Т-100-130 впервые была изготовлена в 1961 г. на ТМЗ мощьностью 100 МВт

На начальные параметры пара 12,75 Мпа и 565⁰С, на частоту вращения 50 1/с с двухступенчатым теплофикационным отбором пара и номинальной тепловой производительностью 186,2 МВт (160 Гкал/ч).

Пар к стопорному клапану подводиться по двум паропроводам и затем по четырем паропроводам подводиться к регулирующим клапанам, привод которых осуществляется посредством сервомотора, рейки, зубчатого сектора и кулочкового вала. Открываясь последовательно, регулирующие клапаны подают пар в четыре ввареные в корпус сопловые коробки, откуда пар поступает на двухвенечную регулирующую ступень. Пройдя её и восемь нерегулируемых ступеней, пар через два патрубка покидает ЦВД и по четырём паровпускам подводиться к кольцевой сопловой коробке ЦСД, отлитой заодно с корпусом. ЦСД содержит 14 степеней. После двенадцатой ступени производиться верхний , а после последней ступени - нижний теплофикационный отбор.

Из ЦСД по двум реверсивным трубам, установленным над турбиной ,пар направляется в ЦНД двухпоточной конструкции. На входе каждого потока установлена поворотная регулирующая диафрагма с одним ярусом окон ,реализуя дросельное парораспределение в ЦНД.В каждом потоке ЦНД имеется по две ступени. Последняя ступень имеет длину лопатки 550 мм при среднем диаметре 1915 мм ,что обеспечивает сумарную площадь выхода 3,3 м².Валопровод турбины состоит из роторов ЦВД,ЦСД,ЦНД и генератора. Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой ,причём полумуфта ЦСД откована за одно целое с валом. Между роторами ЦСД и ЦНД ,ЦНД и генертора установлены полужёсткие муфты. Каждый из роторов уложен в двух опорных подшипниках. Комбинированный опорно-упорный подшипник расположен в корпусе среднего подшипника между ЦВД и ЦСД.Конструкция ЦВД в большей степени унифицирована с конструкцией ЦВД турбины

Р-40-130/13.

Ротор ЦСД-комбинированый: Диски первых восьми ступеней откованы за одно целое с валом, а остальных - насажены на вал с натягом.

Корпус ЦСД имеет вертикальный технологический разъём, соединяющий литую переднюю и сварную заднюю часть.

Ротор ЦНД -сборный :четыре рабочих диска посажены на вал с натягом.

Корпус ЦНД состоит из трёх частей :средней сварно-литой и двух выходных сварных.

Корпуса ЦВД и ЦСД опираются на корпуса подшипников с помощью лап. Выходная часть ЦСД опирается лапами на переднюю часть ЦНД.

ЦНД имеет встроенные подшипники и опирается на фундаментные рамы своим опорным поясом.

Фикс-пункт находиться на пересечении продольной оси турбины и осей двух поперечных шпонок ,установленных на продольных рамах в области левого (переднего) выходного патрубка. Взаимная центровка корпусов цилиндров и подшипников осуществляется системой вертикальных и поперечных шпонок, установленных между лапами цилиндров и их опорными поверхностями. Расширение турбины происходит в основном от фикс-пункта в сторону переднего подшипника и частично в сторону генератора.



2. Расчетная часть

2.1 Расчет тепловой схемы станции с турбинами Т-100-130

Исходные данные:

1. Тепловая мощность блока (турбина + пиковый водогрейный котел) при расчетной температуре наружного воздуха Q_т^макс=350 МВт.

2. Коэффициент теплофикации (с учетом работы встроенного теплофикационного пучка) б_т=0,555.

3. Расход сетевой воды G_с.в=834 кг/с (3000 т/ч).

4. Температура сетевой воды в обратной магистрали ф_о.с=50 ^оС.

5. Параметры пара перед турбиной: р₀=13 МПа, t₀=545^оС.

6. Внутренние относительные к.п.д. турбины по отсекам:

з_оi^ч.в.д=0,81;

з_оi^ч.с.д=0,85.

7. Коэффициент полезного действия подогревателей:з_то=0,98.

8. Электромеханический к.п.д. турбогенератора:з_эм=0,98.

9. Давления пара в нерегулируемых отборах принять по заводским данным в режиме номинальных тепловой и электрической нагрузок турбин

10. Потерями давления пара в регенеративных установках пренебречь.

11. Давление в деаэраторе р_д=0,6 МПа.

12. Нагрев конденсата турбины в сальниковом и эжекторном подогревателях Дt_с.п+эж=3^оС.

13. Внутристанционными потерями пара, конденсата и продувочной воды (для упрощения расчета) пренебречь.

Принципиальная схема турбоустановки Т-100-130 изображена на рис.1.

Наиболее трудоемким элементом теплового расчета турбоустановки с тремя ступенями подогрева сетевой воды (при одном регулирующем органе) является нахождение давлений пара в теплофикационных отборах, а также распределение тепловых нагрузок по ступеням подогрева. Эти показатели могут быть определены только графоаналитическим методом или методом последовательных приближений при совместном решении уравнений теплового баланса встроенного пучка и сетевых подогревателей, а также уравнения

Флюгеля для промежуточного отсека: где Q_в.п, Q_с.п.н, Q_с.п.в - тепловая нагрузка соответственно встроенного теплофикационного пучка, нижнего и верхнего сетевых подогревателей; е_с.п.н,

Рисунок 1 Принципиальная тепловая схема электростанции с турбинами Т-100-130.

(а)

(б)

(в)

(г)



е_с.п.в - удельная безразмерная тепловая характеристика соответственно нижнего и верхнего сетевых подогревателей; G_с.вс_р - тепловой эквивалент сетевой воды, равный произведению расхода воды на её теплоемкость; ф_с.п1, ф_с.п2 - температура сетевой воды соответственно перед нижним и верхним сетевыми подогревателями; t^н_с.п.н, t^н_с.п.в - температура насыщения греющего пара соответственно в нижнем и верхнем сетевых подогревателях; р^абс_отб6 - абсолютное давление

пара в верхнем теплофикационном отборе (отбор 6); D_п.о - расход пара через промежуточный отсек; k₂ - пропускная способность промежуточного отсека [k₂=194*10³ кг/(ч*МПа)]; р_отб7 - абсолютное давление в нижнем теплофикационном отборе (отбор 7).

Учитывая, что теплофикационная мощность турбины равна сумме мощностей теплофикационных отборов и встроенного пучка (Q_от=Q_с.п.в+Q_с.п.н+Q_в.п), уравнения (а) - (в) можно представить в обобщенном виде

)

Предварительно задаваясь давлением пара в нижнем сетевом подогревателе и, таким образом, зная температуру насыщенного пара, можно по уравнению (д) найти температуру насыщения пара в верхнем сетевом подогревателе t^н_с.п.ви, следовательно, его давление. В процессе решения указанных уравнений давления в камерах отборов подбираются такими, чтобы они одновременно удовлетворяли уравнениям (г) и (д). Наиболее надежным и быстрым способом решения задачи является графоаналитический метод. Ниже излагается последовательность расчета.

На основе заводских данных для условий работы турбоустановки ПТ-100-130 при номинальном режиме построена диаграмма процесса расширения пара в турбине (приложение 2)

2.2 Расчет сетевой подогревательной установки

Теплофикационная мощность турбины

(1)

Задаемся давлением в нижнем сетевом подогревателе

(2)

Температура насыщения пара в нижнем сетевом подогревателе (по таблицам свойств воды и водяного пара) t^н_с.п.н=99,62° С.

Тепловая нагрузка встроенного пучка (при отсутствии сброса теплоты в конденсатор из различных источников) Q_в.п=Q_от-УQ^ном_отб; УQ^ном_отб=186 МВт, (по паспортным данным турбины Т-100-130), что эквивалентно суммарному отбору пара 86 кг/с (310 т/ч). Следовательно, Q_в.п=194,25-164=30,25 МВт.

Расход пара в конденсаторе (разность энтальпий пара и конденсата во встроенном пучке турбины Т-100-130 можно принимать Дi_к=2200 кДж/кг)

(3)

Температура сетевой воды перед нижним сетевым подогревателем

(4)

⁰С

Удельные безразмерные тепловые характеристики нижнего и верхнего сетевых подогревателей

(5)

(6)

где Ф_н=3420 (кВт/град)^0,5, Ф_в=3830 (кВт/град)^0,5 -- параметры соответственно нижнего и верхнего сетевых подогревателей.

Тепловые нагрузки сетевых подогревателей

;(7)

.(8)

Расходы пара в подогревателях

(9)

(10)

Теплоту конденсации пара в подогревателях можно принимать в расчетах равной

Температура насыщения пара в верхнем сетевом подогревателе

(11)

Давление пара в верхнем подогревателе (по таблицам свойств воды и водяного пара)

Давления пара в отборах

(12)

(13)

где b_н, b_в и c_в-- постоянные коэффициенты.

По опытным данным b_н=0,0765*10^-13 МПа*ч/кг²;b_в=3,06*10^-13 МПа*ч/кг²; с_в=0,00166 МПа;

Мпа

МПа

Расход пара через промежуточный отсек



принимаем расход пара в регенеративном ПНД 1 D_п7=0. Тогда

D_п.о=49,5+197=230,45 т/ч.

Абслютное давление в верхнем отборе

(14)

где k₂ - пропускная способность промежуточного отсека, k₂=195*10⁴ кг/(ч*МПа);

Таблица 1- Сводная таблица результатов расчета параметров отопительных отборов

рс.п.н, МПа	tнс.п.н, °С	Qв.п, МВт	Qс.п.н, МВт	Qс.п.,в МВтв	tнс.п.в, °С	рс.п.в, МПа	Dс.п.н ,кг/с	Dс.п.в, кг/с	ротб7, МПа	ротб6, МПа	МПа
0,1	99,62	30,25	118,03	67,97	107,81	0,139	54,74	31,53	0,10	0,14	0,16
0,08	93,48	30,25	100,43	85,57	108,59	0,14	46,58	39,69	0,08	0,15	0,14
0,06	85,9	30,25	78,57	107,8	109,62	0,14	36,44	49,83	0,06	0,15	0,11

На основании таблицы 1 строим график р^абс_отб6=f(р_с.п.н); р_отб6=ш(р_с.п.н); р_отб7=ц(р_с.п.н) (рис. 4), а также графики D_с.п.н=F(р_с.п.н) и D_с.п.в=ч(р_с.п.н). Из графиков находим р_отб6=0,143 МПа; р_отб7=0,085 МПа; D_с.п.в=36 кг/с; D_с.п.н=49 кг/с. . (приложение 1)

Давление в конденсаторе определяется температурой сетевой воды на выходе из встроенного пучка и недогревом её до температуры насыщения пара.

Принимаем и=5^оС. Тогда ;

этой температуре соответствует давление насыщенного пара р_к=0,02МПа.

о заводским данным значений давлений в нерегулируемых отборах пара при номинальном режиме работы, по найденным р_отб6, р_отб7 и р_кс учетом заданных значений к. п. д. по отсекам турбины строим рабочий процесс турбины в is-диаграмме (рис. 5). (Приложение1)

Рисунок 5Диаграмма рабочего процесса турбины в is-диаграмме

При режиме трехступенчатого подогрева ЦНД турбины работает в неблагоприятном режиме: малый расход пара при повышенном давлении в конденсаторе. При этом потеря на трение и вентиляцию в ЦНД оказывается столь значительной, что з^ц.н.д_oi может даже оказаться отрицательным (цилиндр низкого давления работает в тормозном режиме). Примем з^ц.н.д_oi=0.

Пользуясь рисунком 5 и принимая недогрев воды в регенеративных подогревателях и=3-5°С, составляем таблицу параметров пара и воды в характерных точках схемы (приложение 3).

При режиме трехступенчатого подогрева расход пара на турбину однозначно определяется режимом тепловой нагрузки.

Расход пара через отсек турбины перед шестым (теплофикационным) отбором D_ч.с.д равен расходу пара через переключаемый отсек D_п.о плюс D_с.п.в и плюс расход пара в регенеративный подогреватель низкого давления ПНД2 D_п6:

D_ч.с.д=D_п.о+D_с.п.в+D_п6

С другой стороны,

D_ч.с.д=f(D_т, Р_отб6).

Таблица 3. Параметры пара, конденсата и воды в характерных точках схемы турбоустановки (Приложение 4)



Рисунок6График зависимости D_ч.с.д=f(D_т, Р_отб6).

а рис.6 приведена зависимость D_ч.с.д=f(D_т, Р_отб6).

где D_п.о=68,49кг/с (см. п. 13); D_с.п.в=31,53 кг/с (см. п. 9) и D_п6=1,3 кг/с - по предварительной оценке.

По рис.7 при D_ч.с.д=101,32кг/с и р_отб6=0,143 МПа находим D_т=130 кг/с.

2.3 Расчет подогревателей высокого давления

Расход пара на ПВД 1

(15)

Расход пара на ПВД 2

(16)

Повышение энтальпии воды в питательном насосе

,(17)

где v_ср - средний удельный объем воды в насосе; Др_п.н - перепад давлений воды в насосе; з_н - к.п.д. насоса;

,

где р_б - давление в барабане парогенератора; р_д - давление в деаэраторе;

(при р_ср=7,204МПа, t_ср=158⁰С)

Энтальпия питательной воды за насосом (на входе в ПВД 3)

Расход пара на ПВД 3

(18)



Материальный баланс деаэратора

;(19)

;

.

Тепловой баланс деаэратора

;(20)

;

;

.

Из совместного решения уравнений материального и теплового баланса деаэратора находим:

;

.

2.4 Расчет подогревателей низкого давления

Расход пара на ПНД 4

(21)



Расход пара на ПНД 3

.

Предварительно оцениваем энтальпию смеси конденсата перед ПНД 3 t_см1=421,45кДж/кг. Тогда

Расход пара на ПНД 2

(22)

Предварительно оцениваем энтальпию смеси конденсата перед ПНД 2 (с последующим уточнением):

Этот расход совпадает с ранее принятым.

Расход пара на ПНД 1 был принят равным нулю: D_п7=0.

Уточнение расхода пара в конденсатор

;(23)

Уточнение ранее принятых значений величин. Тепловая нагрузка встроенного пучка

(24)

Температура сетевой воды за встроенным пучком

(25)

Расхождение с ранее определенной температурой сетевой воды составляет 0,7 ^оС, что допустимо (см. п. 6).

Энтальпия смеси конденсата перед ПНД 2

(26)

Электрическая мощность турбины

(27)

Пользуясь данными расчета и таблицей 3, находим:

2.5 Определение показателя тепловой экономичности ТЭЦ

Удельный расход пара

.(28)

Расход тепла на турбогенераторную установку

При расчете тепловой схемы принято: откуда

; (41)

здесь .

Расход тепла на отопление

(42)

Расход тепла на обоих тепловых потребителей

.(43)

Расход тепла на производство электроэнергии

.(44)

К.П.Д. турбогенераторной установки по производству электроэнергии

.(45)

К.П.Д. турбогенераторной установки по отпуску тепла

.

Полагая ; и , определяем тепловую нагрузку котельной:

.(46)

К.П.Д. трубопроводов

.(47)

Полагая К.П.Д. котельной установки , найдем К.П.Д. ТЭЦ по производству электроэнергии:

. (48)

К.П.Д. ТЭЦ по производству и отпуску тепла

. (49)

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

. (50)

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепла



. (51)

=



Заключение

Целью расчета тепловой схемы электростанции с турбинами

ПТ- 100-130 является определение расхода пара при различных режимах работы ТЭЦ с учетом расхода на собственные нужды и различных потерь. По исходным данным, т.е по начальным параметрам пара (давлению и температуре), по заводским характеристикам турбины был найден расход пара на турбину D. - 122 кг/с.

В результате расчета основных параметров тепловой схемы станции с турбиной Т-100-130 и ее экономичности, можно сделать вывод о том. что наша станция достаточно эффективна, так как коэффициент полезного действия равен 90,9 % без регенеративного подогрева сетевой воды.Следовательно, необходимо повысить эффективность турбоустановки. Для этого существует множество альтернатив. Повышение начальных параметров в тепловом цикле как наиболее перспективный путь повышения коэффициента полезного действия встречает значительные трудности, связанные с надежностью работы материала труб при высоких температурах и давлениях.

Принципиальная тепловая схема должна в должной мере учитывать надежность работы всего технологического оборудования, удобство его эксплуатации и требования техники безопасности и обеспечивать максимально возможную тепловую экономичность ТЭС при заданных начальных параметрах пара и выбранных типах турбин и парогенераторов.



Список использованной литературы

1. Нетрадиционные возобновляемые источники энергии в Энергетической программе СССР - География в школе. 4/90 - М.: Педагогика, 1990 г

2. Кононов Ю.Д. Энергетика и экономика. Проблемы перехода к новым источникам энергии. - М.: Наука, 1981.

3. Энергетические ресурсы мира. Под редакцией Непорожнего П.С., Попкова В.И. - М.: Энергоатомиздат. 1995 г.

4. Занин А.И., Соколов В. С. Паровые турбины: Учебное пособие для СПТУ-М. Высшая школа 1988г.

5. Баженов М.И., Богородский А.С., Сазанов Б.В., Юренев В.Н.; под ред. Е.Я. Соколова. Промышленные тепловые электростанции. - 2-е изд., пер. - М.: Энергия, 1979. - 296с.

6. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. - 2-е изд., пер. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 224с.



Таблица 2. Параметры пара, конденсата и воды в характерных точках схемы

Точка схемы	Давление пара, МПа	Темп-ра насыщенного пара, °С	Энтальпия пара, кДж/кг	Энтальпия конденсата, кДж/кг	Использованный теплоперепад, кДж/кг	Энтальпия воды
						Перед подогревателем кДж/кг	За подогревателем кДж/кг
Начальная точка	13	331	3470,00	1612	-	-	-
ПВД 1	3,3	239	3060,00	1032	580	789,6	867,89
ПВД 2	2,13	215,5	3060	922	690	712,77	782,6
ПВД 3	1,09	183,6	2905	777	835	637,02	712,77
Деаэратор	0,555	158	2905	667	945	562,34	637,02
ПНД 4	0,51	153	2785	643	969	487,97	562,34
ПНД 3	0,275	130,5	2670	547	1065	414,23	487,97
ПНД 2	0,143	108,5	2600	455	1157	340,91	414,23
ПНД 1	0,085	99,62	2524	395	1217	267,89	340,91
Эжектор	-	-	-	-	-	251,15	267,89
СПН	0,085	99,62	2524	395	1217	245,54	417,47
СПВ	0,143	108,5	2600	455	1157	417,47	452,15
Конденсатор	0,02	60,1	2670	252	1360	209,32	245,54

Размещено на Allbest.ru