Составление и расчет тепловой схемы ТЭЦ

Содержание

Введение

1. Выбор основного оборудования и составление тепловой схемы ТЭЦ

1.1 Выбор турбины

1.2 Теплофикационная установка

1.3 Выбор парогенераторов

2. Составление тепловой схемы ТЭЦ

3. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

3.1 Основные положения к расчету тепловой схемы

3.2 Расчет сетевых подогревателей

3.3 Определение расхода пара на турбину и расхода питательной воды

3.4 Расчет расширителя продувки предназначенной для сепарации фаз

3.5 Расчет регенеративных подогревателей высокого давления

3.6 Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды

3.7 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ)

3.8 Расчет подогревателей низкого давления

4. Определение характеристик паровой турбины

4.1 Материальный баланс ПТ

4.2 Энергетический баланс паровой турбины

Введение

Для производства электрической энергии используются природные энергетические ресурсы. В зависимости от вида энергетических ресурсов различают основные типы электростанций: тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС).

Наибольшее распространение в настоящее время имеют ТЭС, на которых в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива - угля, мазута, торфа, газа и др. На ТЭС вырабатывается около 76% всей вырабатываемой электроэнергии.

По виду теплового потребителя различают промышленные и отопительные ТЭЦ.

Первые сооружаются при промышленных предприятиях и в основном предназначены для снабжения паром и горячей водой технологических процессов.

Вторые служат для обеспечения отопительно-вентиляционных и бытовых потребителей. По типу основных агрегатов ТЭЦ подразделяются на П-установки, оборудованные турбинами с противодавлением, и КО-установки, где устанавливаются турбины с регулируемыми отборами пара.

Тепловая экономичность ТЭЦ улучшается при повышении начальных параметров пара, снижении давления в отборах турбин, применении многоступенчатого подогрева сетевой воды, увеличении числа часов использования тепловой мощности отборов, ограничении доли конденсационной выработки электрической энергии на ТЭЦ.

Улучшению экономических показателей способствуют укрупнение ТЭЦ и увеличение единичной мощности котельных и турбинных агрегатов, блочная компоновка оборудования, а также применение дешевых водогрейных котлов и паровых котлов низкого давления для покрытия кратковременных пиков сезонной и технологической тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения.

Использование для централизованного теплоснабжения водогрейных и паровых котлов большой мощности на первых этапах развития теплофикации дает в ряде случаев выигрыш в очередности капиталовложений, позволяя с минимальными затратами на сооружение источника теплоты централизовать теплоснабжение в трех районах, где ввод в действие ТЭЦ отстает по времени от ввода тепловых потребителей. После ввода в действие ТЭЦ эти котлы используются для покрытия пиковой части тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения.

Повышению эффективности теплофикации способствует внедрение прогрессивных проектов ТЭЦ повышенной заводской готовности, предусматривающих осуществление строительства путем набора строительно-технологических секций с различными типами турбин и однотипными котлами, что позволяет существенно(на 5 - 10%) уменьшить удельные капитальные и трудовые затраты на сооружение ТЭЦ и сократить сроки их строительства.

В настоящее время заводы выпускают серийно большой ассортимент высокоэкономичных теплофикационных турбин крупной мощности на высокие (13 МПа) и закритические начальные параметры пара с отопительными(Т) и производственно-относительными (ПТ) отборами, а также с противодавлением (Р) и мощные энергетические котлы для разных видов топлива.

В районах, обеспеченных газом как базовым топливом для энергетики, целесообразно в ряде случаев применение ТЭЦ на базе мощных газовых турбин и парогазовых установок.

Первая газотурбинная теплофикационная установка сооружена эксплуатируется на Краснодарской ТЭЦ. Этот опыт будет использован при создании последующих газотурбинных ТЭЦ.

Задание - спроектировать тепловую электроцентраль:

- с электрической мощностью Nэ=150 МВт;

- с теплофикационной нагрузкой Qm=360 МВт;

- с промышленной нагрузкой пара Dn = 90 ;

- с давлением промышленного пара Рп=0,7 МРа;

- с температурой промышленного пара tп = 220 С;

- при заданном топливе газ;

- при количестве продувки парогенератора бпр=1,5%;

- при возврате конденсата 100-бк=50%.

1. Выбор основного оборудования и составление тепловой схемы ТЭЦ

1.1 Выбор турбины

Выбор паровой турбины ТЭЦ осуществляем в зависимости от электрической мощности ТЭЦ (Nэ) и параметров пара промышленного отбора, т.е. Рп. ПТ-50-130 - три турбины.

Выбираем технико-экономические характеристики данной турбины:

- номинальная мощность 50МВт;

- давление свежего пара 13 МПа;

- температура свежего пара 565 С;

- число нерегулируемых отборов 4;

- параметры пара нерегулируемых отборов;

- 1) 3,4/395 МПа/С;

- 2) 2,21/346 МПа/С;

- 3) 1,43/296 МПа/С;

- 4) 0,215/137 МПа/С;

- температура питательной воды 230 С;

- давление отработавшего пара 0,0056 МПа;

- расход охлаждающей воды 1,94 м/с;

- давление 0,7МПа;

- температура 220С;

- величина отбора 32,78 кг/с;

- давление верхнее 0,155 МПа;

- нижнее 0,125 МПа;

- температура 102,85 С;

- величина отбора 33,33 кг/с;

- расход свежего пара при номинальной нагрузке 76,11 кг/с.

Для расчета тепловой схемы ТЭЦ по технико-экономическим данным строится h-s диаграмма в процессе расширения пара в турбине.

График выполняется на кальке, наложенный на стандартную h-s диаграмму, по точкам определяемым давление и температурой пара перед турбиной в нерегулируемых и регулируемых отборах и давлением отработанного пара.

Значение энтальпии пара в отборах турбины:

- Т.0 13/565 h0=3508,75 кДж/кг S0=6,65 кДЖ/(кг?С);

- Т.1 3,4/395 h1=3213,3 кДж/кг S1=6,8406 кДж/(кг?С);

- Т.2 2,21/346 h2=3123,96 кДж/кг S2=6,8937 кДж/(кг?С);

- Т.3 1,43/296 h3=3011,08 кДж/кг S3=6,92 кДж/(кг?С);

- Т.4 0,7/220 h4=2889,1 кДж/кг S4=6,9789 кДж/(кг?С);

- Т.5 0,215/137 h5=2744,45 кДж/кг S5=7,223 кДж/(кг?С);

- Т.6 0,12/102,85 h6=2681,6 кДж/кг S6=7,399 кДж/(кг?С).

Последнюю точку К находим по значению Х=0,95 и давления отработавшего пара 0,0056 МПа:

- Рк=0,0056 МПа hк=2442,77 кДж/кг;

- Процесс расширения пара в турбине;

- Ро=13 МПа;

- ho=3508.75 кДж/кг;

- Р1=3,4 МПа t1=395 C h1=3213.3 кДж/кг;

- P2=2.21 МПа t2=346 C h2=3123.96 кДж/кг;

- P3=1.43 МПа t3=296 C h3=3011.08 кДж/кг;

- P5=0.215 МПа t5=137 C h5=2744.45 кДж/кг;

- P6=0.12 МПа t6=102.85 C h6=2681.6 кДж/кг;

- Pк=0.0056 МПа hк=2442.77 кДж/кг.

1.2 Теплофикационная установка

Теплофикационная установка состоит из основных сетевых подогревателей, работающих от пара теплофикационных отборов турбин и пиковых водогрейных котлов.

Нагрузка, покрываемая теплофикационными отборами турбин , расчитывается по формуле:

(1)

Dт - суммарный расход пара через теплофикационные соответствующие давления всех устанавливаемых турбин.

Dт=3?33,33=99,99 (кг/с)

hт - энтальпия пара теплофикационного отбора;

hт=2681,6 (кДж/кг);

h - энтальпия конденсата при давлении отбора;

hґ=Ср ? tк = 4.19 ? 102.85=430.94 (кДж/кг).

= 99.99 ( 2681.6- 430.94)?= 225.066 (МВт).

Для покрытии расчетного максимума тепловых нагрузок ТЭЦ из теплофикационных отборов турбин или расчетный коэффициент теплофикации определяется отношением:

(2)

Qт= 360 ( МВт )

бтэц =0.625.

Эта часть теплофикационной нагрузки покрывается паровой турбиной. Водогрейными пиков котлами должна покрываться тепловая нагрузка.

Qпвк = Qт - = 360-225,066 = 134,934 (МВт)= 116,32 (Гкал).

1 Гкал =1,16 МВт.

Выбираем из Леанкова таб.4.4 число и марку водогрейных котлов:

- котел ПТВМ- 100 Гкал/ч;

- котел ТВГМ- 30 Гкал/ч.

Общая тепловая нагрузка составляет:

Qґпвк = Qк1 + Qк2 = 100+30= 130 (Гкал/ч)

причем Qґпвк > Qпвк.

1.3 Выбор парогенераторов

Марку и количество парогенераторов следует выбирать из Леанкова в зависимости от требуемого расхода пара и его параметров.

Выбираем парогенератор Е - 320-140:

- паропроизводительность - 320 m/ч;

- давление пара - 140 ama;

- температура пара - 570 С;

- температура питательной воды - 230 С.

2. Составление Тепловой схемы ТЭЦ

Тепловая схема станции устанавливает взаимосвязь основных и вспомогательных агрегатов, которые принимают участие в выработке электроэнергии и тепла, отпускаемого внешним потребителем.

Принципиальная схема включает:

1. Основные агрегаты станции (парогенераторы, турбины, водогрейные котлы) с указанием их типа и основных параметров.

2. Регенеративные подогреватели питательной воды.

3. Основные насосы (конденсатные, питательные, сетевые).

4. Деаэраторы питательной и сетевой воды.

5. Узлы подпиток основного цикла станции и теплосети.

6. Узел отпуска тепла внешним потребителем.

Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная система.

Одинаковые оборудования и линии технологической связи одинакового назначения отражается в схеме условно один раз.

Элементы принципиальной тепловой схемы располагают на чертеже в определенном порядке.

В левом верхнем углу чертежа размещают парогенератор, в правом верхнем турбоагрегат. Остальное оборудование располагается по часовой стрелке вниз и влево от турбоагрегата по ходу рабочего тела.

где Dґп - расход пара, приходящийся на паровую турбину, предназначенную для производства.

Уґт =

Уґт - коэффициент недовыработки электрической мощности из-за теплофикационного отбора.

Dґт - расход пара в теплофикационном отборе турбин

Do = (кг/с).

По расходу пара на турбину определили расход пара котельной (нетто).

(3)

% - коэффициент , учитывающий расход пара на собственные нужды машинного зала.

= 78,63 (кг/с).

Вычислим расход пара котельной Брутто:

(кг/с).

= 1% - коэффициент, учитывающий собственные нужды котельной в паре.

Определим расход питательной воды:

(кг/с).

бпр = 1,5% - коэффициент продувки.

3.4 Расчет расширителя продувки , предназначенной для сепарации фаз

14 МПа tc=335,1С

паровая фаза ДОК

Dпр=? hЅ= 2683.8 кДж/кг

DЅпр=?

жидкая фаза

ts=105С

Dґпр=?

hґтр=1561,61кДж/кг

hґ=439.36 кДж/кг

ПХОВ

tс - температура при 14 МПа

hґпр = f(tс=335.1C)=1561.61 (кДж/кг)-энтальпия жидкой фазы

ts - температура кипения при 0,12 МПа

hЅ=f(Р=0,12МПа) = 2683,8 кДж/с (выбираем из Ривкина)-энтальпия паровой фазы

hґ=f(Р=0,12 МПа) =439,36 - энтальпия жидкой фазы

DЅпр - расход пара в продувочном устройстве

Dґпр - расход жидкой фазы

Dпр - смесь воды и пара из расширителя составим два уравнения:

1. уравнение материального баланса

Dпр= DЅпр + Dґпр

2. уравнение теплового баланса

Dпр?hґпр? з =DЅпр?hЅ + Dґпр?hґ

Dпр== 1,1913 (кг/с)

з= 0,97 ч0,99 - коэффициент сохранения тепла

DЅпр = Dпр - Dґпр (4)

1,19?1561,61?0,98=2683,8(1,19- Dґпр)+ Dґпр?439,36

1821,15=3193,722-2683,8 Dґпр+439,36 Dґпр - 2244,44 Dґпр+1372,572=0

Dґпр = 0,61 (кг/с)

DЅпр = 1,19-0,61 = 0,58 (кг/с)

3.5 Расчет регенеративных подогревателей высокого давления

В подогреве высокого давления вода после питательных насосов нагревается до температуры tпв заданной в технико-экономических характеристиках турбины.

Задачи расчета регенеративных ПВД является определение расходов пара D1,D2,D3, отбираемого из регенеративных отборов пара турбины. Нахождение этих величин осуществляется на основе уравнения теплового баланса каждого подогревателя.

1. Уравнение теплового баланса для ПВД1.

D1(h1- hґ1)? з= Dпв?Cp(tпв-ts)/3

D1= = 3.76 кг/с

2. Уравнение теплового баланса для ПВД2.

D2(h2- hґ2)? з + D1( hґ1-hґ2)? з=Dпв Ср(tпв-ts)/3

D2(3123.96-930.9)0.98+3.8(1041.8-930.9)0.98=80.61?4.19(230-158.1)/3

D2= 3.53 кг/с

3. Уравнение теплового баланса для ПВД3.

D3(h3- hґ3)? з+(D1+D2)( hґ2 - hґ3)? з=Dпв?Cp(tпв-ts)/3

D3(3011.08-830.1)?0.98+(3.8+3.53)(930.9-830.1)?0.98 = 3.4 кг/с

3.6 Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды

Обычно конденсат, который возвращается с производства деаэрируется, в одной установке с хим. очищенной водой.

Задачей расчета деаэратора обратного конденсата(ДОК) является нахождение расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора ДТ и расхода насыщенной жидкости из ДОК-Ддок.

Определим расход конденсата , который возвращается с производства:

Dk= =15( кг/с).

Определим расход хим. очищенной воды для подпитки основного цикла станций:

Dхов = = 79.42(1.5+1)/100 + 30?0.5?33.33?0.015 = 9.48 (кг/с)

бут = 1% - коэффициент учитывающий потери сетевой воды

б = 1,5 %.

Для определения конечной температуры хим. очищенной воды составим уравнение теплового баланса подогревателя хим. очищенной воды (ПХОВ).

(Dґпр?hґ+Dґпр?Cp?tхов)? з= Dхов?Ср(tЅхов-tґхов)

tхов=tЅхов+2С

(Dґпр?hґ+Dґпр?Cp?( tЅхов+2))? з= Dхов?Ср(tЅхов-tґхов)

(0,61?439,36+0,6 1?4,19?( tЅхов+2))?0,98=9,48?4,19?( tЅхов-25)

tЅхов = 33,78 С

tхов = 33,78+2=35,78С

Для расчета расхода пара , отбираемого из теплофикационного отбора и расхода добавочной воды , составим систему уравнений , включающего уравнения материального и теплового баланса деаэратора обратного конденсата(ДОК).

1) Dдок = DЅпр+Dхов+Dт+Dк

2) (Dхов?СрtЅхов+DЅпр?hЅ+Dт?hт+Dk?tk?Cp)? з = Dдок? hґ

(9.48?4,19?33,78+0,58?2683,8+2681,6?Dт+15?70?4,19)?0,97=(25,06+Dт)?439,36

Dт = 1,82 (кг/с)

Dдок = 25,06+1,82 = 26,88 (кг/с)

3.7 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ)

Задачей расчета ДПВ является определение расхода пара , отбираемого из отбора и расхода конденсата.

Для определения выше перечисленных расходов составим систему уравнений , состоящих из уравнений материального и теплового баланса.

1) Dпв=(D1+D2+D3)+Dдок+

2) (D1+D2+D3)? hґ3 ? з+Dдок? hґдок? з+? h4? з+?hґ? з= Dпв?hґ

= Dпв--Dдок - (D1+D2+D3)

11,04?830,1?0,97+26,88?439,36?0,97+2889,1?0,97(80,61--26,88-11,04)+666,95? 0,97?=80,61?666,95

=39,99(кг/с)

=80,61-39,99-26,88-11,04=2,7(кг/с).

3.8 Расчет подогревателей низкого давления

Задачей расчета ПНД является определение расходов пара отбираемых из отборов турбины, а также расхода конденсата, поступающего из конденсатора турбины.

P4=0.7МПа Р5=0,125МПа Р6=0,12МПа

h4=21889,1кДж/кг h5=2744,45кДж/кг h6=2681,6кДж/кг

D4=? D5=? D6=?

ПНД4 ПНД5 ПНД6

=39,99

ДПВ

hґ=666.95кДж/кг

ts=158.1 C D4=? D4+D5 D4+D5+D6

hґ4=697.1кДж/кг Dсп=20,6кг/с hґ5=514.45кДж/кг hґ6=439.36кДж/кг

hґсп=430,94кДж/кг ОСП

Рис.6 Схема подключения ПНД.

Dк=?

К Dґk = -Dсп = 39,99-20,6=19,39 (кг/с)

Dґk=19.39кг/с

D4+D5+D6

Для определения расходов пара из отбора турбины составим уравнение теплового баланса для каждого ПНД.

1) ПНД4

(D4ґ?h4+Dґk?Cp(ts-(ts-tk)/3)+Dсп?hґсп)? з = ?Cp?ts+D4?hґ4

tk=35.8 C

2) ПНД5

D5?h5? з+D4?hґ4? з+Dґk?Cp(tk+(ts-tk/3))? з=Dґk?Cp(ts-(ts-tk/3))+(D4+D5)?hґ5

3) ПНД6

Dk=Dґk-(D4+D5+D6)=19.39-(1.2+1.3+1.22)=12.57(кг/с).

4. Определение характеристик паровой турбины

4.1 Материальный баланс ПТ

Задачей расчета этого параграфа является составление уравнения материального баланса ПТ и определение относительного расхождения в расчете расхода пара на паровую турбину.

Составляем уравнения материального баланса паровой турбины:

=DЙ+DЙЙ+DЙЙЙ+DЙV+DV+DVЙ+Dk

DЙ=D1=3.76 кг/с

DЙЙ=D2=3.53 кг/с

DЙЙЙ=D3+Dґп=3.4+30=33.4 кг/с

DЙV=D4+=1.2++2.7=3.9 кг/с

DV=D5=1.3 кг/с

DVЙ=D6+Dсп+Dт=1,22+20,6+1,82=23,64 кг/с

Dk=12.57 кг/с

=3,76+3,56+33,4+3,9+1,3+23,6+12,5=82 кг/с

Определим относительное расхождение в расчете расхода пара на паровую турбину:

кг/с.

4.2 Энергетический баланс паровой турбины

Задачей расчета этого параграфа является составление уравнения энергетического баланса и определение относительной ошибки в расчете электрической мощности турбины.

Рт = Do(ho-h1)+(Do-D1)(h1-h2)+(Do-D1-D2)(h2-h3)+(Do-D1-D2-D3)(h3-h4) + (Do-D1-D2-D3--Dґп-D4)(h4-h5)+(Do-D1-D2-D3--Dґп-D4-D5)(h5-h6)+Dk(h6-hk).

Рт=82(3508,75-3213,3)+(82-3,76)(3213,3-3123,96)+(82-3,76-3,53)(3123,96 - 3011,08) + (82-3,76-3,53-3,4)(3011,08-2889,1)+(82-3,76-3,5-3,4-2,7-30-1,2) (2889,1 = 2744,45) + (82-3,76-3,5-3,4-2,7-30-1,2-1,3)(2744,45-2681,6) + 12,56 (2681,6 - 2442,77)=50112,3(кВт).

Определим номинальную электрическую мощность паровой турбины:

Рт = Рт? зм ? зэ =50000?0,98?0,995=48755 кВт.

Определим относительное расхождение в расчете электрической мощности паровой турбины.