Расчет принципиальной тепловой схемы и технико-экономических показателей турбины К-500-240

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Построение процесса расширения пара в h, s - диаграмме

2. Предварительная оценка расхода пара на турбину

3. Сводная таблица параметров пара и воды

4. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы

4.1 Составление тепловых балансов для сетевых подогревателей

4.2 Составление теплового баланса для испарителя

4.3 Составление теплового баланса для подогревателей высокого давления

4.4 Составление теплового и материального баланса для деаэратора

4.5 Определение расхода пара на приводную турбину питательного насоса

4.6 Составление теплового баланса для подогревателей низкого давления

4.7 Составление основных тепловых балансов для подогревателей уплотнений и пара эжекторов

4.8 Суммарные балансы потоков пара и воды

5. Определение технико-экономических показателей работы энергоблока

6. Выбор котла и вспомогательного оборудования

Выводы

Литература

Введение

Для производства электрической энергии используются природные энергетические ресурсы. В зависимости от вида энергетических ресурсов различают основные типы электростанций: тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС) и атомные (АЭС). Наиболее распространение в настоящее время имеют ТЭС, на которых в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия, вырабатываемая при сжигании органического топлива - угля, мазута, газа и др. На ТЭС вырабатывается около 76% всей вырабатываемой электроэнергии. Второе место по выработке электроэнергии занимают ГЭС и третье -АЭС.

По роду двигателя ТЭС можно подразделить на паро- и газотурбинные. Газотурбинные установки (ГТУ) имеют ограниченную мощность (25-100 МВт), КПД - не более 28% и работают только на жидком и газообразном топливе. ГТУ используются для покрытия пиков электрической нагрузки.

Паротурбинные электростанции подразделяются на конденсационные электростанции (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). КЭС отпускают потребителям только один вид энергии - электрическую (за исключением небольшого отпуска теплоты жилому посёлку при электростанции). Электростанции оборудуются турбинами конденсационного типа, не имеющими регулируемых отборов пара и как правило сооружаются в местах с хорошими условиями технического водоснабжения, обеспечивающими экономический вакуум в конденсаторах с минимальными затратами на перекачку охлаждающей воды.

ТЭЦ оборудуются турбинами с противодавлением или с регулируемыми отборами. Эти электростанции предназначены для отпуска как электрической, так и тепловой энергии. Особенностью ТЭЦ является комбинированная выработка электрической и тепловой энергии, характеризующая высокой тепловой экономичностью. ТЭЦ сооружаются поблизости от потребителей теплоты, так как горячую воду и особенно пар невыгодно транспортировать (по трубам) на большие расстояния. Протяжённость магистралей сетевой воды обычно не превышает 10-12 км, а предельное расстояние для подачи пара на производство составляет около 1 км. Необходимость расположения ТЭЦ поблизости от тепловых потребителей не всегда позволяет сооружать их у источников водоснабжения. Поэтому многие ТЭЦ оборудуются искусственными охлаждающими устройствами компактного типа - градирнями. Электроэнергия от ТЭЦ передаётся к потребителям как на высоком, так и на генераторном напряжении.

По характеру электрической нагрузки различают базовые, полубазовые и пиковые электростанции.

Базовые электростанции несут равномерную основную нагрузку в течении годового периода. Пиковые электростанции работают с резко меняющейся нагрузкой.

В курсовом проекте рассчитывается тепловая схема турбины К-500-240 и оцениваются её технико-экономические показатели. Цель расчёта тепловой схемы - определение параметров и расходов пара и воды на электростанции и показателей её тепловой экономичности. Расчёт начинается с выбора давлений пара в отборах и построения h, s - диаграммы процесса работы пара в турбине. КПД проточной части турбины оценивается предварительно, а в дальнейшем, при проектировании турбины и тепловом расчёте её ступеней, может быть уточнён. Давление пара в отборах на регенерацию выбираются из условия оптимального распределения подогрева воды по ступеням. При этом Я_РВ обычно задаётся на основе технико-экономических расчётов. Далее составляется таблица расчётных параметров пара и воды, и подсчитываются коэффициенты недовыработки отбираемого пара.

Известны три способа расчёта тепловых схем: расчёт в долях расхода отбираемого пара; расчёт по предварительно заданному расходу пара в турбину с последующим уточнением; расчёт по заданному расходу пара в конденсатор. В данной работе используется второй метод, при котором необходимо предварительно задаться расходом пара на входе в турбину. Расчёт включает составление и решение уравнений теплового баланса в теплообменниках тепловой схемы установки. Уравнения позволяют сразу определять параметры отдельных потоков пара и воды. Наличие точек смешения потоков в этом методе не приводит к необходимости решения сложных систем уравнений - все уравнения легко разрешимы. В конце расчёта тепловой схемы поэтому методу необходимо определить суммарную мощность установки. В случае отклонения получаемого значения от желаемого более чем на ±1% для КЭС требуется пересчёт тепловой схемы с заданием новых значений расхода пара, поступающего в турбину. Для ТЭЦ пересчёт не обязателен [1].

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Построение процесса расширения пара в h, s - диаграмме

Давление пара на входе в ЦВД:

Р_цвд= Р'о = 0,96Р_о=0,9624 = 23 МПа [2],

где Р_о - давление острого пара, МПа;

Р_о = 24 МПа.

Давление пара на выходе из ЦВД:

Р'_цвд = Р'_пп = 4,4 МПа [1],

где Р'_пп - давление пара в камере отбора на П-2, МПа.

Давление пара на входе в ЦСД:

Р_цсд = Р^”_пп = 4 МПа [1],

где Р^”_пп- давление пара после промперегрева, МПа.

Давление пара на выходе из ЦСД:

Р_цсд = Р_п6 = 0,29 МПа [1],

где Р_п6 - давление в камере отбора на П-6, МПа.

Давление пара на входе в ЦНД:

Р_цнд = Р'_цсд = 0,285 МПа

Потеря давления в перепускных трубах между ЦСД и ЦНД не учитывалась [1].

Давление пара на выходе из ЦНД:

Р'_цнд= Р_к= 0,0036 МПа,

где Р_к - давление пара в конденсаторе турбины, МПа.

Располагаемый теплоперепад пара в ЦВД:

Н^цвд = 469 кДж/кг.

Использованный теплоперепад пара в ЦВД:

H^цвд_i = ^цвд_oiH^цвд _o = 0,86 469 = 403 кДж/кг,

где ^цвд_oi - относительный внутренний КПД ЦВД, %:

^цвд_oi =86%.

Располагаемый теплоперепад пара в ЦСД:

Н^цсд_о = 718 кДж/кг

Использованный теплоперепад пара в ЦСД:

H^цсд_i = ^цсд_oiH^цсд _o = 0,90 · 718 = 646 кДж/кг,

где ^цсд_oi - относительный внутренний КПД ЦСД, %:

^цсд_oi = 90% [1].

Располагаемый теплоперепад пара в ЦНД:

Н^цнд_о = 649 кДж/кг.

Использованный теплоперепад пара в ЦНД:

H^цнд_i = ^цнд_oiH^цнд _o = 0,84 · 649 = 545 кДж/кг,

где ^цнд_oi - относительный внутренний КПД ЦНД, %:

^цнд_oi = 84% [1].

Использованный теплоперепад пара в турбине:

H_i = Н^цвд_i + Н^цcд_i + Н^цнд_i = 403 + 646 + 545 = 1594 кДж/кг.

Давление пара в камере отбора на приводную турбину:

Р^тн_отб = Р₄ = 1,1 МПа.

Давление пара на входе в приводную турбину:

Р^тн_вх = 0,9 · Р^тн_отб = 0,9 · 1,1 = 0,99 МПа [2].

Давление пара на выходе из приводной турбины:

Р^тн_вых =Р^тн_к = 0,0055 МПа.

Располагаемый теплоперепад пара в приводной турбине:

Н^тн = 924 кДж/кг.

Использованный теплоперепад пара в ТН:

Н^тн_i = ^тн_oi Н^тн_о = 0,83 924 = 767 кДж/кг,

где ^тн_oi - относительный внутренний КПД ТН, %:

^тн_oi = 83% [2].

2. Предварительная оценка расхода пара на турбину

Расчёт принципиальной тепловой схемы по методу последовательных приближений основан на предварительной оценке расхода пара на турбину с помощью диаграммы режимов или по приближенным формулам. В настоящее время этот метод нашёл очень широкое применение в связи с удобством его применения при расчётах на ЭВМ.

Предварительный расход пара на конденсационную турбину определяется по следующей приближённой формуле:

G_o к_р G_к.э.,

Где G_к.э. = N_э 10³ /(H_{i мех г}),

где N_э - заданная электрическая мощность турбоустановки, МВт;

H_i - используемое теплопадение в турбине, кДж/кг;

_мех, _г - механический КПД турбины и КПД электрического генератора (принимаются в пределах 0,98 - 0,995);

к_р - коэффициент регенерации, зависящий от температуры питательной воды, числа регенеративных подогревателей и начальных параметров пара:

к_р = 1,28 [2].

G_к.э. = 480 10³ / (1594 0,985 0,99) = 315,24 кг/с 1135 т/ч;

G_o 1,28 1135 1453 т/ч.

3. Сводная таблица параметров пара и воды

Наименование величины	Точки процесса
	0	0'	1	2(ПП)	(ПП")	3	ПН''	4	Д	5	И1	6	7	8	9	К
Давление в патрубке отбора турбины рi,МПа	24	22,8	6,02	4,4	4	1,7	-	1,06	-	0,55	-	0,29	0,115	0,044	0,0147	0,0036
Давление в корпусе подогревателя рпi, МПа	-	-	5,68	4,1	-	1,66	-	0,96	0,8	0,502	0,33	0,24	0,1015	0,04	0,0134	-
Температура пара ti,°C или х, (если пар влажный)	550	546	343	308	550	440	-	360	359	285	-	205	145	130	Хi=0,958	Хi=0,917
Температура пара за пароохладителем tпоi,°С	-	-	-	262,5	-	214	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Энтальпия пара за пароохладителем hпоi, кДж/кг	-	-	-	2816	-	2799	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Энтальпия пара в отборе турбины hi, кДж/кг	3349	3349	3010	2963	3538	3315	-	3190	3190	3030	2736	2878	2760	2630	2505	2350
Температура насыщения в подогревателе tнi, °С	-	-	269	255	-	203	-	-	170	152	137	126	100,8	76	51,8	27
Энтальпия насыщенной водыhBнi, кДж/кг	-	-	1195	1098	-	866	-	-	721	640	576,5	530	420	318	219	112
Температура дренажа за охладителем дренажа tiдр, °C	-	-	253.5	207	-	182	-	-	-	130,1	-	104	-	-	-	-
Энтальпия дренажа за охладителем дренажа hBiдр, кДж/кг	-	-	1103	873	-	766	-	-	-	545	-	435	-	-	-	-
Температура нагреваемой воды после подогревателя tпi, °C	-	-	270	248,5	-	200	176	-	172	150	-	125	99	74,1	50	-
Энтальпия нагреваемой воды после подогревателя hBпi, кДж/кг	-	-	1182	1080	-	864,3	761	-	721	634,2	-	525,4	420	314	212	-

4. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы

4.1 Составление тепловых балансов для сетевых подогревателей

1. Расход сетевой воды на ТЭС:

G_св = Q_т /(с t) = 49 10³ / (4,19 (110-50)) = 195 т/ч,

где t - разность температур сетевой воды в подающей и обратной магистрали,

с - теплоемкость воды,

с = 4,19 кДж/(кг °C),

Q_т - общая тепловая нагрузка

Q_т = 49 ГДж/ч.

2. Определение температуры t₁:

t₁ = t₂ - t = t₂ - (t₂ - t_обр)/2 = 110 - (110-50)/2 = 80 °C,

где t₂ - температура в подающей магистрали,

t₂ = 110 °C.

3. Определение температуры, давления и энтальпии насыщенного пара, идущего на сетевые подогреватели:

t^во_н = t₂ + (3 5 °С) = 110 + 4 = 114°С;

t^но_н = t₁ + (3 5 °С) = 80 + 4 = 84 °С;

по [1] определяются давления по найденным t^во_н, t^но_н:

р^во = 0,1636 МПа,

р^но = 0, 056 МПа.

пo h,s-диаграмме определяются энтальпии:

h^во_н = 2824 кДж/кг,

h^но_н = 2736 кДж/кг.

4. Энтальпии конденсата насыщенного пара находятся по [3]:

h^во_к = 477,7 кДж/кг,

h^но_к = 352 кДж/кг.

5. Определение энтальпии сетевой воды:

h_обр = t_обр с = 50 4,19 = 209,5 кДж/кг,

h₁ =t₁с = 80 4,19 = 335,2 кДж/кг,

h₂ = t₂ · с = 110 · 4,19 = 460.9 кДж/кг.

где h₁- энтальпия сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя;

h₂- энтальпия сетевой воды в подающей магистрали.

6. Уравнение теплового баланса верхнего сетевого подогревателя:

G^во_п (h^во_п - h^во_к) = G_св (h₂ - h₁)

G^во_п = G_св (h₂ - h₁) /((h^во_п - h^во_к) )

G^во_п =195 (460,9 - 335,2) / ((2824 - 477,7) 0,985) = 10,6 т /ч

7. Уравнение теплового баланса нижнего сетевого подогревателя:

G^но_п (h^но_п - h^но_к) + G^во_п (h^во_к - h^но_к) = G_св (h₁ - h_обр)

G^но_п = (G_св (h₁ - h_обр) - G^во_п (h^во_к - h^но_к) ) / ((h^но_п - h^но_к) )

G^но_п = (195 (335,2 - 209,5) - 10,6 (477,7 - 352) 0,985) / ((2736 - 352) х

х 0,985) = 9,87 т/ч.

4.2 Составление теплового баланса для испарителя

G_i1 - производительность испарителя по вторичному пару должна равняться потерям теплоносителя G_ут:

G_i1 = G_ут = 0,02 G_о = 0,02 1452,6 = 29,05 т/ч;

G^пр_и1 - продувка испарителя:

G^пр_и1 = 0,05 G_i1 = 0,05 29,05 = 1,45 т/ч.

При температуре обессоленной воды, поступающей в испаритель, равной t_ов = 31 °С, h_ов = 129,84 кДж/кг [1]

G_и5 (h₅ - h^в_5н) = G_и1 (h_и1н- h^в_ов) + G^пр_и1 (h^в_и1н - h^в_ов)

G_и5 = (G_и1 (h_и1н- h^в_ов) + G^пр_и1 (h^в_и1н - h^в_ов)) / ((h₅ - h^в_5н) )

G_и5 = (29,05(2733-129,84) + 1,45(588,5-129,84)) / ((3063-628)0,985) = 31,25 т/ч

4.3 Составление теплового баланса для подогревателей высокого давления

Расчёт П1:

G_пв- расход питательной воды:

G_пв = G_о (1 + _{ут упл}),

где _{ут -} потеря пара за счёт утечки из турбины:

_ут = 0,01;

_упл - отсосы пара из уплотнений турбины и от штоков клапанов, использующиеся как в деаэраторе, так и в подогревателе уплотнений:

_упл = 0,015

G_пв = 1452,6 (1 + 0,01 + 0,015) = 1488,9 т/ч,

G_п1 (h₁ - h^в_1др) = 0,8 G_пв (h^в_п1 - h^в_п2)

G_п1 = 0,8 G_пв (h^в_п1 - h^в_п2) /((h₁ - h^в_1др) )

G_п1 = 0,8 1488,9 (1163 - 1064) / ((3010 - 1103) 0,98) = 63,1 т/ч.

Расчет П2:



G_п2 (h_по2 - h^в_2др) + G_п1 (h^в_1др - h^в_2др) = 0,9 G_пв (h^в_п2 - h^в_п3)

G_п2 = (0,9 G_пв (h^в_п2 - h^в_п3) - G_п1 (h^в_1др - h^в_2др) ) / ((h_по2 - h^в_2др) )

G_п2 = (0,9 1488,9 (1064 - 857) - 63,1 (1103 - 893) 0,98)/

/((2732 - 893) 0,98) = 146,71 т/ч

Расчет П3:

G_п3 (h_по3 - h^в_3др) + (G_п1 + G_п2) (h^в_2др - h^в_3др) = G_пв (h^в_п3 - h^в_пн)

G_п3 = (G_пв (h^в_п3 - h^в_пн) - (G_п1 + G_п2) (h^в_2др - h^в_3др) ) / ((h_по3 - h^в_3др) )

G_п3 = (1488,9 (857 - 795) - (63,1 + 146,71) (893 - 799) 0,98)/

/((2797 - 799) 0,98) = 37,26 т/ч.

Расчет пароохладителя ПО2:



G_п2 (h₂ - h_по2) _по2 = 0,1 G_пв (h^в_по2 - h^в_п2)

G_п2 (h₂ - h_по2) _по2 = 0,1 G_пв h^в_по2 - 0,1 G_пв h^в_п2

h^в_по2 = (G_п2 (h₂ - h_по2) _по2 + 0,1 G_пв h^в_п2) / (0,1 G_пв)

h^в_по2 = (146,71 (2946 - 2732) 0,98 + 0,1 1488,9 1064) / (0,1 1488,9)=

= 1270,65 кДж/кг.

Расчет пароохладителя ПО3:

G_п3 (h₃ - h_по3) _по3 = 0,1 G_пв (h^в_по3 - h^в_п3)

G_п3 (h₃ - h_по3) _по3 = 0,1 G_пв h^в_по3 - 0,1 G_пв h^в_п3

h^в_по2 = (G_п3 (h₃ - h_по3) _по3)/ (0,1 G_пв) + h^в_п3

h^в_по2 = (37,26 (3336 - 2797,7) 0,98)/ (0,1 1488,9) + 857 = 989 кДж/кг

Расчет точки смешения 1:



0,8 G_пв h^в_п1 + 0,1 G_пв (h^в_по2 + h^в_по3) = G_пв h'^в_пв

h'^в_пв = (0,8 G_пв h^в_п1 + 0,1 G_пв (h^в_по2 + h^в_по3)) / G_пв

h'^в_пв = (0,8 1488,9 1163 + 0,1 1488,9 (1270,65+ 989)) / 1488,9=

= 1156,37 кДж/кг

4.4 Составление теплового и материального баланса для деаэратора

G_э - пар на эжектора:

G_э = 0,006·G_о = 0,0061452,6 = 8,716 т/ч;

G_упл- отсосы из уплотнений турбины и от штоков клапанов, использующиеся в деаэраторе:

G_упл= 0,01 · G_о = 0,01 · 1452,6 = 14,52 т/ч.

Уравнение материального баланса деаэратора:

G_д + G_и1 + G_упл1 + G_ок + G_п1 + G_п2 + G_п3 - G₃ = G_пв

G_ок = G_пв - G_д - G_и1 - G_упл1 - G_п1 - G_п2 - G_п3 + G₃

G_ок = 1488,9 - G_д - 29,05 - 14,52 - 63,1 - 146,71 - 37,26 + 8,716 =

= 1207 - G_д

Уравнение теплового баланса деаэратора:

при р_д = 0,99 МПа h_дн = 2776,5 кДж/кг [3]

(G_п1+G_п2+G_п3)h^в_3др+G_упл1h_о+G_окh^в_п5+G_дh₄+G_эh_др+G_и1h^в_и1н = G_пвh^в_дн/

(63,1+146,71+37,26)799+14,523349+(1207-G_д) 616 + G_д3240 - 8,7162776,5+29,05588,5 = 1488,9760/0,98

G_д = 65,63 т/ч.

G_ок = 1207 - 65,63 = 1141,4 т/ч.

4.5 Определение расхода пара на приводную турбину питательного насоса

G_тп = N_тп 10³/ H^тп_i;

где N_тп - мощность турбопривода:

N_тп = G_пв (р_пв - р_д) v_в / _н / ^тп_м

где р_пв- давление питательной воды: р_пв = 32 МПа;

р_д - давление в деаэраторе, р_д = 0,99 МПа ;

v_{в -} удельный объём при температуре насыщения в деаэраторе

при р_д=0,99 МПа v_в = 0,00127 м³/кк [3]

_н - КПД питательного насоса _н = 0,79 [1]

^тп_м - механический КПД турбопривода ^тп_м = 0,975 [1]

N_тп = 1488,9 (32 - 0,99) 0,00127 / 0,79 / 0,975 = 76,127 ГДж/ч = 21,15 МВт

Н^тп_i - теплоперепад, используемый в приводной турбине

G_тп = 1488,9 (32 - 0,99) 10³ 0,00127 / 767 / 0,79 / 0,975 = 99,25 т/ч

4.6 Составление теплового баланса для подогревателей низкого давления

1. Расчёт П5:

G_п5 (h₅ - h^в_5др) = G_ов (h^в_п5 - h^в_ки)

G_п5 = G_ов (h^в_п5 - h^в_ки) /((h₅ - h^в_5др) )

G_п5 = 1141,4 (616 - h^в_ки) / ((3063 - 608) 0,975) = 0,478 (616 - h^в_ки)

Расчет П6:

G'_ок - количество основного конденсата после точки смешения 3:

G'_ок = G_ок - G_п6 - G_п5 - G_и5 (2)

G_п6 (h₆ - h^в_6др) + G_и5 (h^в_5и - h^в_6др) + G_п5 (h^в_5др - h^в_6др) =

= G'_ок (h^в_п6 - h^в_п7)

G_п6 (h₆ - h^в_6др) + G_и5 (h^в_5и - h^в_6др) + G_п5 (h^в_5др - h^в_6др) =

= (G_ок - G_п6 - G_п5 - G_и5) (h^в_п6 - h^в_п7)

G_п6 (2844,1-527)0,975 + 31,25 (628 - 516) 0,975 + G_п5 (608 - 516) х

х 0,975 = (1141,4 - G_п6 - G_п5 - 31,25) (527 - 449)

G_п6 = 17,92 - 0,2296 G_п5 (3)

3. Расчет точки смешения 2:

G_ок h_ки = (G_ок - G_п6 - G_п5 - G_и5) h^в_п6 + (G_п6 + G_п6 + G_и5) h^в_6др

h_ки = ((G_ок - G_п6 - G_п5 - G_и5) h^в_п6 + (G_п6 + G_п6 + G_и5) h^в_6др) / G_ок

Подставляя в данное выражение уравнение (3), получим:

h_ки = (l141,4-17,92- 0,77 G_n5 - 3l,25) 527 / 1141,4 +(17,92 + 0,77 х

х G_n5+31,25) 496 / 1141,4

h_ки = 525,67-0,021G_n5

4. Расчёт конденсатора испарителя:



G_и1 (h_и1н- h^в_и1н) = G_ов (h^в_ки - h_ки)

Подставив в полученное выражение уравнение (4), получим:

29,05 · (2733 - 588,5) · 0,98 = 1141,4 (h^в_ки - 526,07 + 0,0216 G_п5)

h^в_ки = 580,16 - 0,0216 G_п5

Выразим из полученного уравнения (5) G_п5:

G_п5 = (- h^в_ки + 580,16) / 0,021

Приравняем уравнение (1) и уравнение (6), получим:

-h^в_ки + 580,06 = 6,189 - 0,0105 h^в_ки

h^в_ки = 580,06 кДж/кг.

Подставив в уравнение (1) полученный результат, определим G_п5:

G_п5 = 0,47841 (616-580,06) = 17,19 т/ч.

Подставив в уравнение (3) найденное значение G_п5, получим:

G_п6 = 17,92 - 0,229617,19 = 13,97 т/ч.

Если найденные значения G_п5 и G_п6 подставить в уравнение (2), то получим:

G'_ок = G_ок- G_п6 - G_и5 - G_п5 = 1141,4 - 13,97 - 31,125 - 17,19 = 1079 т/ч.

5. Расчёт точки смешения 3:

G''_ок = G'_к - G_п8 - G_п7 - G^но_п - G^во_п (7)

(G^но_п + G^во_п) h^но_к + G''_ок h_п8 + G_п8 h^в_8н + G_п7 h^в_8н = G'_к h_тс3

h_тс3 = ((G^но_п + G^во_п) h^но_к + G''_ок h_п8 + G_п8 h^в_8н + G_п7 h^в_8н) / G'_к

h_тс3 = ((G^но_п + G^во_п) h^но_к + (G'_к - G_п8 - G_п7 - G^но_п - G^во_п) h_п8 / G'_к +

+ G_п8 h^в_8н + G_п7 h^в_8н / G'_к

h_тс3 = (1079 - G_п8 - G_п7 - 9,87 - 10,6) 364 + 377 · G_п8 / 1079 +

+(9,87 + 10,66) · 352 + 377 · G_п7 /1079

h_тс3 = 363,77 + 0,01201 · G_п8 + 0,01201 · G_п7 (8)

Расчет П7:

G_п7 (h₇- h^в_7н) = G'_ов (h_п7 - h_тс3)

Подставив в полученное выражение уравнение (8), получим:

G_п7 (2827 - 461) 0,98 = 1079 · (449 - 363,77 - 0,01201 G_{n8 -}

_- 0,01201G_n7)

2318,68 · G_n7 = 91963,17 -12,96 · (G_n8 +G_n7)

G_п7 = 39,44 - 0,00566 G_п8

Расчет П8:

G_п8 (h₈ - h^в_8н) + G_п7 (h^в_7н - h^в_8н) = G^”_ов (h_п8 - h_п9)

G_п8 (2736 - 377)· 0,98 + (39,44 - 0,00556 · G_п8) (461 - 377) · 0,98 =

= (1079 - G_п8 - 39,44 + 0,00556 · G_п8 - 9,87 - 10,6) (364-230)

С_п8 = 54,53 т/ч.

Подставив в уравнение (9) найденное значение G_п8, получим:

G_п7 = 39,137 т/ч.

Если в выражение (8) подставим G_п7 и G_п8, то сможем определить h_тс3:

h_тс3 = 363,77 + 0,01201 · 39,137 + 0,01201 · 54,53 = 364,895 кДж/кг.

Подставив в выражение (7) найденные выше значения, получим:

G"_ок = 1079 - 54,53 - 39,137 - 9,87 - 10,6 = 964,863 т/ч.

4.7 Составление основных тепловых балансов для подогревателей уплотнений и пара эжекторов

Расчёт подогревателя уплотнений:

При Р_пу 0,1 МПа h^в_пун = 417,51 кДж/кг [3].

G_упл2 = 0,005 · G_о = 0,005 · 1452,6 = 7,26 т/ч.

G_упл2 (h_о - h^в_пун) = G^”_ок (h^в_пу - h^в_к)

7,26 (3349 - 417,51) 0,98 = 964,863 (h^в_пу -129,8)

h^в_пу = 151,4 кДж/кг

2. Расчёт подогревателя пара эжекторов:

G_э (h_он - h^в_пэн) = G^”_ок (h^в_пэ - h^в_пу)

8,716 (2740,05 - 417,51) · 0,98 = 964,86 (h^в_пэ - 151,4)

h^в_пэ = 171,96 кДж/кг.

3. Расчёт П9:

G_п9 (h₉ - h^в_9н) = G^”_ов (h_п9 - h^в_пэ)

G_п9 = 964,86 (230 - 171,96) / (2544-242,7) / 0,98 = 24,83 т/ч.

4.8 Суммарные балансы потоков пара и воды

Расход пара в конденсаторе турбины:

G_к = G_о - G_п1 - G_п2 - G_п3 - G_д - G_тн - G_п5 - G_и5 - G_п6 - G_п7 - G_п8 - G_п9 -

- G^но_п - G^во_п

G_к = 1452,6 - 63,1 - 146,71 - 37,26 - 65,63 - 99,25 - 17,9 - 31,25 - 13,97

- 39,137 - 54,53 -24,83 - 9,87 - 10,6 = 826,273 т/ч.

В качестве проверки правильности расчёта определим расход основного конденсата из уравнения материального баланса конденсатора турбины:

G^”_ок = G_r + G_п9 + G_п9 + G_упл2 + G_тп

G^”_ок = 826,273 + 24,83 + 8,716 + 7,26 + 99,25 = 964,159 т/ч.

Для сведения энергетического баланса суммируется мощность всех потоков пара и сравнивается с заданной мощностью турбины:

N_i = 10^-3 G_i (h_o - h_i) _{мех г}

где i - номер отбора;

G_i - расход пара данного отбора;

h_i - энтальпия пара данного отбора;

_мех = 0,98;

_г = 0,99.

Для удобства расчёты сводим в таблицу 2.

Таблица 2

Номер отбора	Величина потока, кг/с	Используемый в потоке теплоперепад, кДж/кг	Внутренняя мощность потока, МВт
1	17,53	339	6,76
2	40,75	403	15,93
3	10,35	630	8,05
4	18,23+27,57	726	32,25
5	4,97+8,68	903	14,79
6	13,88	1049	13,95
7	10,87+2,94	1142	15,3
8	15,15+2,74	1230	29,34
9	16,9	1422	9,52
К	233,13	1498	338,75
			У=485,64

Суммарная мощность потоков пара в турбине УН_i = 485,64 МВт. Расхождение с предварительно заданной мощностью составляет 0,889% <1%.

5. Определение технико-экономических показателей работы энергоблока

1. Расход тепла турбогенераторной установки:

Q_ту = G_ту (h_о - h^в_пв) + (G_о - G_п1 - G_п2) (h^”_пп - h'_пп) - G_и1 (h^в_пв - h^в_ов) -

- G^пр_и1 (h^в_и1н - h^в_ов)

где G_ту- расход пара на турбоустановку:

G_ту = G_o + G_упл,

где G_упл - потери пара через уплотнения:.

G_упл = С_упл1 + С_упл2 = 14,52 + 7,26 = 21,78 т/ч= 6,05 кг/с

Q_ту = 409,52 (3349 - 1163) + (403,47 - 17,52 - 40,75) (3563 - 2946) -

-8,07 (1163-129,84)-1,452 (588,5 -129,84) = 1099195,55кВт.

КПД брутто установки:

^бр_ту = (N₃ - N_тп) / Q_ту = (490 + 21,15) / 1099,19555 = 0,4512

КПД брутто энергоблока:

^бр_кэс = ^бр_{ту тп ка},

где _тп - КПД теплового потока, который принимается равным 0,98 - 0,99 [2];

_ка - КПД котельного агрегата, который принимается равным 0,92 [2]

^бр_кэс = 0,4512 · 0,99 · 0,92 = 0,4172

КПД нетто энергоблока:

^н_кэс = ^бр_кэс (1- _с.н.),

где _с.н - доля энергии, потреблённой на собственные нужды, от выработанной:

_с.н = 0,03

^н_кэс =0,4172 (1-0,03) = 0,4047

5. Удельный расход условного топлива на отпущенную потребителям электроэнергию:

b^н_кэс = 0,123 / ^н_кэс = 0,123 / 0,4047 = 0,3039 кг.у.т./кВт · ч.

6. Выбор котла и вспомогательного оборудования

турбина тепловой энергоблок котел

1. Выбор энергетического котла.

Паропроизводительность энергетического котла:

G_к = G^max_т (1 + + ),

где G^max_т - максимальный расход свежего пара:

G^max_т = 1452,6 т/ч;

- запас по производительности:

= 0,03;

в - расход пара на собственные нужды:

в = 0,02.

G_к = 1452,6 (1 + 0,03 + 0,02) = 1525,23 т/ч.

По параметрам острого пара и паропроизводительности установки выбираем один котёл типа Пп-1650-225 (Р-57-D) Подольского завода им. С. Орджоникидзе, работающий на Экибастузском угле. Техническая характеристика [2].

2. Выбор питательных насосов.

В соответствии с [4] для энергетических блоков производительность питательных насосов определяется максимальным расходом питательной воды по питанию котлов с запасом не менее 5%. На блоках с закритическими параметрами давления пара устанавливается питательный насос с турбоприводом производительностью 100% и дополнительно насос с электрическим приводом и гидромуфтой производительностью 30-50% с расчётным напором Р_пв.

Производительность питательного насоса с турбоприводом:

G_птн = G_к (l + _ут + 0,05) = 1525,23 (1 + 0,02 + 0,05) = 1631,996 т/ч.

Производительность дополнительного питательного насоса:

G_пэн =0,5 G_птн = 0,51631,996 = 815,998 т/ч.

В качестве турбопривода принимаем приводную турбину типа К-17-15П [4]. Техническая характеристика:

номинальная мощность 17150 кВт;

номинальная частота вращения 77,75 с^-1.

Питательный насос принимаем типа ПТН 2200-350 [4]. Техническая характеристика:

подача 2000/2200 м³/ч; напор 3500 м;

частота вращения 4700 об/мин; КПД насоса 85%.

Дополнительно установлен бустерный насос с электрическим приводом и гидравлической муфтой типа ПН-950-350 [4]. Техническая характеристика:

подача 941 м /ч;

напор 3500 м;

частота вращения 4600 об/мин;

КПД насоса 80%.

3. Выбор конденсатных насосов.

Для прямоточных котлов применяют две ступени конденсатных насосов: после конденсатора турбины насос обессоливающей установки (НОУ) и после БОУ основной конденсатный насос (КЭН).

Расчёт производительности конденсатных насосов:

G_пэн = 1,15 G^max_к,

где G^max_к - максимальный пропуск пара в конденсатор, т/ч:

G^max_к = 900 т/ч

G_пэн = 1,15 900 = 1035 т/ч.

В качестве НОУ принимаем к установке насос типа КсВ-1000-95 в количестве двух штук [4]. Техническая характеристика

подача 1000 м³/ч;

напор 95 м;

допустимый кавитационный запас 2,5 м;

частота вращения 1000 об/мин;

потребляемая мощность 342 кВт;

КПД насоса 76%.

В качестве КЭН принимаем насос типа КсВ-1500-94У4 в количестве двух штук [4]. Техническая характеристика:

подача 1600 м³/ч;

напор 90 м;

допустимый кавитационный запас 2,8 м;

частота вращения 1000 об/мин;

потребляемая мощность 515 кВт;

КПД насоса 76%.

4. Выбор деаэратора повышенного давления.

В соответствии [4] сумма производительности деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному её расходу. Производительность деаэратора повышенного давления:

G_дпд=G_к (1 + _ут) = 1525,23 (1 + 0,02) = 1555,73 т/ч.

Исходя из этого выбираем деаэрационную колонку типа ДП-2000 [4]. Техническая характеристика:

номинальная производительность 555,6 кг.с;

рабочее давление 0,69 МПа;

давление допустимое при работе предохранительного клапана 0,8 МПа;

пробное гидравлическое давление 1 МПа;

рабочая температура 164,2 °С;

диаметр колонки 3400 мм;

геометрическая вместимость колонки 32 м³.

Ёмкость аккумулированного бака деаэратора выбирается исходя из запаса питательной воды, который должен обеспечивать работу энергоблока длительностью не менее четырёх минут.

Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака:

V_бдн = _min v_в G_дпд / 60

где _min - длительность работы энергоблока за счёт запаса питательной воды, мин:

_min = 4 мин [4].

V_бдн = 4 1,1465 1555,73 / 60 = 132 м³.

Принимаем к установке деаэраторный бак типа БД-15 0-1 [4]. Техническая характеристика:

геометрическая вместимость 176,4 м³;

максимальная длина 20120 мм.

5. Выбор сетевых подогревателей.

Производительность подогревателей сетевой воды выбирается по величине тепловой нагрузки Q_сп. Исходя из величины тепловой нагрузки, по уравнению теплопередачи определяется необходимая поверхность теплообменника сетевого подогревателя:

F = Q_сп 10³ / k /t_cp

где Q_сп - тепловая нагрузка сетевого подогревателя, МВт:

Q_сп = Q_т / 2 = 100 / 2 = 50 МВт;

k - коэффициент теплопередачи в сетевом подогревателе, кВт/м²°С:

k = 3,5 кBт/м²°C;

t_cp - средняя логарифмическая разность температур, °С:

t_cp = t / ln ((t + t_сп) /t_сп) = 25 / ln ((25+3) / 3) = 11,19 °C,

где t - нагрев сетевой воды в сетевом подогревателе, °С:

t =t_np-t₁ = t₁-t_o6p=110-80=30°C.

F = 50 10³ / 3,5 / 11,19 = 1276,65 м³.

В качестве ПСГ-1 по поверхности теплообмена и давлению греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСГ -1300-3-8-1 с технической характеристикой:

давление пара 0,03-1-0,3 МПа;

номинальный расход пара 29,2 кг/с;

максимальная температура воды на выходе 120°С;

давление воды 0,88 МПа;

номинальный расход воды 556 кг/с;

скорость воды в трубах 1,7 м/с;

гидравлическое сопротивление воды 0,042 МПа;

расчётный номинальный тепловой поток 64 МВт.

В качестве ПСГ-2 по поверхности теплообмена и давления греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСГ-1300-3-8-П, с такими же техническими характеристиками [4].

Выводы

В курсовом проекте произведён расчёт принципиальной тепловой схемы турбины К-500-240, выбор основного и вспомогательного оборудования и произведена оценка технико-экономических показателей работы энергоблока.

На основании проделанной работы можно сделать выводы о работе энергоблока: КПД турбоустановки получили равный 0,4504, а расход условного топлива на отпущенный кВтч равный 0,3091 кгут/кВт, что меньше, чем на Березовской ГРЭС. На ней на кВтч затрачивается 0,33 кгут.

Литература

1. Д.П. Елизаров "Теплоэнергетические установки электростанций". - М.: Энергоиздат, 1982. - 264 с.

2. Методические указания для выполнения расчётных работ по дисциплине "Теплоэнергетические установки электростанций". - Минск, 1989. - 43 с.

3. С.Л. Ривкин, А.А. Александров " Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник".- М.: Энергоатомиздат, 1984. - 80 с.

4. "Тепловые и атомные электрические станции. Справочник" / под общей редакцией В.А. Григорьева, В.М. Зорина - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

Размещено на Allbest.ru