Расчет тепловой схемы турбоустановки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика района расположения ТЭЦ

Город Краснодар является центром Краснодарского края. Краснодар расположен в юго-восточной части России и является промышленным и культурным центром. Население города составляет 642 тысячи человек (1998). Промышленность в Краснодаре представлена различными отраслями:

- машиностроение (станки, электроизмерительные приборы, компрессоры, сельскохозяйственные машины);

- нефтеперерабатывающий завод;

- завод резинотехнических изделий;

- лёгкая промышленность (хлопчатобумажный, камвольно-суконный комбинаты);

- пищевая промышленность;

- деревообрабатывающая промышленность.

Климат в Краснодаре умеренно континентальный. Средняя температура января от -5 до +5 ⁰С, июля 22-24 ⁰С. Годовое количество осадков от 400 до 600 мм. Продолжительность отопительного периода составляет 149 суток.

Температуры воздуха:

расчетная для проектирования отопления - 14⁰С.

средняя отопительного периода + 2,6^ОС.

средняя самого холодного месяца - 0,4⁰С.

средняя самого жаркого месяца + 24,7⁰С.

В Краснодарском крае идет добыча нефти и газа.

Топливом для станции служит природный газ Краснодарского месторождения.

Состав газа по объему, %, представлен в таблице 1.

Таблица 1. - Состав газа по объему /3/

Элемент	Содержание, %
СН4	91,2
С2Н6	3,9
С3Н8	2,0
С4Н10	0,9
С5Н12 и более тяжелые	0,2
N2	-
СО2	1,8
Н2S	-
О2	-

Низшая теплота сгорания сухой массы топлива составляет:

Q^c_н=32904 кДж/м³;

Плотность при 0⁰С и 760 мм рт. ст. 0,810 кг/м³.

Город Краснодар расположен на реке Кубань, которая используется для нужд гидроэнергетики и орошения рисовых полей. Эта река и является

источником водоснабжения для станции.

Показатели качества воды: /2/

Название водоема р. Кубань

Место отбора пробы воды г. Краснодар

Взвешенные вещества, мг/кг -

Сухой остаток, мг/кг 299

Минеральный остаток, мг/кг 224,5

Окисляемость по О₂, мг/кг -

Жесткость Ж₀, мг-экв/кг 3,47

Жесткость Ж_к, мг-экв/кг 2,4

Жесткость Ж_нк, мг-экв/кг 1,07

Содержание ионов и окислов, мг/кг

Са²⁺ 58,6

Mg²⁺ 6,5

Nа⁺ 14

НСО^-₃ 146,5

SO₄^{2 -} 59,2

Cl ^- 14

NO^-₃ -

NO^-₂ -

SiO₃^{2 -} -

Al₂O₃ + Fe₂O₃ -

2. Выбор основного оборудования

Выбор типа и количества паровых турбин

Исходные данные:

Тепловая нагрузка ТЭЦ Q_ТЭЦ=1250 МВт.

Доля промышленной нагрузки =0,35.

Распределение тепловой нагрузки:

Промышленная нагрузка ТЭЦ:

Qпр = Qтэц (1)

Qпр = 0,35*1250 = 437,5. МВт.

Отопительная нагрузка ТЭЦ:

Qт = Qтэц - Qпр (2)

Qт = 1250 - 437,5 = 812,5 МВт.

Расход пара на промышленный отбор:

Dпр = (3)

где =3010 кДж/кг - энтальпия пара промышленного отбора при давлении в промышленном отборе Рпр = 1,47 МПа;

=419 кДж/кг - энтальпия обратного конденсата при температуре обратного конденсата tок = 100 С

Dпр = = 168,8 кг/с.

Теплофикационная нагрузка отопительных отборов турбин зависит от коэффициента теплофикации _тэц. Источник топлива находится вблизи, топливо дешевое и транспортировка, осуществляемая по газопроводу, не затруднена. Вследствие вышеперечисленных факторов коэффициент теплофикации выбираем небольшим _тэц= 0,52. Тогда тепловая нагрузка отопительных отборов турбин составляет:

Qотб = *Qт = 0,52*812,5 = 422,5 МВт. (4)

Тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов станции:

Q_ПВК = Qт - Qотб;

Q_ПВК = 812,5 - 422,5 = 390 МВт.

В соответствии с имеющимся производственным оборудованием отечественного производства для покрытия нагрузок был сделан следующий выбор паровых турбин:

2 турбины ПТ-135/165-130/15;

1 турбина Т-100/110-130.

Номинальный промышленный отбор для турбины ПТ-135/165-130/1

= 88.9 кг/с, /4/. Загрузка промышленных отборов станции:

= ; (5)

= = 0,949.

Номинальная нагрузка отопительных отборов турбины

ПТ - 135/165 -130/15 составляет =128 МВт, /4/. Номинальная нагрузка отопительных отборов турбины Т - 100/110 - 130 составляет 180 МВт.

Тогда загрузка отопительных отборов станции:

(6)

к_ОТБ == 0,969.

Принимаем, что турбина Т - 100/110 - 130 несет номинальную нагрузку, оставшаяся отопительная нагрузка разделена одинаково между турбинами ПТ - 135/165 - 130/15, при этом нагрузка отопительных отборов составит:

Q_ОТ=; (7)

Q_ОТ==121,25 МВт.

Коэффициент загрузки отопительных отборов турбин ПТ-135-165-130/15:

m_от; (8)

m_от== 0,947.

По промышленному отбору одна турбина ПТ - 135/165 - 130/15 несет номинальную нагрузку (88,9 кг/с), другая загружена частично. Коэффициент загрузки промышленного отбора недогруженной турбины:

m_пр = ; (9)

m_пр = = 0,9.

Учитывая то, что коэффициенты загрузки промышленного и отопительного отборов турбины ПТ-135/165-130/15 не превышают 0,95, расчет тепловой схемы ведется на режиме с частичной нагрузкой.

Краткая характеристика турбин /4/

Турбина ПТ - 135/165 - 130/15

1) Завод изготовитель - УТМЗ.

2) Номинальная мощность N_ном =135 МВт.

3) Максимальная мощность N_макс =165 МВт.

4) Начальное давление P₀ =12,75 МПа.

5) Начальная температура t₀ = 555 ⁰C.

6) Номинальный расход пара на турбину D_НОМ =208 кг/с.

7) Давление в конденсаторе Р_К =3,43 кПа.

8) Давление промышленного отбора Р_ПР = 1,47 МПа.

9) Расход пара в промышленный отбор

на номинальном режиме = 88,9 кг/с.

10) Давление отопительных отборов Р_ОТ =0,035 - 0,25 МПа.

11) Отопительная нагрузка на

номинальном режиме = 128 МВт.

12) Количество цилиндров 2

13) Число нерегулируемых отборов пара 7

Турбина Т - 100/110 - 130

1) Завод изготовитель - УТМЗ.

2) Номинальная мощность N_ном = 100 МВт.

3) Максимальная мощность N_макс = 110 МВт.

4) Начальное давление P₀ = 12,75 МПа.

5) Начальная температура t₀ = 555 ⁰C.

6) Номинальный расход пара на турбину D_НОМ =133,6 кг/с.

7) Давление в конденсаторе Р_К = 3,43 кПа.

8) Давление отопительных отборов Р_ОТ = 0,06 - 2,5 МПа.

9) Отопительная нагрузка на

номинальном режиме = 180 МВт.

10) Количество цилиндров 3

11) Число нерегулируемых отборов пара 7

Выбор числа и типа котельных агрегатов

Поскольку выбранные турбины не одинаковы, следовательно блочная схема компоновки станции невозможна. Принимаем неблочную схему, т.е. с работой котлов в общую магистраль.

Выбор котлов производим в соответствии с требуемым максимальным расходом пара на турбину. Для турбины Т-100/110-130 он составляет

= 485 т/ч (134,7 кг/с) /4/, для турбины ПТ-135/165-130/15

он составляет = 760 т/ч (211,1 кг/с) /4/.

Необходимая паропроизводительность котлов:

D_КОТ =(+)*(1 + к_СН)*(1+к_УТ); (10)

где к_СН - коэффициент, учитывающий расход пара на собственные нужды котельного отделения.

D_КОТ = (134,7+2*211,1)*(1+0,02)*(1+0,02) = 579,45 кг/с.

Выбираем следующий тип парогенераторов отечественного производства:

Е-420-13,8-560 ГМН (БКЗ-420-140-НГМ-4) Барнаульского котельного завода. Производительность этого парогенератора составляетD_ПГ =420 т/ч (116,7 кг/с).

Количество парогенераторов:

n = (D_КОТ) /(D_ПГ), (11)

n =(579,45)/(116,7) = 4,96.

Выбираем n=5 парогенераторов. Суммарная паропроизводительность парогенераторов:

D_СУМ = n*D_ПГ, (12)

D_СУМ = 5*116,7=583,5 кг/с.

Коэффициент загрузки парогенераторов:

К=(D_КОТ)/(D_СУМ); (13)

К=(579,45)/(583,5)=0,993.

Краткая характеристика парогенераторов

Котёл Е-420-13,8-560 ГМН (БКЗ-420-140-НГМ-4) предназначен для работы на природном газе и мазуте с теплофикационными турбинами на высокие параметры пара.

Котёл вертикально-водотрубный, однобарабанный, с естественной циркуляцией, сомкнутой П-образной компоновки, в газоплотном исполнении, предназначен для работы под наддувом. Изготовителем котла является ПО «Сибэнергомаш».

Техническая характеристика котла /7/:

Номинальная паропроизводительность: 420 т/ч.

Максимальная паропроизводительность: 450 т/ч.

Давление свежего пара 13,8 МПа.

Температура свежего пара 560 ⁰С.

Температура питательной воды 232 ⁰С.

Температура уходящих газов 109 ⁰С.

КПД брутто 94%.

Суммарная нагрузка ПВК станции составляет 390 МВт. Выбираем 2 пиковых водогрейных котла ПТВМ - 180. ПВК ПТВМ - 180 имеет следующие характеристики:

Расчетная теплопроизводительность 210 МВт.

Поверхность нагрева 5979 м².

Расчетный расход воды 1022 кг/с.

Расчетные температуры воды

- на входе 110 ⁰С.

- на выходе 150 ⁰С.

Перепад давления воды 0,109 МПа.

КПД брутто 89%.

3. Описание схемы водоподготовки

Водоподготовительная установка предназначена для подготовки подпиточной воды котлов БКЗ - 420 - 140. Исходной является вода реки Кубань. Обработка воды осуществляется по схеме:

ИК - М - Н1 - А1 - Д - Н2 - А2 - ФСД.

где ИК - осветлитель для коагуляции и известкования;

М - механический (осветлительный) фильтр;

Н1, Н2 - Н-катионитные фильтры 1-ой и 2-ой ступеней;

А1, А2 - анионитные фильтры 1-ой и 2-ой ступеней;

Д - декарбонизатор;

ФСД - фильтр смешанного действия.

Сырая вода поступает в осветлитель, в котором проводится известкование воды совместно с коагуляцией. При обработке воды методами коагуляции, известкования выделяется твердая фаза в виде хлопьев, аморфных или кристаллических осадков. Суть метода - осаждение под действием сил тяжести и прилипание к зернам фильтрующей загрузки.

Коагулированная вода из осветлителя поступает в бак коагулированной воды, откуда насосами подается на механические фильтры. В механических фильтрах происходит очистка от механических примесей.

Осветленная вода поступает на Н - катионитные фильтры 1 ступени, после чего последовательно на анионитные фильтры 1 ступени и на декарбонизатор. Затем вода подается на Н - катионитные фильтры 2 ступени, после чего Н - катионированная вода поступает на анионитные фильтры 2 ступени, в фильтр смешанного действия и собирается в баки обессоленной воды.

Назначением Н - катионирования является удаление всех катионов из воды с заменой их на ионы водорода. Таким образом в Н - катионитных фильтрах производится удаление катионов Са²⁺, Мg²⁺, Na⁺. Анионирование производится с целью удаления анионитов из воды, т.е. удаления анионов Сl^-, SO₄^2-, HSiO₃^-.При сочетании анионирования с катионированием происходит удаление из воды как анионов, так и катионов, т.е. химическое обессоливание. Двухступенчатая схема катионирования и анионирования позволяет производить достаточно глубокое удаление катионов и анионов.

В декарбонизаторах происходит удаление из воды угольной кислоты.

В фильтре смешанного действия производится окончательное удаление проскоков анионов и катионов воды. В ФСД, в качестве загрузки засыпается как катионит, так и анионит.

После баков обессоленной воды очищенная вода подается в турбинный цех.

Хвостовые воды после Н - катионитных фильтров 1 ступени используются для подпитки теплосети.

4. Построение температурного графика тепловой сети

Таблица 2. - Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха, равной и ниже данной /6/

Среднесуточные температуры наружного воздуха, tНАР, 0С	-20	-15	-10	-5	0	+8
Продолжительность периода стояния, час	3	18	72	260	1030	3620

Таблица 3. - Климатологические данные по городу Краснодар /6/

Город	Продолжи- Тельность отопитель- ного периода, сут	Температура воздуха, 0С
		Расчетная для отопления, tНО	Средняя отопитель- Ного периода	Средняя самого холодного месяца	Средняя самого жаркого месяца
Краснодар	149	-14	+2,6	-0,4	+24,7

Строим три основных графика (см. рис. А.1), которые впоследствии пригодятся для определения тепловых нагрузок (Q_Т) и температур прямой и обратной сетевой воды (t_ПС и t_ОС) при среднеотопительном и летнем режимах.

1 график - линии температур прямой и обратной сетевой воды, получаем соединяя точки t_ПР^РАСЧ = 150 С и t_ОБР^РАСЧ = 70 С с точкой А, в которой при t_НАР = 18 С t_ПР = t_ОБР = 18 С;

2 график - зависимость t_НАР от числа часов стояния (строим, пользуясь данными таблицы 2);

3 график - изменение тепловой нагрузки (Q_Т) в зависимости от температуры наружного воздуха по формуле:

(14)

где Q_Т^РАСЧ = 1250 МВт - максимальная отопительная нагрузка ТЭЦ;

t_НАР - температура наружного воздуха, ⁰С;

t_НАР^РАСЧ = -14⁰С - расчетная температура наружного воздуха.

Определим температуру наружного воздуха, при которой включаются в работу пиковые водогрейные котлы:

(15)

С.

турбина теплоэлектроцентраль паровой

5. Расчет тепловой схемы турбины ПТ - 135/165-130/15

Исходные данные /4/

Номинальная электрическая мощность турбины Nэ = 135 МВт.

Начальные параметры пара:

Р₀= 12,75 МПа; t₀=555С (= 3495 кДж/кг).

Давление в конденсаторе турбины = 3,4 кПа.

Давление регулируемых отборов пара:

промышленного Р_ПР= 1,47 МПа;

отопительных Р_ОТ =0,035 - 0,25 МПа.

Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:

а) технологический пар из промышленного отбора с Dпр = 79,9 кг/с. Конденсат пара на ТЭЦ возвращается не полностью, невозврат конденсата составляет 30%; температура возвращаемого конденсата

t_ОК = 100⁰С.

б) горячая вода на отопление и коммунально-бытовые нужды. Теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный котел.

Температурный график тепловой сети в расчетном режиме

= 150/70С (рисунок А.1).

Тип парогенератора - барабанный (параметры пара: = 13,8 МПа; = 560С).

Температура питательной воды = 232С.

Коэффициент продувки парогенератора = 1,5%, где -расход пара из парогенератора (брутто).

Схема использования теплоты продувочной воды парогенераторов: двухступенчатый сепаратор и теплообменник для подогрев химически очищенной воды.

Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые) - 7.

Давление в деаэраторе = 0,588 МПа.

Схема приготовления добавочной воды парогенератора - химводоочистка. Восполнение потерь конденсата осуществляется в конденсаторе турбины.

Температура химически очищенной воды = 30С.

Подогрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях принимаем равным = 25С (высокий подогрев вызван малым расходом основного конденсата турбины в этом режиме).

Недогрев воды в подогревателях высокого давления = 3С, а в подогревателях низкого давления = 5С.

Коэффициент полезного действия теплообменников = 0,98.

Электромеханический к.п.д. генератора = 0,98.

Параметры пара в отборах и расходы пара в уплотнениях, сальниковом и эжекторном подогревателях принимаем по заводским данным:

а) в ПВД3 поступает пар из уплотнений в количестве Dупл = 1,33 кг/с с энтальпией =3280 кДж/кг;

б) количество пара, поступающего из концевых уплотнений турбины в конденсатор Dку = 0,01106 кг/с;

в) количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотнений турбины Dсп = 1,795 кг/с;

г) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы Dэж = 0,654 кг/с.

19. Принимаем потери давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей 8% от давления в отборе; потери давления пара на пути от турбины до сетевых подогревателей 5%.

Размещено на Allbest.ru