Расчет тепловой схемы турбоустановки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса, и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.

На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с трубопроводами пара и воды ( конденсата ), связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема.

При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые котлы и турбины, ПТС сводится к принципиальной тепловой схеме одноагрегатной электростанции.

В состав ПТС, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды, входят регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажей, сетевые подогревательные установки, деаэраторы питательной и добавочной воды, трубопроводы отборов пара от турбин к подогревателям, питательные, конденсатные и дренажные насосы, линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды. В состав ПТС входят также вспомогательные устройства и теплообменники, расширители и охладители продувочной воды парогенераторов барабанного типа, охладители пара эжекторных установок и уплотнений, линии отвода пара из уплотнений турбин к различным подогревателям воды.

ПТС является основной расчетной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели.

На основе расчета ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную ) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.

1.ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ДЛЯ ТУРБОУСТАНОВКИ Т-110/120-130

Принимаем существующую схему турбоустановки Т-110/120-130. Главный паропровод к турбине выполнен двумя трубопроводами диаметром 250 мм. Перед стопорным клапаном установлена ГПЗ, обеспечивающая надежное отключение турбины от паровых магистралей во время останова. На ГПЗ имеется байпас, на котором смонтирована арматура и специальное устройство схемы пуска и расхолаживания турбины. Из стопорного клапана свежий пар поступает по 4 перепускным трубам к регулирующим клапанам.

Конденсаторная установка турбины включает в себя конденсаторную группу типа КГ2-6200-1, воздухоудаляющее устройство, состоящее из двух основных эжекторов типа ЭП-3-600-4А, пускового эжектора ЭП-1-600-3, эжектора отсоса воздуха из сетевых подогревателей ЭП-2-1 и 2-х КЭНов 12КСВ, а также трубопровода с необходимой арматурой. Конденсаторная группа состоит из двух поверхностных двухходовых конденсаторов с поверхностью охлаждения 3100 м2 каждый. Пар из турбины конденсируется на поверхностях и стекает в нижнюю часть конденсатора и отводится в выносной общий конденсатосборник. Выделяющийся из пара воздух удаляется из конденсаторов эжекторами. Отсасываемая паровоздушная смесь перед выходом из конденсаторов проходит через воздухоохладители. Здесь происходит конденсация дополнительной части пара.

Циркуляционная вода кроме конденсаторов турбины по трубопроводам технической воды через 2 фильтра ФС-400-1 подается к масло- и газоохладителям, маслоохладителю системы уплотнений вала генератора. Для откачки конденсата из конденсатосборника установлены 2 КЭНа, один из которых резервный.

Регенеративная установка включает в себя холодильники основных эжекторов и охладителя пара из уплотнений, сальниковый подогреватель, 4 ПНД, сливные насосы, 3 ПВД, а также трубопроводы с необходимой арматурой. Эжектор типа ХЭ-70-550 предназначен для отсоса паровоздушной смеси из концевых камер лабиринтовых уплотнений турбины и штоков РК и СК. Сальниковый подогреватель предназначен для отсоса пара из промежуточных камер лабиринтовых уплотнений турбины. В качестве сальникового подогревателя используется ПНД поверхностного типа. После сальникового подогревателя установлен РК рециркуляции. Максимальная величина рециркуляции из линии основного конденсата определяется минимально необходимым количеством для обеспечения надежной работы основных эжекторов, эжектора отсоса из уплотнений и сальникового подогревателя.

Дальнейший подогрев основного конденсата происходит в 4 ПНД. Каждый ПНД представляет собой поверхностный пароводяной теплообменный аппарат вертикального типа. В линию основного конденсата между ПНД 1 и ПНД 2 предусмотрен подвод конденсата греющего пара из горизонтального ПСВ, а между ПНД 2 и ПНД 3 подвод из вертикальных подогревателей. При нормальной работе турбины слив конденсата греющего пара ПНД4 - ПНД 2 осуществляется каскадно на всас сливных насосов, конденсат ПНД 1 сливается в конденсатосборник ПСГ. После ПНД 4 основной конденсат направляется на деаэратор 6 ата.

На ПВД питательная вода подается с напора ПЭН. Каждый ПВД представляет собой поверхностный пароводяной теплообменный аппарат вертикального типа. Непосредственно на входе в группу ПВД установлен быстродействующий выпускной клапан, отключающий подачу питательной воды к ПВД и направляющий ее по двум линиям обвода помимо подогревателей. На выходе питательной воды из группы ПВД установлен обратный клапан, предотвращающий обратный проток воды через ПВД при их отключении. Слив греющего пара из ПВД производится каскадно на деаэратор 6 ата.

2.РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

2.1 Исходные данные для расчета

Турбина имеет 7 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=120 МВт, начальные параметры Ро=12,75 МПа, tо=555 оС, давление в конденсаторе Рк=5кПа, турбоустановка работает в конденсационном режиме Qт=0.

2.2 Построение процесса расширения в hs-диаграмме

Давление пара в отборах турбины принимаем по справочным данным.

Таблица 1.

Отбор	Р, МПа
I	3,32
II	2,28
III	1,22
IV	0,57
V	0,294
VI	0,098
VII	0,037

Принимаем потери в регулирующих клапанах 3 %, в перепускных трубах 2 %, в диафрагме ЧНД 5 %; относительный внутренний КПД: ЦВД - 0,8; ЦСД - 0,84; ЦНД - 0,78.

По рассчитанным данным строим процесс расширения в hs-диаграмме

2.3Составление таблицы состояния пара и воды в системе регенерации

Уточняем давление в подогревателях:

Рпj=Pj-Р, где

Р - потери давления в паропроводах отборов, принимаем 6 %.

Температура воды в подогревателях:

tв=tн-t, где

t - температурный напор, принимаем 4 оС в ПВД, 2 оС в ПНД.

Принимаем давление воды в ПНД 1,5 МПа, в ПВД:

Рв=1,25 Ро=1,25 12,75=15,94 МПа.

Коэффициент недовыработки отборов:

N	Пар	Конденсат	Вода	?отб	Yотб
Р, МПа	t (х), оС	h, кДж/кг	tн, оС	h`, кДж/кг	tв, оС	Рв, МПа	hв, кДж/кг
0	12,75	555	3486	-	-	-	-	-	-	-
0`	12,37	554	3486	-	-	-	-	-	-	-
1	3,32	418	3273	-	-	-	-	--	0,041	0,799
П1	3,12	418	3273	235	1013	231	15,94	993	-	-
1`	3,25	417	3273	-	-	-	-	-	-	-
2	2,28	380	3199	-	-	-	-	-	0,051	0,730
П2	2,14	380	3199	215	922	211	15,94	903	-	-
3	1,22	320	3088	-	-	-	-	-	0,055	0,625
П3	1,15	320	3088	185	786	181	15,94	771	-	-
Д	0,588	320	3088	157	662	157	0,588	662	-	-
4	0,57	258	2980	-	-	-	-	-	0,033	0,524
П4	0,54	258	2980	154	650	152	1,5	633	-	-
5	0,294	207	2887	-	-	-	-	-	0,051	0,436
П5	0,276	207	2887	131	549	129	1,5	547	-	-
6	0,098	120	2720	-	-	-	-	-	4,7	0,279
П6	0,092	120	2720	96	403	94	1,5	398	-	-
7	0,037	73
(0,99)	2616	-	-	-	-	-	0,039	0,181
П7	0,035	73	2616	72	302	70	1,5	294	-	-
7`	0,035	72	2616	-	-	-	-	-	-	-
К	0,005	33
(0,94)	2424	-	-	-	-	-	-	-

2.4 Расчет расширителя непрерывной продувки

Так как турбина имеет только отопительные отборы и работает с барабанным котлом, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной продувки (рис. 2).

Gпр-Gр, hp`

Давление в расширителе:

Рр=РД+Р=1,1 РД=1,1 0,588=0,6468 МПа.

По Рр находим: hp`=679 кДж/кг, hp``=2761 кДж/кг.

По давлению в барабане котла Рбар=14 МПа находим hпр=h`бар=1562 кДж/кг.

Принимаем КПД расширителя ?р=0,98.

Тепловой баланс расширителя:

2.5 Составление баланса пара и воды

Принимаем расход пара на турбину Gт=1. Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД

Go=Gт+Gпрупл=1,015 Gт.

Паровая нагрузка парогенератора

Gпе=Go+Gут=1,012 Go=1,027 Gт,

где потеря от утечек через неплотности

Gут=0,012

Go=0,01218 Gт.

Расход питательной воды

Gпв=Gпе+Gпр=1,005 Gпе=1,032 Gт,

где расход продувочной воды

Gпр=0,005 Gпе=0,005135 Gт.

Приведенный расход продувочной воды

G`пр=Gпр-Gp= Gпр-0,409 Gпр=0,591 Gпр.

Расход добавочной воды

Gдоб=Gут+G`пр=0,01218Gт+0,591 0,005135Gт = =0,0152 Gт.

2.6 Расчет системы ПВД

Из таблицы 2 находим:

h1=3273 кДж/кг h21оп=993 кДж/кг

h2=3199 кДж/кг h22оп=903 кДж/кг

h3=3088 кДж/кг h23оп=771 кДж/кг

hjопп = f (Pпод j, tн j+20) hдр j = f (Pпод j, tв j+1+10)

h1опп=2866 кДж/кг hдр1=944 кДж/кг

h2опп=2861 кДж/кг hдр2=808 кДж/кг

h3опп=2835 кДж/кг hдр3=786 кДж/кг

Повышение энтальпии воды в питательных насосах:

кДж/кг.

Энтальпия воды перед ПВД 3 с учетом работы питательных насосов:

h31=h`д+hпн=662+20=682 кДж/кг.

Расход пара уплотнений, подаваемый на подогреватель:

Энтальпия пара уплотнений:

кДж/кг.

Тепловой баланс для ПВД 1:

Тепловой баланс для ПВД 2:

Тепловой баланс для ПВД 3:

Определяем нагрев воды в ОПП:

кДж/кг.

кДж/кг.

кДж/кг.

Уточняем энтальпии воды за подогревателями.

кДж/кг.

кДж/кг.

кДж/кг.

Составляем уточненные тепловые балансы.

Для ПВД 1:

Для ПВД 2:

Для ПВД 3:

Таким образом получаем: hпв=1012 кДж/кг, tпв=233 оС.

2.7 Расчет деаэратора питательной воды

Составим уравнение материального баланса:

,

где Gпв=1,032Gт; Gвып=0,002Gок; Gр=0,002Gт;

Тогда

1,032+0,002 Gок=0,137+Gд+Gок+0,002

Gд=0,893-0,998 Gок

Уравнение теплового баланса:

Отсюда Gок=0,885 Gт; Gд=0,893-0,998 0,885=0,01 Gт.

2.8 Расчет системы ПНД

h4=2980 кДж/кг h24=633 кДж/кг hдр4=650 кДж/кг

h5=2887 кДж/кг h25=547 кДж/кг hдр5=549 кДж/кг

h6=2720 кДж/кг h26=398 кДж/кг hдр6=403 кДж/кг

h7=2616 кДж/кг h27=294 кДж/кг hдр7=302 кДж/кг

Составим систему уравнений из тепловых балансов ПНД 4-5, связанных дренажными насосами:

Отсюда Gт; .

Тепловой баланс для ПНД 6:

Принимаем для простоты расчета hдр6=h26.

Рассчитаем ПНД 7, ОУ+СП, ОЭ как один смешивающий подогреватель.

Примем G7=0, Gоэ=0,002 Gт

Расход пара в конденсатор:

Тепловой баланс для ПНД 7, ОУ+СП и ОЭ:

Оценим энтальпию h27.

Отсюда кДж/кг, а оС, что меньше 60 оС, значит линия рециркуляции не работает. Но меньше =70 оС в таблице состояния пара и воды в системе регенерации, следовательно ПНД 7 работает. Составим для него тепловой баланс:

2.9 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности

Расход пара при конденсационном режиме:

кг/с.

Расход пара на турбину:

кг/с.

Тогда:

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

кг/с.

Мощность турбины:

Погрешность определения мощности составляет 0,92%.

3.Тепловой расчет ПНД и оптимизация его характеристик на ЭВМ

Исходные данные для ПНД 4:

расход нагреваемой воды Gв=120,4 кг/с;

температура воды на входе tв1=129 оС;

давление греющего пара Р=0,54 МПа;

температура насыщения греющего пара tн=154 оС;

температурный напор подогревателя ?t=2,1 оС

скрытая теплота парообразования r=2200 кДж/кг;

средняя теплоемкость воды ср=4,19 кДж/кг оС;

внутренний диаметр труб dвн=0,018 м;

толщина труб 0,001м;

теплопроводность латуни ст=80 Вт/м К;

расстояние между перегородками H=1 м;

скорость воды с=2 м/с;

цена тонны условного топлива Цту.т.=60 $/т у.т.;

удельная стоимость поверхности подогревателя kF=250 $/м2;

коэффициенты ценности теплоты отборов ?j+1=0,67 и ?j=0,58;

число часов использования установленной мощности hисп=6000 ч;

КПД котла ?ка=0,92;

КПД теплового потока ?тп=0,98.

Температура нагрева воды в ПНД 4:

оС.

Тепловая нагрузка подогревателя:

МВт.

Среднелогарифмическая разность температур:

оС.

Средняя температура воды в подогревателе:

оС.

Физические свойства воды при tвf.

Коэффициент теплопроводности:

Вт/м К.

Плотность:

кг/м3.

Коэффициент динамической вязкости:

кг/м К.

Коэффициент кинематической вязкости:

м2/с.

Критерий Прандтля:

Коэффициент теплоотдачи от воды к трубкам:

Вт/м2 К.

Физические свойства пленки конденсата при tн.

Коэффициент теплопроводности:

Вт/м К.

Плотность:

турбоустановка тепловой пар вода

кг/м3.

Коэффициент динамической вязкости:

кг/м К.

Число Рейнольдса:

.

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке:

Вт/м2 К.

Коэффициент теплопередачи:

Вт/м2 К.

Поверхность подогревателя:

м2.

Годовые отчисления от стоимости подогревателя:

$.

Изменение температурного напора в подогревателе:

оС.

Изменение нагрузки подогревателя:

кВт.

Изменение расхода теплоты в свежем паре:

кВт.

Изменение топливных издержек:

 $.

Изменение расчетных затрат:

$.

Оптимальная поверхность ПНД 4 рассчитывалась на ЭВМ и выбиралась из условия минимума переменной части расчетных затрат в зависимости от температурного напора подогревателя, который изменялся от 0,1 до 5,5 оС с шагом 0,5 оС. Результаты оптимизации приведены на рис. 6. Как видно минимум расчетных затрат соответствует ?t=2,6 оС, при этом поверхность подогревателя составила F=259,713 м2, по этому значению и проведем расчет конструктивных характеристик ПНД 4.

Общее количество трубок:

шт,

где принимаем число ходов z=4.

Количество трубок в одном ходе:

шт.

Диаметр трубной доски:

м,

где шаг при развальцовке труб принимаем t=1,3 dн.

Длинна трубок:

м.

Рекомендуемое соотношение l/Dтр=1,5-2,5 соблюдается.

4.Расчет коэффициентов ценности теплоты отборов и анализ технических решений по тепловой схеме

Расчет производится от конденсатора и все подогреватели нумеруются в обратном порядке. При расчете используются следующие рекуррентные соотношения:

для поверхностных подогревателей

для узловых подогревателей ( смешивающих или с дренажными насосами )

Расчет коэффициентов изменения мощности.

ПНД 1:

ПНД 2:

ПНД 3:

ПНД 4:

ПВД 5 + Д:

ПВД 6:

ПВД 7:

Внутренний КПД:

Коэффициенты ценности теплоты отборов рассчитаем по формуле:

.

Анализ структурных изменений с помощью КЦТ отборов.

1) Уменьшение температурного напора в ПВД 6 на 1 оС.

кВт.

2) Установка охладителя перегретого пара.

а) на верхнем ПВД 7:

кВт.

б) на промежуточном ПВД 5:

кВт.

3) Установка дренажного насоса на ПНД 2.

кВт.

4) Установка расширителя.

кВт.

5) Увеличение потерь давления в трубопроводе отбора к ПНД 4 в 2 раза.

Давление в подогревателе:

МПа.

Температура насыщения:

оС.

Температура воды на выходе из подогревателя:

оС.

Изменение температуры воды на выходе:

оС.

кВт.

Результаты расчета показывают, что наибольшее значение оказывает установка расширителя: поправка к расходу теплоты 503 кВт, а наименьшее -- снижение температурного напора в ПВД 6 на 1 оС - 30 кВт.

5.Расчет технико-экономических показателей

Суммарный расход тепла на турбину:

Так как Qт=0, то расход тепла на выработку электроэнергии Qэ=Qо=342 МВт.

КПД по выработке электроэнергии:

Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

кДж/кВт ч.

Расход теплоты из котла:

КПД теплового потока:

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

г у.т./кВт ч.

Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии:

кг у.т./Гкал.

6.Выбор вспомогательного оборудования турбоустановки

1.Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5 %:

Gпн=1,05 Gпв=1,05 140,4=147,4 кг/с.

Выбираем один питательный насос 100 % производительности с одним резервным на складе типа ПЭ-580-185/200.

2.Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:

Gкн=1,2 Gк=1,2 100,4=120,5 кг/с.

Выбираем два рабочих насоса 50 % производительности и один резервный типа КСВ-320-160.

3.Дренажные насосы выбираем без резерва ( резерв - каскадный слив ) типа КС-32-150 ( ПНД 5 ) и КС-80-155 ( ПНД 4 ).

4.Подогреватели низкого давления выбираем типа ПН-250-16-7 IV св. в количестве 4 штук.

5.Подогреватели высокого давления в количестве трех штук типа ПВ-425-230-25-I.

6.Деаэраторы выбираем пропускной способностью 140,4 кг/с с деаэраторной колонкой типа ДП-500М2 и деаэраторным баком типа БД-65-1.

Заключение

В данном курсовом проекте произведен расчет тепловой схемы турбоустановки Т-110-120/130, работающей по конденсационному режиму с тепловой нагрузкой Qт=0. Для расчета была принята существующая схема турбоустановки, в которой применены охладители перегретого пара и охладители дренажа на ПВД, деаэратор питательной воды включен по предвключенной схеме на один отбор с ПВД 3.

Затем произведен тепловой расчет ПНД и оптимизация его характеристик на ЭВМ. Минимум расчетных затрат соответствует ?t=2,6 оС, при этом поверхность подогревателя составила F=259,713 м2, по этому значению и проведен расчет конструктивных характеристик ПНД 4.

С помощью коэффициентов ценности теплоты отборов произведен анализ технических решений по тепловой схеме. Наибольшее значение оказывает установка расширителя: поправка к расходу теплоты 503 кВт, а наименьшее -- снижение температурного напора в ПВД 6 на 1 оС - 30 кВт.

На основе полученных данных определены технико-экономические показатели турбоустановки. Удельный расход топлива на выработку электроэнергии г у.т./кВт ч, что больше среднего значения, так как турбоустановка работает по конденсационному циклу. Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии кг у.т./Гкал ниже среднего и определяется высоким КПД теплового потока %.

Литература

Вукалович М.П. Термодинамические свойства воды и водяного пара. - М., Машгиз, 1958. - 246 с.

Качан А.Д., Муковозчик Н.В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций ( курсовое проектирование ). - Мн.: Вышэйшая школа, 1983. - 159 с.

Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. -- М: Энергоатомиздат, 1987 - 448 с.

Тепловые и атомные электростанции: Справочник. / Под общей ред. В.А.Григорьева, В.М,Зорина - М: Энергоатомиздат, 1989. - 608с.

Размещено на Allbest.ru