отчет по практике

3. Турбина ПТ -135/165-130/15

Турбина паровая теплофикационная стационарная типа Турбина ПТ -135/165-130/15 с конденсационным устройством и регулируемыми производственным и двумя отопительными отборами пара номинальной мощностью 135 МВт, предназначена для непосредственного привода турбогенератора с частотой вращения ротора 3000 обр./мин. И отпуска пара и тепла для нужд производства и отопления.

Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах:

1. Давление свежего пара перед автоматическим стопорным клапаном 130 ата;

2. Температура свежего пара перед автоматическим стопорным клапаном 555С;

3. Расчетная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор 20С;

4. Расход охлаждающей воды - 12400 м3/час.

Максимальный расход пара при номинальных параметрах составляет 760т/ч.

Турбина снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды и должна работать совместно с конденсационной установкой.

Турбина имеет регулируемый производственный отбор пара с номинальным давлением 15 ата и два регулируемых отопительных отбора пара - верхний и нижний, предназначенных для подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях турбоустановки и добавочной воды в станционных теплообменниках.

Газотурбинная установка типа ТА фирмы "Рустом и Хорнсби" мощностью 1000 кВт

Газовая турбина (turbine от лат. turbo вихрь, вращение) -- это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого энергия сжатого и нагретого газа преобразуется в механическую работу на валу. Состоит из ротора (рабочие лопатки...

Изучение системы теплоснабжения на Уфимской теплоэлектроцентрали

Паровая турбина типа ПТ-30-90/10 номинальной мощностью 30000 кВт, при частоте вращения 3000 об/мин, конденсационная, с тремя нерегулируемыми и двумя регулируемыми отборами пара - предназначена для непосредственного привода генератора...

Изобретение греческого механика и учёного Герона Александрийского (II век до нашей эры). Ёе работа основана на принципе реактивного движения: пар из котла поступал по трубке в шар...

Источники энергии - история и современность

История промышленной паровой турбины началась с изобретения шведским инженером Карлом - Густавом - Патриком де Лавалем …сепаратора для молока. Сконструированный аппарат требовал для себя привода с большим числом оборотов. Изобретатель знал...

Источники энергии - история и современность

Газовая турбина была двигателем, совмещавшим в себе полезные свойства паровых турбин (передача энергии к вращающемуся валу непосредственно...

Конструкция оборудования энергоблока Ростовской АЭС

Назначение Турбина типа К-1000-60/1500-2 производственного объединения ХТГЗ - паровая, конденсационная, четырехцилиндровая (структурная схема "ЦВД + три ЦНД"), без регулируемых отборов пара...

Повышение изностойкости паротурбинных установок

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...

Предназначение котельно-турбинного цеха

Проект АЭС мощностью 2000 МВт

Турбина предназначена для непосредственного привода генератора пременого тока ТВВ-1000-2 для работы на АЭС в блоке с водо-водяным реактором ВВЭР-1000 на насыщенном паре по моноблочной схеме (блок состоит из одного реактора и одной турбины) при...

Проект первой очереди БГРЭС-2 с использованием турбины К-800-240-5 и котлоагрегата Пп-2650-255

Приводная турбина ОК-18ПУ-800 (К-17-15П), одноцилиндровая, унифицированная, конденсационная, с восемью ступенями давления, рассчитана на работу с переменным числом оборотов при переменных начальных параметрах пара...

27. Давление на выходе из КС: 28. Расход газа через турбину ВД: 29. Работа, совершаемая газом в турбине ВД: 30. Температура газа за турбиной ВД: , где 31. КПД турбины ВД задан: 32. Степень понижения давления в турбине ВД: 33...

Расчет компрессора высокого давления

34. Расход газа через турбину низкого давления: У нас температура более 1200К, поэтому выбираем GВохлНД по зависимости 35. Работа газа совершаемая в турбине НД: 36. КПД турбины низкого давления задано: 37. Степень понижения давления в турбине НД: 38...

Турбина паровая теплофикационная стационарная типа Турбина ПТ -135/165-130/15 с конденсационным устройством и регулируемыми производственным и двумя отопительными отборами пара номинальной мощностью 135 МВт...

Устройство и техническая характеристика оборудования ООО "ЛУКОЙЛ–Волгоградэнерго" Волжская ТЭЦ

Одновальная паровая турбина Т 100/120-130 номинальной мощностью 100МВт при 3000 обр./мин. С конденсацией и двумя отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока...

Устройство и техническая характеристика оборудования ООО "ЛУКОЙЛ–Волгоградэнерго" Волжская ТЭЦ

Турбина конденсационная с регулируемыми отборами пара на производство и теплофикацию без промперегрева, двухцилиндровая, однопоточная, мощностью 65 МВт...

При параметрах системы теплоснабжения t 1 /t 2 = 150/70 °С принимаем коэффициент теплофикации α ТЭЦ = 0,5 . Температура сетевой воды после сетевых подогревателей

t ПСВ -2 = t 2 + α ТЭЦ ·(t 1 - t 2) = 70 + 0,5·(150 - 70) = 110 °С .

Принимаем температурную разность теплоносителей
δt C П = 3 °C , тогда а p СП - 2 = 0,158 МПа .

С учетом потери давления в трубопроводе от турбины до сетевого подогревателя Δp = 8 %, давление в камере отбора составит

p ТВ = p СП-2 / 0,92 = 0,158/0,92 = 0,172 МПа .

При давлении в верхнем теплофикационном отборе
p ТВ = 0,172 МПа тепловая нагрузка на первый сетевой подогреватель достигает 60 % от всей нагрузки на бойлерную. Устанавливаем давление в камере отбора на ПСВ-1:

t ПСВ -1 =t 2 + 0,6·(t ПСВ -2 –t 2) = 70 + 0,6·(110 - 70) = 94 °С,

p СП-1 =0,091 МПа, p ТН =0,0988/0,92 МПа .

Примем следующие потери давления в органах регулирования:

в ЧВД – 5 % , в ЧСД – 10 % , в ЧНД – 15 % (в камере I отбора), 20 % (перед регулирующей диафрагмой).

Примечание 1. В рассматриваемом случае принимается, что в турбине ПТ-135-12,8/1,5 регулируются все три отбора (промышленный и оба теплофикационных). Такое регулирование может осуществляться и в турбине ПТ-80-12,8/1,3.

Примечание 2 . При двухступенчатом подогреве сетевой воды и одном регулируемом отборе (все турбины типа Т) процесс расширения пара в турбине аналогичен процессу, изображенному на рис. 2,в.

Определение давления в верхнем теплофикационном отборе производится так же, как и в примере расчета турбины ПТ-135-130/15. Студентам специальностей 100600, 100100 давление в нижнем теплофикационном отборе рекомендуется находить упрощенно, из условия равенства подогревов сетевой воды в верхнем и нижнем сетевых подогревателях. Студентам специальности 100500 это давление необходимо находить путем совместного решения уравнения расхода пара через теплофикационный отсек (между отопительными отборами) и уравнения тепловой характеристики подогревателя с учетом дросселирования в паропроводах отбора.

Система уравнений выглядит следующим образом:

где p ТН, p ТВ, p ТН,0 , p ТЕ,0 – давление пара в нижнем и в верхнем теплофикационных отборах в рассматриваемом и расчетном режимах соответственно;

D т0 , D т0 0 –расходы пара через теплофикационный отсек в рассматриваемом и расчетном режимах;

t ТН н – температура насыщения при давлении в нижнем теплофикационном отборе;

q СП-1 –теплота конденсации пара в СП-1;

D СП-1 –расход пара на СП-1;

t ОС –температура обратной сетевой воды;

W –расход сетевой вода;

c в –теплоемкость воды;

δt, δt др –недогрев в подогревателе и потеря от дросселирования.

Расход пара через теплофикационный отсек в общем случае складывается из расходов на сетевой подогреватель нижней ступени D СП-1 , на ПНД-1 (D ПНД-1 ) и конденсатор D к:

D т0 = D СП-1 + D ПНД-1 + D к.

При минимальных вентиляционных пропусках пара в конденсатор величиной D ПНД-1 можно пренебречь. Пропуск пара при закрытой регулирующей диафрагме ЧНД зависит от давления пара в камере отбора перед ней p ТН и оценивается по ее характеристике: D min к = k p ТН,

где k – коэффициент пропорциональности, кг/(с·МПа)

k = 0,39544 для T–100–12,8,

k = 1,77812 для Т–250–23,5.

Решение указанной выше системы уравнений осуществляется путем подбора величины D т0 (D СП-1 + D min к ), которая должна быть такой, чтобы значение p ТН, найденное из уравнений системы в виде функции p ТН = f (t тн н), было одинаковым. После этого определяется температура сетевой воды после СП-1:

Тогда давления пара за регулирующими клапанами и поворотной диафрагмой составят:

p 0 " = 0,95 ·p 0 =0,95·12,753 = 12,115 МПа ,

p 3  = 0,9 ·p 3 = 0,9·1,4715 = 1,324 МПа ,

p 6  = 0,85 ·p 6 = 0,85·1,176 = 0,15 МПа ,

p 7  = 0,75 ·p 7 = 0,75·0,104 = 0,0779 МПа .

Конечное давление p К = 0,002943 МПа = 0,0029 МПа .

Принимаем следующие значения внутренних относительных КПД по отсекам для рассматриваемого режима:

0,8144 – ЧВД,

0,8557 – ЧСД,

0,1504 – ЧНД, причем для промежуточного отсека 0,75 , а для последних ступеней 0,106 .

Процесс расширения пара в турбине показан на рис.6.

Данные расчета сведены в табл. 6.

Схема построения процесса:

По h, s –диаграмме h 3а. = 2892 кДж/кг

h 3 = h 0 - (h 0 -h 3а) 3488,2-(3488,2-2892)·0,8144=3002,7 кДж/кг ;

По h, s –диаграмме h 6а. = 2596 кДж/кг

h 6 =h 3 - (h 3 -h 6а ) 3002,7-(3002,7-2596)·0,8554=2654,8 кДж/кг ;

По h, s –диаграмме h ка. = 2156 кДж/кг

h к =h 6 - (h 6 -h ка ) 2604,7-(2604,7-2156)·0,1504=2537,2 кДж/кг ;

По h, s –диаграмме h 7а. = 2588 кДж/кг

h 7 =h 6 - (h 6 -h 7а ) 2654,8-(2654,8-2588)·0,75 = 2604,7 кДж/кг.

Поиск параметров воды и пара для турбины ПТ-135/165-12,8/1,5 производится при тех же условиях, какие были приняты выше.

1. Температура конденсата после конденсатора та же, что и для пара: t к = 23,8°C; ct к = 101,0 кДж/кг (при t = 23,8 °C,
p к.н.= 1,275 МПа ).

2. Параметры основного конденсата (ОК) после эжекторного подогревателя:

t ЭП = t к + Δt ЭП = 23,8 + 5 = 28,8 °С ,

сt ЭП = 122,0 кДж/кг (при 1,1772 МПа, t = 28,8 °С ).

3. Параметры ОК после ПНД-1:

t 1 = 97 – 5 = 92°С, сt 1 = 385,5 кДж/кг, p п.в1 = 1,078 МПа .

Температура дренажа, сливаемого из ПНД-1, равна температуре насыщения, так как ПНД-1 не имеет охладителя конденсата:

t к1 = 97 °С, сt к1 = 406 ,4 кДж/кг .

4. Температура ОК после СП t СП = 92 + 8 = 100 °С

(при p п.в = 0,981 МПа, сt СП = 419,4 кДж/кг ).

5. Температура ОК после ПНД-2

t 2 = 113 - 5= 108°С (при p п.в2 = 0,8831 МПа , сt 2 = 453,8 кДж/кг ).

Так как ПНД-2 не имеет охладителя конденсата, то

t к2 = 113°С , сt к2 = 474,7 кДж/кг .

6. Аналогично t 3 = 131,1 - 5 = 126,1 °С ,

сt 3 = 529,8 кДж/кг (при p п.в3 = 0,7848 МПа ).

Параметры конденсата греющего пара будут следующими:

t к3 = 108,0 + 7 = 115 °С , сt к3 = 483,1 кДж/кг.

7. Аналогично t 4 = 154,7 - 5= 149,7 °С ,

сt 4 = 631,4 кДж/кг (при p п.в4 = 0,6867 МПа) ,

t к4 = 126,4 + 7 = 133,1 °С , сt к4 = 560,2 кДж/кг .

Параметры пара и воды в тракте подогревателей
высокого давления

1. Параметры греющего пара после ОП (при принятых Δp ОП = 1,5 % и δt оп = 15 °С ):

p ´ 7 = 0,985·3,12939 = 3,08245 МПа, 235,3 °С,

p ´ 6 = 0,985·2,1248 = 2,098 МПа, 214,7 °С,

p ´ 5 = 0,985·1,383 = 1,362 МПа, 193,8 °С.

t ´ пе7 = 235,3 + 15 = 250,3 °С,

t пе6 ´ = 214,7 + 15 = 229,7 °С,

t ´ пе5 = 193,8 + 15 = 208,8 °С.

По известным t пе ´и p ´по таблицам Александрова определяем

h ´ 7 = 2851,3 кДж/кг , h 6 ´ = 2841,7 кДж/кг , h 5 ´ = 2831,6 кДж/кг.

2. Температуры питательной воды перед ОП:

t´ 6 = 214,7 – 5 = 209,7°C ,

t´ 5 = 193,8 – 5 = 188,8°C.

Находим по таблицам:

ct´ 7 = 995,5 кДж/кг (при p п.в7 = 16,677 МПа ),

ct´ 6 = 904,2 кДж/кг (при p п.в6 = 17,1675 МПа ),

ct´ 5 = 810,8 кДж/кг (при p п.в5 = 17,658 МПа ).

3. Температуры и энтальпии конденсата, сливаемого из каждого ПВД.

При принятом недоохлаждении конденсата Δt ок = 5 °С имеем:

t к7 = t 6 + 5; t к6 = t 5 + 5; t к5 = t пн + 5;

t 5 = t´ 5 + Δt ОП-5 ; t 6 = t´ 6 + Δt ОП-6 .

Принимаем Δt ОП-5 = 2 °С, Δt ОП-6 = 3 °С, тогда

t 5 = 188,8 + 2 = 190,8 °С, t 6 = 209,7 + 3 = 212,7 °С,

t к6 =190,8+5=195,8 °С, сt к6 =833,1 кДж/кг (p´ 6 = 2,093 МПа),

t к7 =212,7+5=217,7 °С, сt к7 = 933,3 кДж/кг (p´ 7 = 3,08 МПа).

2.4.1. Расчет ПВД

Аналогично расчету тепловой схемы турбины Р-50-12,8/1,3 расчет ПВД для рассматриваемой турбины проводим по уравнениям теплового баланса, составленным для трех участков (см.рис.7).

I участок

D 7 (h´ 7 - ct к7) + D 6 (h 6 – h´ 6) = К 7 (ct´ 7 - ct´ 6) D пв.

II участок

D 6 (h´ 6 - ct к6) + D 5 (h 5 – h 5 ´) + D 7 (ct к7 –ct к6) = К 6 (ct´ 6 - ct´ 5) D пв.

III участок

D 5 (h´ 5 - ct к5) + (D 7 + D 6) (ct к6 –ct к5) = К 5 (ct´ 5 - ct ПН) D п.в.

Значения коэффициентов, учитывающих потери теплоты в подогревателях К 7, К 6 , К 5 , принимаем такими:

К 7 = 1,008; К 6 = 1,007; К 5 = 1,006.

Подставив вместо идентификаторов известные числовые значения, получим:

D 7 (2851,3-933,3) + D 6 (3090 - 2841,7) =1,039329·D·(995,5 - 904.2);

D 6 (2841,7 - 833,1) + D 5 (3002,7 - 2831,6) + D 7 (933,3 - 833,1) = =1,038298·D·(904,2 - 810,8);

D 5 (2831,6-703,5)+(D 7 +D 6) (833,1-703,5)=1,037266·D·(810,8-691,9).

После подсчетов:

1) 1918,015·D 7 +248,2582·D 6 = 94,934389·D,

2) 2008,644·D 6 + 171,078·D 5 + 100,1823·D 7 = 97,01545·D,

3) 2128,101·D 5 + 129,597·(D 7 + D 6) = 123,7195·D.

Упрощаем:

1") 7,726·D 7 + D 6 = 0,382·D,

2") 20,05·D 6 +1,707·D 5 + D 7 = 0,968·D,

3") 16,422·D 5 + D 7 + D 6 = 0,952·D.

Из (1") выразим D 6 = 0,382·D - 7,726·D 7 (A)

и подставим D 6 в (2"):

20,05 (0,382·D - 7,726·D 7) + 1,707·D 5 + D 7 = 0,968·D,

7,659·D - 154,91·D 7 +1,707·D 5 + D 7 = 0,968·D,

153,91·D 7 = 6,691·D + 1,707·D 5 ,

D 7 = 0,0435·D + 0,011·D 5 . (Б)

Подставим D 6 и D 7 в(3"):

16,42·D 5 +0,0435·D+0,011·D 5 +0,382·D-7,726·(0,0435·D+0,011·D 5)=

=0,952·D. 16,346·D 5 + 0,089·D = 0,952·D,

16,346·D 5 = 0,863·D,

D 5 = 0,0528·D.

Из уравнения (Б)

D 7 = 0,0435·D + 0,011·0,0528·D; D 7 = 0,0441·D.

Из уравнения (А)

D 6 = 0,382·D - 7,726·0,0441·D; D 6 = 0,0413·D.

Подогрев питательной воды в ОП устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.

D 7 (h 7 – h 7 ") = K 7 D п. в (ct 7 – ct 7 ") = K 7 D п. в Δct 7 ;

ct 7 = ct 7 " + Δct 7 = 995,5 + 13,4 = 1008,9 кДж/кг.

Находим t 7 = 233,1°С (по p п.в7 = 16,677 МПа ).

ОП – 6

D 6 (h 6 – h 6 ") = K 6 D п. в (ct 6 – ct 6 ") = K 6 D п. в Δct 6 ;

ct 6 = ct 6 " + Δct 6 = 904,2 + 9,9 = 914,1 кДж/кг.

Находим t 6 = 212,67°С (по p п.в6 = 17,1675 МПа ).

D 5 (h 5 – h 5 ") = K 5 D п.в (ct 5 – ct 5 ") = K 5 D пв Δct 5 ;

ct 5 = ct 5 " + Δct 5 = 810,8 + 8,7 = 819,5 кДж/кг.

Находим t 5 = 190,79°С (по p п.в5 = 17,658 МПа ).

Проверяем правильность выполненных расчетов по тепловым балансам ПВД в целом.

D 7 * (h 7 –ct к7) =к 7 D п.в (ct 7 - ct 6).

Невязка δD 7 = 0 %.

D 6 * (h 6 –ct к6)+D 7 (ct к7 –ct к6)=к 6 D п.в (ct 6 - ct 5).

Невязка δD 6 = 0,19 %.

D 5 * (h 5 –ct к 5)+(D 7 +D 6)(ct к 6 – ct к 5)=

=к 5 D п.в (ct 5 - ct пн).

Невязка δD 5 = 0,18 %.

Невязки незначительны. Поэтому

D 7 = 0,0441, t 7 = 233,1 °С,

D 6 = 0,0413, t 6 = 212,67 °С,

D 5 = 0,0528. t 5 = 190,79 °С.

В этом случае

Δt о.к-7 = t к7 - t 6 = 217,67 - 212,67 = 5°С,

Δt о.к-6 = t к6 - t 5 = 195,79 - 190,79 = 5°C.

Не отличаются от принятого Δt ок = 5°C.

2.4.2. Расчет деаэратора Д-6

Расчетная схема деаэратора имеет следующий вид:

В схеме две турбины ПТ и одна турбина Р, поэтому конденсат ПВД турбины Р подогревается паром от двух турбин.

Из приведенных выше расчетов имеем:

0,0528∙D +0,0413∙D + 0,0441∙D = 0,1382∙D;

18,03 кг/c; D ПВД = 0,1392∙D + 0,5∙18,03 = 0,1382∙D + 9,015;

D пр = 0,00138∙D + 0,5∙0,00138∙108,353 = 0,00138∙D + 0,074763.

Принимаем тогда

0,002∙(1,03108∙D + 0,5∙111,72) = 0,002062∙D + 0,11172.

Расход питательной воды, поступающей в Д-6 из ПНД-4, определяем из уравнения материального баланса деаэратора:

D п.в " + D пр + D Д + D ПВД =

D п.в " = - (D пр + D Д + D ПВД) =

=1,03108∙D+55,86+0,002062∙D+0,11172-0,00138∙D-0,074763-D Д –

- 0,1382∙D - 9,015 = 0,89356∙D +46,88196 - D Д.

Расход пара на деаэратор D Д определяем из уравнения теплового баланса:

D Д h 5 +D п.в " ct 4 +D пр h пр +D ПВД ct 5 = К Д ( ct д + h вып).

Принимаем коэффициент, учитывающий потери теплоты в Д-6 , К Д =1,006 , а влажность пара, выходящего из деаэратора, – 3 % ,
тогда

h вып = h" + x r = 667,5 + 0,97∙2089,972 = 2694,7 кДж/кг;

D Д ∙3002,65 + (0,89356∙D + 46,88196 - D Д)∙631,4 +

+ (0,00138∙D + 0,074763)∙2700,2 + (0,1382∙D + 9,015)∙703,5 =

=1,006∙[(1,03108∙D+55,9)∙667,5+(0,002062∙D + 0,11172)∙2694,7].

После преобразования получим:

2371,259∙D Д = 32,79518∙D + 1666,5,

D Д = 0,01383∙D +0,70278.

D" п.в = 0,89356∙D + 46,88196 - 0,01383∙D - 0,70278 =

= 0,87973∙D + 46,17918 .

Прежде чем рассчитывать ПНД, необходимо выполнить тепловые расчеты установки подогрева сетевой воды, установки подпитки тепловой сети и установки нагрева добавочной воды, подаваемой в цикл.

2.4.3. Расчет бойлерной установки (рис. 8)

Расход сетевой воды через сетевые подогреватели двух турбин ПТ при Q м = 418,68 МВт и принятой системе теплоснабжения можно определить как

а через подогреватели одной турбины как W 1 = 616,66 кг/с .

Принятые утечки в системе теплоснабжения составляют 2 % от расхода циркулирующей воды.

Добавок на восполнение утечек

W y т = 0,02∙W = 0,02∙1233,32 = 24,666 кг/с.

При нагрузке «горячего» водоснабжения, равной 15 % от общей, абсолютное значение

Q г.в = 0,15∙Q м = 0,15∙418,68 = 62,802 МВт.

Общий расход воды, идущейна горячее водоснабжение,

Общий расход подпиточной воды, направляемой из деаэратора на подпитку системы,

D доб = W г.в.+ W ут = 184,998 + 24,666 = 209,664 кг/с.

Тепловая нагрузка на СПВ-1, СПВ-2 и ПТВМ двух турбин ПТ составит:

Расход пара на сетевые подогреватели одной турбины ПТ:

ct к2 = 474,3 кДж/кг определяется по давлению p ПСВ-2 = 0,158 МПа,

ct к1 = 406,9 кДж/кг определяется по давлен p ПСВ-1 = 0,091 МПа.

Расход подпиточной воды D ХО ˝ = D доб = 209,993 кг/с.

Величина выпара из деаэратора составляет 0,2÷0,3 % от расхода на подпитку. Следовательно,

209,993∙0,002 = 0,42 кг/с.

2.4.4. Расчет подогревателей исходной и химочищенной воды

Температура воды, поступающей в ПХО-1 из обратной линии конденсационной установки турбин, определяется

Расчетной температурой охлаждающей воды t 1 = 10 °С ,

Температурой конденсата при p к = 0,0029 МПа t к = 23,8 °С ,

Температурой обратной циркуляционной воды при температурном напоре в конденсаторе δt = 4 °С .

t обр = t 2 = t к - δt = 23,8 - 4 = 19,8 °С.

При этом кратность охлаждения в конденсационной установке

Подогреватель ПХО-1

Для создания оптимального режима предочистки (коагуляции) принимается t х.о  = 40 °С.

Расход исходной воды для ХВО при расходе на собственные нужды, равном 12 %, составит

D ХО  = 1,12∙D хо = 1,12∙209,993 = 235,192 кг/с.

При η п = 0,99

Подогреватель ПХО-2

Суммарный расход пара на подогрев сетевой воды и подогреватели подпиточной воды из верхнего теплофикационного отбора одной турбины ПТ запишется как

D под =D ПСВ-2 +0,5∙(D ХО-1 +D ХО-1)=19,395+0,5∙(9,2369+4,068)=26,047 кДж/кг.

Подогрев воды в охладителе выпара деаэратора Д - 0,3

t ОВ = 70ºС (ct ОВ = 293,2 кДж/кг) ,

h вып = ct д + r = 287,7 + 2338,4 = 2626,1 кДж/кг ,

2.4.5. Расчет по деаэратору подпитки теплосети (Д - 0,3)

Расход сетевой воды, идущей в деаэратор на подогрев подпиточной воды (это рециркулирующая в системе вода), обозначим W рец .

В этом случае из уравнений материального баланса деаэратора имеем

Расход рециркулирующей сетевой воды определяем из уравнения теплового баланса:

Принимаем = 0,99 , получаем

(W pe ц ∙462,2+209,99∙214,1)∙0,99=(W pe ц +209,57)∙287,7+0,42∙2626,1;

457,535∙W pe ц +44511,777=287,685∙W pe ц +60291,008+1102,9721;

457,535∙W pe ц + 44511,777 = 287,605∙W pe ц + 61393,98;

169,85∙W pe ц = 16882,203; W pe ц = 99,395 кг/с .

Таким образом, расход воды, подаваемой насосами из Д-0,3 в систему (насосы подпитки теплосети),

D п.в = W pe ц + 209,573 = 99,395 + 209,573 = 308,968 кг/с.

Расход воды, проходящей через сетевые насосы,

W СН = W + W pe ц = 1233,32 + 99,395 = 1332,715 кг/с.

По расходу D п.в = 1111,386 т/ч должны выбираться подпиточные насосы теплосети, а по расходу W СН = 4800,863 т/ч – сетевые насосы I и II ступеней.

Расход воды, идущий в цикл станционного деаэратора
Д-1,2, определяем из уравнения материального баланса:

Расход конденсата, идущего из охладителя выпара станционного деаэратора Д-1,2 в дренажный бак, выразится как

Расход конденсата, поступающего из дренажного бака в станционный деаэратор Д-1,2, составит

а также количество воды, идущей в цикл станции из Д-1,2,

2.4.6. Расчеты по подготовке добавочной воды, направляемой в цикл станции (рис.9)

Количество добавочной воды, направляемой в цикл станции, выразим как

Определим расход воды, направляемой в установку ХВО, с учетом собственных нужд в размере 13 % :

Подогреватель ПХ-1

При t обр = 19,8 °С и t хо  = 40 °С имеем расход пара из верхних теплофикационных отборов турбин ПТ

Охладитель непрерывной продувки

Учитывая, что ct др = 293,3 кДж/кг; η п = 0,99, находим

Принимаем предварительное значение расхода пара на турбину ПТ при заданных тепловых нагрузках D = 186,26 кг/с , тогда

Деаэратор Д-1,2

Расход пара на станционный атмосферный деаэратор определяем из уравнения теплового баланса деаэратора с охладителем выпара:

Согласно приведенным ранее расчетам имеем и"выпар" из станционного деаэратора:

=0,0000866∙D+0,50331+0,001996∙ +0,001996∙(0,01023∙D+

+1,149048+0,002∙ )=

= 0,0000866∙D + 0,50331 + 0,001996∙ + 0,0000204∙D +

+0,0022934 + 0,000004∙ = 0,000107∙D + 0,5056 + 0,002∙ .

И, наконец, из уравнения теплового баланса определяем расход пара на деаэратор (при К д = 1,005 ):

∙2654,8 + (0,0434∙D + 69,514)∙170,78 + 182,646∙377,1 +

+ (0,01023∙D + 1,149048 + 0,002∙ )∙293,3 =

=1,005∙[(0,053522∙D+252,80243+ )∙437,31+(0,000107∙D+0,5056+

+0,002∙ )∙293,2162].

После преобразований получим:

2215,3007∙ = 13,141955∙D + 30170,358.

= 0,0059323∙D + 13,61908.

=0,053522∙D+252,80243+0,005932∙D+13,61908=

=0,05945∙D + 266,42151.

=0,000107∙D+0,5056+0,002∙(0,0059329∙D+13,61908) =

=0,000107∙D+0,506+0,000011864∙D+0,02724=0,000119∙D+0,5328.

D др.б =0,01023∙D+1,149048+0,002∙(0,0059323∙D+13,61908) =

=0,01023∙D+1,149048+0,000011864∙D+0,027238=

= 0,010241∙D+1,176286.

2.4.7. Расчет ПНД

D 4 = 0,039319∙D+2,0639586.

Рассчитаем отдельные составляющие на выходе в П-3.

D * = 19,395 + 0,5∙(9,2369 + 4,068 + 0,0019068∙D + 3,0541446) =

= 0,0009534∙D + 8,1795223 + 19,395;

D 4 + D 3 + D 2 = 0,039319∙D + D 3 + D 2 + 2,0639586,

D п.в ˝ = 0,87973∙D + 46,17918 - 0,0009534∙D - 8,1795223 - 19,395 –

- 0,039319∙D - 2,0639586 - D 3 - D 2 - 0,029727∙D - 133,21076;

D п.в ˝ = 0,80973∙D - D 3 - D 2 – 116,67006.

Потоки воды (D 4 + D 3 + D 2 ) и D * имеют одинаковую энтальпию, поэтому можно записать:

- 28,86)∙(385,48 - 121,929),

D 1 = 0,092485∙D - 17,521739.

2.4.8. Подсчет расходов пара в отборах турбины и расхода пара в конденсатор

Исходя из, сделанных ранее, расчетов запишем следующие уравнения:

1.Расход пара в отборы

D VII = D 7 = 0.044∙D;

D VI = D 6 = 0.0413∙D;

D V = D 5 + D Д-6 + =0,05279∙D+0,01383∙D+0,70278+79,872319=

=0,06662∙D+80,575099;

D IV = D 4 = 0,039319∙D;

D III = D 3 = 0,027938∙D;

D II = D 2 +D ПСВ-2 +0,5∙(D ХО-1 + D ХО-2 + D ХО-1 + =

=0,011911∙D-1,8657599+19,395+0,5∙(9,2369+4,068+0,0019068∙D+

+3,0541446+0,0059323∙D+13,61908)= 0,01583∙D+32,518302;

D I = D 1 + D ПСВ-1 =0,092485∙D-17,521739+28,86=0,092485∙D+11,338261;

∑D отб = 0,32759∙D + 128,68785.

2. Расход пара в конденсаторы турбины

Расход пара в конденсатор турбины можно определить путем вычитания расходов пара в отборы из расхода в голову турбины.

D к =D-∑D отб = D - 0,32759∙D - 128,68785 = 0,67241∙D - 128,68785.

По балансу потоков конденсата в системе регенерации находим

D к * = D п. в   - (D 1 + D ПСВ -1 + D ЭП) =

= 0,7698S∙D-116,99653-0,092485∙D+17,521739-28,86 - 0,005∙D;

D к * = 0,67239∙D - 128,33479 .

Значения D к и D к * близки друг к другу, что подтверждает правильность выполненных расчетов.

Определим расход пара на турбину из уравнения

D=d э ∙N э +∑y m ∙D m .

Удельный расход пара на турбину

Умножив удельный расход на мощность, получим расход пара на турбину: d э ∙N э = 3,982∙135∙10 3 =537570 кг/ч = 149,325 кг/с.

Значение ∑y m ∙D m можно найти после определения коэффициента недовыработки:

y 7 D VII = 0,0441∙D∙0,6612 = 0,029158∙D;

y 6 D VI = 0,0413∙D∙0,52126 = 0,024006∙D;

y 5 D V = 0,48943∙(0,662∙D + 80,575099) = 0,032605∙D + 39,435871;

y 4 D IV = 0,3226∙(0,039319∙D + 2,0639586) = 0,012684∙D + 0,66583;

y 3 D III =0,20903∙(0,027938∙D + 2,1922318) = 0,058398∙D + 0,45824;

y 2 D II =0,12364∙(0,01583∙D+32,518302)= 0,0019572∙D + 4,0205628;

y 1 D I = 0,07096∙(0,092485∙D + 11,338261) = 0,006527∙D + 0,80456;

∑y m ∙D m = 0,11281∙D + 45,385064.

Таким образом,

D = 149,325 + 45,385064 + 0,11281∙D;

D = 194,71 / 0,88719 = 219,46827 кг/с.

Найдем абсолютные расходы пара в отборы:

D VII = 0,0441∙219,46827 = 9,678 кг/с;

D VI = 0,0413∙219,46827 = 9,064 кг/с;

D V = 0,06662∙219,46827 + 80,575099 = 95,196075 кг/с;

D IV = 0,039319∙219,46827 + 2,0639586 = 10,693232 кг/с;

D III = 0,027938∙219,46827 + 2,1922318 = 8,323763 кг/с;

D II = 0,01583∙219,46827 + 32,518302 = 35,992485 кг/с;

D I = 0,092485∙219,46827 + 11,338261 = 31,635784 кг/с.

∑D отб = 200,58331 кг/с.

D к = 0,67241∙219,46827 - 128,68785 = 18,88481 кг/с;

D =∑D отб + D к = 200,58331 + 18,88461 = 219,46812 кг/с.

Проверим результаты по балансу мощностей:

N VII = k∙D VII ∙H i 7 = 0,0009506∙9,678∙322,175 = 2,96398 МВт;

N VI = k∙D VI ∙H i 6 = 0,0009506∙9,064∙398,175 = 3,4307007 МВт;

N V = k∙D V ∙H i 5 = 0,0009506∙95,196075∙485,525 = 43,936803 МВт;

N IV = k∙D IV ∙H i 4 = 0,0009506∙10,693232∙644,175 = 6,5480298 МВт;

N III = k∙D III ∙H i 3 = 0,0009506∙8,3237363∙752,175 = 5,9516176 МВт;

N II = k∙D II ∙H i 2 = 0,0009506∙35,992485∙833,375 = 28,513472 МВт;

N I = k∙D I ∙H i 1 = 0,0009506∙31,635784∙883,475 = 26,568722 МВт.

N k = k∙D k ∙H ik = 17,07145 МВт; ∑N m = 117,9134 МВт;

N э =∑N m + N k = 134,9845 МВт.

Невязка незначительна, N э =135 МВт.

Проверка значения расхода пара в конденсатор

Расход пара, определенный по балансу потоков конденсата в системе регенерации,

D к * = 0,67239∙219,46812 - 128,68785 = 18,88032 кг/с;

ΔD к = 18,88481 - 18,88032 = 0,00449 кг/с.

Невязка, отнесенная к расходу пара на турбину,

δD к = 0,00449/219,48827 = 0,00002∙100 = 0,002 %.

Расходы пара на регенеративные подогреватели

Подогреватель

ПВД №7 D 7 = 0,0441∙219,46812 = 9,678544 кг/с;

ПВД №6 D 6 = 0,0413∙219,46812 = 9,064033 кг/с;

ПВД №5 D 5 = 0,0528∙219,46812 = 11,587917 кг/с.

Деаэратор D д = 0,01383∙219,46812 + 0,70278 = 3,738024 кг/с;

ПНД №4 D 4 =0,039319∙219,46812 +2,0639686=10,693226 кг/с;

ПНД №3 D 3 =0,027938∙219,46812+2,1922318=8,3237321 кг/с;

ПНД №2 D 2 =0,011911∙219,46812- 1,8657599 = 0,74832 кг/с;

ПНД №1 D 1 =0,092485∙219,46812- 17,521739 = 0,74832 кг/с.

Подсчитываем расходы теплоносителей по другим элементам тепловой схемы.

Расход пара на деаэраторы

D 1,2 = 0,0059323∙219,46812 + 13,61908 = 14,921 кг/с.

Расход пара на подогреватели:

Перед химочисткой станционной

D ПХ-1 = 0,0019068∙219,46812 + 3,0541446 - 3,472626 кг/с;

Перед химочисткой подпитки теплосети

D ХО-1 = 9,2369 кг/с;

Перед деаэратором Д-1,2

D ХО-1 = 4,068 кг/с .

Расход химводы, подаваемой в цикл станции,

= 0,049042∙219,46812 + 70,55082 = 89,313976 кг/с.

Расход исходной воды для станционной химочистки

D д.в = 0,0434∙219,46812 + 69,514 = 79,038916 кг /с.

Расход питательной воды, подаваемой в котлы ТЭЦ

D п.в = 2∙1,03108∙219,46812 + 111,72 = 564,29836 кг/с.

556,0

Поправка к мощности на изменение давления в ВТО

МВт

Дополнительная поправка к мощности турбины

МВт

5,10

Фиктивная мощность турбины

МВт

N Т + D + D (1 - )

106,75

Расход свежего пара на турбину в заданных условиях

D о

т/ч

Расход свежего пара на турбину

D о

Расчет принципиальной тепловой схемы и технико-экономических показателей энергоустановки (энергоблок с турбиной ПТ-135/165-130/15)

1. Введение

Тепловая схема энергоблока

Построение процесса расширения пара в H-S диаграмме

Таблица параметров пара на турбину

Расчет сетевой установки

Определение расхода пара на турбину

Составление теплового баланса

Определение технико-экономических показателей работы энергоблока

Выбор вспомогательного оборудования энергоблока

Литература

1. Введение

Для производства электрической энергии используются природные энергетические ресурсы. В зависимости от вида энергетических ресурсов различают основные типы электростанций: тепловые (ТЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), атомные (АЭС) и так называемые «нетрадиционные», использующие энергию ветра, солнца, приливов, и т.п. Наибольшая доля в выработке электрической и тепловой энергии принадлежит тепловым электростанциям.

Широкое развитие в энергетике получила теплофикация - централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Основоположниками данного направления являются В.В.Дмитриев и Г.Л. Гинтер.

Все промышленные предприятия нуждаются одновременно в теплоте и электроэнергии. Некоторым предприятиям теплота требуется только для отопления и горячего водоснабжения, вентиляции и кондиционирования воздуха. В этом случае наиболее экономичным теплоносителем является горячая вода. Другим предприятиям (металлургическим, химическим, целлюлозно-бумажным и др.) требуется, помимо горячей воды, пар различных параметров на производственные нужды.

В отличие от электроэнергии теплота не может экономично передаваться на значительные расстояния (особенно при теплоносителе - паре), поэтому каждому крупному предприятию или группе близкорасположенных предприятий требуется свой источник теплоты нужных параметров. Такими источниками являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), на которых производится комбинированная (совместная) выработка теплоты и электрической энергии, а так же водогрейные или паровые котельные и различные утилизационные установки. При достаточно больших масштабах потребления теплоты ТЭЦ дают большую экономию топлива по сравнению с так называемым раздельным вариантом теплоэлектроснабжения, при котором предприятие получает электроэнергию от энергосистемы, а теплоту от районной котельной.

Для расчета тепловых схем широко используются три метода:

1. Аналитический метод. При этом расчёт ведётся в долях расхода отбираемого пара при заданной электрической мощности.

2. Метод последовательных приближений. Он основан на предварительной оценке расхода пара на турбину с последующим его уточнением.

3. Расчет по заданному расходу пара в конденсатор.

2. Тепловая схема энергоблока

Для данной теплофикационной турбины ПТ-135/165-130/15 применим типовое заводское решение. Турбина имеет семь регенеративных отборов (включая регулируемые).

Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:

Технологический пар из промышленного отбора, с расходом D пр =320т/ч.

Конденсат пара возвращается на ТЭЦ полностью, его температура составляет tв.к.=100 0 С;

Горячая вода на отопление и коммунально-бытовые нужды. Теплофикационная установка ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный котёл.

Тип парогенераторов - барабанный. Данный максимальный расход пара на турбину (750 т/ч) с необходимым запасом в 3% могут обеспечить, при необходимом давлении (13.2 МПа), два котлоагрегата Е - 420 - 140 (БКЗ420 - 140ПТ - 1) с характеристиками:

1. Номинальная паропроизводительность, т/ч 420;

2. Давление острого пара на выходе, МПа 13.2;

3. Температура, 0 С: 561

4. Перегретого пара 560;

5. Питательной воды 230;

6. Уходящих газов 150;

7. Воздуха на выходе в воздухоподогреватель 60;

8. Горячего воздуха 366;

9. Тип топочного устройства - камерная топка с перережимом;

10.Потери от химической (механической) неполноты сгорания, % 0/1;

11.Расчетный КПД брутто,%92.7;

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

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

3. Построение процесса расширения пара в H-S диаграмме

Для теплофикационных турбин частью высокого давления (ЧВД) считают участок проточной части от регулируемых клапанов острого пара до камеры производственного отбора, частью среднего давления (ЧСД) - участок регулирующих органов ЧСД до камеры нижнего отопительного отбора, частью низкого давления (ЧНД) - участок от регулирующих органов ЧНД конденсатора.

При построении i-s диаграммы процесса расширения пара в турбине задаются следующими значениями отдельных величин.

Потери давления от дросселирования острого пара в стопорных и регулирующих клапанах при их полном открытии

∆p 0 =p 0 -p 0’ =(0.03...0.05)p 0,

где p 0 и p 0’ - соответственно давление острого пара и пара на входе в сопла первой ступени ЧВД.

Принимаем

∆p 0 =0.04p 0

Потери давления в перепускных трубах из одного цилиндра турбины в другой

∆p пер =0.015p пер

Потери давления в регулирующих органах регулируемых отборах теплофикационных турбин зависят от степени их открытия и величины пропуска пара к последующим ступеням. При полном открытии регулирующего органа потери давления в нём обычно равны 4-6% от величины давления пара в камере регулируемого отбора p отб. При частичном открытии потеря давления может возрасти до 40-50% и более в зависимости от режима работы теплофикационной турбины.

Начальные параметры пара p 0 =13 МПа, t 0 =550 0 C, i 0 =3471,4 кДж/кг S 0 =6,6087 кДж/кг* 0 K, V 0 =0,027 м 3 /кг.

Учитывая потери давления от дросселирования острого пара в стопорных и регулирующих клапанах, давление пара на входе в турбину p 0’ =p 0 -Δp 0 и i 0’ =i 0 , что составляет p 0’ =12.48 МПа, остальные параметры: I 0’ =3471,4 кДж/кг, S 0’ =6,63 кДж/кг* 0 K, V 0’ =0.028 м 3 /кг.

Пар адиабатно расширяется в ЧВД турбины до параметров p 3 =1.47 МПа, при этом теплоперепад составляет Δi 3’ =597,6 кДж/кг. Учитывая потери в турбине (значение внутреннего относительного КПД η 0i ЧВД принимается согласно рис.2.1. ,)

0 *V 0 =750т/ч*0.027=20,25 м 3 /ч, 0’ /p 3 =12.48/1.47=8.49,

где G 0 =750 т/ч - расход свежего пара,

КПД составляет η 03 =0.88.

Таким образом сработанный теплоперепад пара составляет (учитывая, что давление на выходе из ЧВД остаётся постоянным)

Δi 03 = Δi 03’ *η 03 ,

Δi 03 =597.6*0.88=525.89 кДж/кг

Параметры пара:

1. I 3 =2945.51 кДж/кг;

2. S 3 =6.76 кДж/кг* 0 К;

3. Т 3 =270 0 С;

4. V 3 =0.163 м 3 /кг;

При переходе из ЧВД в ЧСД имеются потери давления в перепускных трубах p 3’’ =p 3 -Δp пер. , где 3 ’’ - точка, соответствующая параметрам пара на входе в ЧСД. Таким образом:

1. p 3’’ =0.985p 3 =0.985*1.47=1.448 МПа;

2. I 3’’ = I 3 =2945.51 кДж/кг;

S 3’’ =6.77 кДж/кг* 0 К;

Учитывая потери в турбине (значения КПД ЧСД и ЧНД принимаем согласно рис.2.4.).

Определяем

3’’ =G 0 -G пвд1 -G пвд2 -G пвд3 -G деаэратора -D пр;

Где G 0 =750 т/ч - расход свежего пара; пвд1 =33.9 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД1 (приложение 2 ); пвд2 =29.8 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД2 (приложение 2 ); пвд3 =14.6 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД3 (приложение 2 ); деаэратора =33 т/ч регенеративный отбор пара в деаэратор (приложение 2 ); пр =160 т/ч - промышленный отбор пара (исх. данные); 3’’ =750-33.9-29.8-14.6-33-160=478.7 т/ч; 3’’ *V 3’’ =478.7*0.165=79.98*10 3 м 3 /ч;

P 3’’ /p 6 ==18.1, тогда КПД составляет η 3’’6 =0.905.

Таким образом сработанный теплоперепад пара составляет

Δi 3’’6 =Δi 3’’6 *η 3’’6 ,

Δi 3’’6 =533,2 *0.913=482.55 кДж/кг.

Параметры пара:

1. I 6 =2462.96 кДж/кг;

2. S 6 =6.88 кДж/кг* 0 К;

V 6 =2.09 м 3 /кг;

При переходе из ЧСД в ЧНД имеются потери давления в перепускных трубах

6’’ =p 6 -Δp пер,

где 6’’ - точка, соответствующая параметрам пара на входе в ЧНД.

Таким образом, p 6’’ =0.079 МПа, i 6’’ =i 6 , V 6’’ =2.12 м 3 /кг, S 6’’ =6.89 кДж/кг* 0 К;

6’’ *V 6’’ =413*2.12=875.56*10 3 м 3 /ч, где 6’’ = G 0 -G пвд1 -G пвд2 -G пвд3 -G деаэратора -D пр -G пнд4 -G пнд5 -G пнд6 , где

G пвд4 =30 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД4 (приложение 2 ); пвд5 =28 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД5 (приложение 2 ); пвд6 =7.7 т/ч регенеративный отбор пара в ПВД6 (приложение 2 );

Определяем отношение давлений: p 6’’/ p k ==26.33, тогда η 6’’k =0.871 (согласно рис.2.4). Таким образом, сработанный теплоперепад пара составляет:

Δi 6’’k =0.871*458.9=399.7 кДж/кг.

Параметры пара:

1. I k =2063.26 кДж/кг;

2. S k =6.96 кДж/кг* 0 К;

V k =36.6 м 3 /кг;

Потери давления пара в паропроводе от места отбора в турбине до подогревателя принимаются в размере 6-9% от давления пара в отборе.

Давление в камерах нерегулируемых отборов турбины ПТ-135/165-130-15 принимается согласно заводским данным. Температура питательной воды после ПВД без охладителя перегрева пара принимается меньше температуры насыщения в подогревателе на 3-5 0 С. Для подогревателей низкого и среднего давления недогрев воды принимают равным 2-4 0 С.

Температуры дренажей ПВД принимается выше температур воды на входе на 5-10 0 С, температуры дренажей ПНД равны температурам насыщения греющего пара.

Все расчетные параметры пара и воды сведены в таблицу1.

4. 4. Таблица параметров пара на турбину

4. 5. Расчет сетевой установки

Сетевая подогревательная установка служит для нагрева сетевой воды, теплота которой в дальнейшем используется на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Подогревательная установка выполнена двухступенчатой, что определено наличием двух, последовательно включенных по сетевой воде основных сетевых подогревателей (рис. 5.1).

Рис. 5.1 Принципиальная схема сетевой подогревательной установки

Расход сетевой воды:

где Q от.мах =100 МВт - количество, отпускаемой с ТЭЦ теплоты;

Di с.в =i п -i 0 - разность энтальпий горячей воды, вернувшейся из теплосети и отдаваемой в сеть.

Температурный график в расчетном режиме t 0 =48 0 C t п =150 0 C, соответствующие им энтальпии i 0 =200.89 кДж/кг, i п =632,2 кДж/кг. с.в =;

от =Q от.мах *;

где Di сп =i сп2 -i 0 - повышение энтальпии сетевой воды теплофикационной установки турбины; сп2 =259.5 кДж/кг - энтальпия сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя верхней ступени; С р =4,19 кДж/кг* 0 С - теплоемкость воды. от =100* МВт;

п.в.к = Q от.мах - Q от= 100-13.71=86.29 МВт;

Температура сетевой воды после выхода из сетевого подогревателя верхней ступени:

с2 =t 0 +

Исходя из того, что максимум теплофикационной выработки энергоблоком достигается при равном подогреве сетевой воды по ступеням, температура сетевой воды после сетевого подогревателя нижней ступени:

Температура насыщения пара в верхнем и нижнем сетевых подогревателях:

н.в =t c2 +dt сп =62.11+4=66,11 0 С н.н =t c1 +dt сп =55.05+4=59.05 0 C

где dt сп =4 0 С - температурный недогрев сетевых подогревателей.

Давление пара в камера нижнего и верхнего сетевого отборов турбины, с учетом гидравлических потерь в паропроводах может быть оценено величиной:

т.в =1,08*p н.в =1,08*0,026=0,028 МПа; т.н =1,08* p н.н =1,08*0,019=0,02052 МПа

где p н.в =0,026 МПа; p н.н =0,019 МПа - давления, соответствующие температурам насыщения.

Расход пара на сетевой подогреватель нижней ступени

;

где Di сп1 =i сп1 -i 0 - повышение энтальпии сетевой воды в сетевом подогревателе нижней ступени; i сп1 =229,8 кДж/кг - энтальпия сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя нижней ступени; i 7 =2325.45 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД7; h то =0.98 - КПД теплообменников.

Расход пара на сетевой подогреватель верхней ступени:

;

где i 6 =2508.486 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД6

сп1 =G с.в. *(i сп1 -i 0)=231.85*(229.8-200.89)=0.67*10 4 кВт сп2 =G с.в. *(i сп2 -i сп1)= 231.85*(259,5-229,8)=0.69*10 4 кВт

Расчет сепараторов непрерывной продувки .

Производительность парогенератора

бр.пг =D m +D к.о.с.н,

где D к.о.с.н = a к.о.с.н *D m - расход пара на собственные нужды котельного отделения, a к.о.с.н =1,2% коэффициент пара на собственные нужды, D m - расход пара на турбину (пункт 6).

Таким образом бр.пг =156,84+0,012*156,84=158,72 кг/с.

Расход питательной воды составляет:

п.в = D бр.пг *(1+a пр),

где a пр =0,015 - коэффициент продувки парогенератора п.в =158,72*(1+0,015)=161,1 кг/с.

В целом потери на электростанции можно разделить на внутренние и внешние. Внутренние утечки пара условно относят к участку паропровода между котлом и турбиной. На энергоблоках до критического давления с барабанными котлами к внутренним потерям от утечек относят потери с непрерывной продувкой из барабанов котлов. Их величина принимается равной 0,5-3% при восполнении потерь химически очищенной водой. В некоторых случаях для теплофикационных энергоблоков с турбинами ПТ допускается увеличение доли непрерывной продувки до 5%.

Расход продувочной воды:

пр =a пр * D бр.пг =0,015*158,72=2,381 кг/с.

Выпар из первой ступени сепаратора:

;

где i пр =1560 кДж/кг - энтальпия воды в барабане парогенератора при давлении p б =13.72 МПа; сеп1 =666 кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из первой ступени сепаратора r1=2090 кДж/кг - теплота парообразования при давлении в деаэраторе p д =0,588 МПа.

Выпар из второй ступени сепаратора:

,

Количество воды сливаемой в техническую канализацию (t сл =60 0 С)

’’ пр = G пр -(D сеп1 +D сеп2)=2.381-(1.02+0.139)=1.222 кг/с.

Расход химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор (t х.о.в =30 0 С)

х.о.в =Gдоб

Gдоб= G’’ пр + G ут +D к.о.с.н,

где G ут =a ут *D m - величина внутристационарных потерь конденсата. Внутристационарные потери пара и конденсата не должны превышать при номинальной нагрузке 1,6% на ТЭЦ с производственно-отопительной нагрузкой a ут =0.013. х.о.в =1,222+0,013*156,84+0,012*156,84=5,143 кг/с.

Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки.

,

где i х.о.в =125,66 кДж/кг - энтальпия химически очищенной воды; i сл =251,09 кДж/кг - энтальпия воды, сливаемой в техническую канализацию.

Расчет регенеративной схемы.

Расход пара на ПВД1:

;

где i 1 =3159.26 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПВД1; i п2 =897,8 кДж/кг - энтальпия питательной воды на выходе из ПВД2 (на входе в ПВД1); i др1 =953,0 кДж/кг - энтальпия дренажа ПВД1; i пв =999,7 кДж/кг энтальпия питательной воды, при температуре питательной воды t пв =232 0 C.

Расход пара на ПВД2:

;

где i др2 =852,4 кДж/кг - энтальпия дренажа ПВД2; i 2 =3067.08 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПВД2; i п3 =794,2 кДж/кг энтальпия питательной воды на выходе из ПВД3.

Повышение энтальпии питательной воды питательным насосом:

;

где Dp пв =p н -p Деаэратора.

Принимаем давление питательной воды после питательного насоса p н =1,15 p пг, p н =15,789 МПа

По таблице свойств воды и водяного пара , учитывая, что температура в деаэраторе t д =165 0 С

н.ср =(p н +p Деаэратора)/2,

где p Деаэратора =0,69 МПа - давление в деаэраторе н.ср =(15,789+0,69)/2=8,239 МПа,

находим Dp пв =15,789-0,69=15,099 МПа;

Таким образом, энтальпия пара на входе в ПВД3

’ д = i п.Деаэратора +Di пв =697.3+20.83=718.13 кДж/кг

где i др3 =749,4 кДж/кг - энтальпия дренажа в ПВД3. В ПВД3 пар поступает из уплотнений в количестве D упл =1,33 кг/с с энтальпией i упл =3280 кДж/кг.

6. Определение расхода пара на турбину

энергоблок пар турбина деаэратор

Определение предварительного расхода пара на турбину.

Коэффициент недоиспользования мощности промышленного отбора:

;

где H i =i 0’ -i k , h пр =i 0’ -i 3 - использованные теплоперепады потока пара. i =3471.4-2063.26 =1408.14 кДж/кг. пр =3471.4-2945.51 =525.89 кДж/кг.

Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов:

;

где h от1 =i 0’ -i 7 (i 7= 2325.45 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД7 и СП1), h от2 =i 0’ -i 6 (i 6= 2508,486 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД6 и СП2), тогда: от1 =3471.4-2325,45=1145,95 кДж/кг от2 =3471.4-2508,486=962,914 кДж/кг

Оцениваем расход пара на турбину:

рег =1.19 - коэффициент регенерации, учитывающий увеличение расхода пара на турбину из-за влияния регенеративных отборов; э =140 МВт - электрическая мощность турбины; h эм =0.98 - электромеханический КПД генератора.

7. Составление теплового баланса

Материальный баланс деаэратора:

1 +D 2 +D 3 +D упл +D сеп1 +D д +D к.д =G п.в +G ут

Тепловой баланс деаэратора:

*h то +D кд *i п4 =(G п.в +G ут)*

*i п.Деаэратора;

где i’’ сеп1 =2775 кДж/кг - энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе первой ступени, энтальпия отборного пара в деаэратор i деаэратора =i 3

6+7,34+0,21+1,33+1,02+D д +D кд =161,1+2,04 д +D кд =145,64

(D д *2945,51+(7,6+7,34+0,21+1,33)*749,4+1,02*2775)*0,98+ D кд *614,9 = 113757,522 д *2886,6+D кд *614,9=98880,52

Решая систему, состоящей из уравнений теплового и материального баланса:

д +D кд =145,64 д *2886,6+D кд *614,9=98880,52

Получим: кд =141,54 кг/с - расход питательной воды и конденсата; д =4,1 кг/с - расход отборного пара на деаэратор;

Расход пара на ПНД4:

;

где i 4 =2777.97 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД4; i др4 =627,8 кДж/кг - энтальпия дренажа ПНД4, оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД4 значением i c4 =510 кДж/кг

Расход пара на ПНД5:

;

где i 5 =2660.65 кДж/кг - энтальпия отборного пара ПНД5; i др5 =525,0 кДж/кг - энтальпия дренажа ПНД5; i п5 =512,2 кДж/кг - энтальпия конденсата на выходе ПНД5; оцениваем энтальпию конденсата на входе ПНД5 значением i c5 =390 кДж/кг.

05838*D 5 =7,853 5 =7.42 кг/с.

Расход конденсата через ПНД5:

’ кд =D кд -D 4 -D 5 =141.54-7.05-7.42=127.07 кг/с;

Проверка принятого значения i c4:

Оценка расхода пара в конденсатор:

D k =D m -(D 1 +D 2 +D 3 +D упл +D д +D пр +D 4 +D 5 +D сп1 +D 6 +D сп2 +D 7 +D ку +D сп +D эж +D с.эж)

Где D ку =0,01106 кг/с - количество пара, поступающего из концевых уплотнений турбины в конденсатор; D сп =1,795 кг/с - количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотнений турбины; - количество пара, поступающего на основной D эж =1,795 кг/с сальниковый - D с.эж =0,654 кг/с. к =156,84-(7,6+7,34+0,21+1,33+4,1+44,4444+ 7,05+7,42+3,01+D 6 +6,21+ D 7 +0,01106+1,795+1,795+0,654) к =63,87-(D 6 +D 7) - этот поток пара определяет конденсатную мощность турбины.

Количество конденсата, проходящего через ПНД:

’ к =D к +D 7 +D кд +G доб +D сп +D эж +D с.эж

D’ к =63,87-D 6 -D 7 +D 7 +D ку +G доб +D сп +D эж +D с.эж =63,87+0,01106+5,143+ 1,795+1,795+0,654-D 6 .’ к =73,27-D 6 кг/с.

Расход пара на ПНД7:

Уравнение теплового баланса ПНД6:

*h то =(D’ k +D сп1)*(i п6 -i c6);

где i п6 =368,53 кДж/кг - энтальпия конденсата на выходе ПНД6; i’’ сеп2 =2687 кДж/кг - энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе второй ступени; оцениваем энтальпию конденсата на входе ПНД6 i c6 =240 кДж/кг.

*0.98=(73,27-D 6 +3,01)* (368.53-240);

07*D 6 =9488.45; 6 =4,35 кг/с;

Подставляя D 6 в ранее полученные выражения, получаем:’ k =68,92 кг/с; 7 =3,54 кг/с; к =55,98 кг/с;

Уточнение ранее принятого значения i c5 .

где i вк =419,06 кДж/кг - энтальпия возвращенного технологического пара, полагаем, что конденсат пара возвращается на ТЭЦ полностью; i др6 =381,15 кДж/кг - энтальпия дренажа ПНД6. D’’ k =D’ k (ПНД5).

Что практически совпадает с ранее принятым значением.

Уточнение ранее принятого значения i c6 .

что практически совпадает с ранее принятым значением.

Проверка баланса пара в турбине.

D 1 +D 2 +D 3 +D упл +D д +D пр +D 4 +D 5 +D сп1 +D 6 +D сп2 +D 7 +D ку +D сп +D эж +D k

Dm=7,6+7,34+0,21+1,33+4.1+44.444+7.05+7.42+3.01+4.35+6.21+ 3.54+0.01106+1.795+1.795+55,98 =156,18 кг/с.

Почти полное совпадение.

Проверка материального баланса деаэратора:

пв +G ут =D кд +D сеп1 +D упл +D д +D 1 +D 2 +D 3

161,1+2,04=141,54+1,02+1,33+4,1+7,6+7,34+0,21

14=163,14 кг/с - имеется полное совпадение.

Внутренняя мощность турбины:

i =SD i *Di i ; т.е. i =D1*(i’ 0 -i 1)+D 2 *(i’ 0 -i 2)+(D 1 +D пр +D д)*(i’ 0 -i 3)+D 4 *(i’ 0 -i 4)+D 5 *(i’ 0 -i 5)+ (D 6 +Dсп2)*(i’ 0 -i 6)+(D 7 +D сп1)*(i’ 0 -i 7)+D k *(i’ 0 -i k)=1.427*10 5 ;

Электрическая мощность турбогенератора:

’ э =N i *h э =1,427*10 5 *0,98=1,398*10 5 =139,8 МВт;

Небаланс мощности:

DN э =N э -N’ э *10 -3 =140-139,8=0,2.

Уточнение расхода пара на турбину:

Тогда уточненный расход пара

D’ m =D m +DD m =156.84+0,172=157.012 кг/с.

Уточнение коэффициента регенерации:

Далее, если отклонение мощности от принятой для расчета схемы превышает заданную точность (>2%) производят перерасчет схемы на уточненный расход, при этом все расчетные формулы для определения отдельных потоков пара не изменяют.

8. Определение технико-экономических показателей работы энергоблока

Общий расход теплоты на турбоустановку:

т.у =*10 -3

Где G т.у =G 0 +D упл - расход пара турбогенераторной установки, включая расход на турбину и уплотнения. G т.у =208.33 кг/с+1,33 кг/с=209,663 кг/с i сп1 =2325,45 кДж/кг и i сп2 =2508,486 кДж/кг - энтальпии отборного пара в нижнюю и верхнюю ступень сетевых подогревателей соответственно i х.о.в. =125,66 кДж/кг; i пв =999,7 кДж/кг т.у =*10 -3 =512,29 кДж/кг.

Расход теплоты на производство электрической энергии:

э =Q т.у -Q от.мах -Q пр;

где Q пр =50 МВт- теплота, отпущенная с паром производственного отбора, учитывая, что конденсат пара полностью возвращается на ТЭЦ. от.мах =100 МВт; э =512,29-100-50=362,29 МВт;

КПД брутто теплофикационной установки по производству электроэнергии

КПД нетто турбоустановки по производству электроэнергии, учитывающий расход электроэнергии на собственные нужды:

h н.т.у.э. =h бр.т.у.э. *(1-b сп),

где b сп =0,03 - доля от выработанной энергии, потребленной на собственные нужды.

h н.т.у.э. =0,386*(1-0,03)=0,374

КПД брутто энергоблока по производству электроэнергии:

h бр.бл.э. =h бр.т.у.э *h тп. *h ка. ,

где h тп. - КПД теплового потока h тп. =0,985

h ка =0,927 - расчетный КПД брутто котлоагрегата

h бр.бл.э. =0,386*0,985*0,927=0,352

КПД нетто энергоблока по производству электроэнергии

h н.бл.э. =h н.т.у.э. *h тп *h ка =0,374*0,985*0,927=0,341

Удельный расход условного топлива на электроэнергию, отпущенную от энергоблока:

КПД брутто энергоблока по производству теплоты:

h бр.бл.т. =h п. *h тп *h ка,

где h п. =0,985 - коэффициент, учитывающий потери теплоты турбоустановкой при отпуске тепловой энергии внешним потребителям (в сетевых подогревателях, паропроводах пара производственного отбора и т.п.).

h бр.бл.т. =0,927*0,985*0,985=0,899

Удельный расход условного топлива энергоблоком для производства теплоты внешним потребителям:

Расчетный напор питательного насоса должен превышать давление пара перед турбиной p 0 на величину гидравлических потерь в тракте и гидравлического напора, обусловленного разностью уровней в барабане котла и оси насоса. Приближенно можно считать:

п.н. =1,35*(р 0)=1,35*13=17,55 МПа.

Для предупреждения кавитации и обеспечения надежной работы питательных насосов в некоторых случаях устанавливают предвключенные низкооборотные бустерные насосы, которые менее склонны к кавитации.

По приложению 6 , принимаем питательный насос ПЭ-580-185/200 с параметрами:

1. Производительность: 580 м 3 ;

2. Давление нагнетания: 18,15/19,62 МПа;

Скорость вращения: 2985 об/мин;

Номинальная мощность электродвигателя: 5000 кВт.

2. Конденсатные насосы.

Расчетная производительность конденсатных насосов определяется с запасом 10-20% к максимальному расходу пара в конденсатор, отсюда:

к.н. =D к *1,15, G к.н. = 55,98*1,15=64,377 кг/с.

На турбоустановках с мощностью более 50 МВт устанавливают три насоса, каждый из которых обеспечивает 50% производительность по условиям летнего периода с учетом ухудшения вакуума и увеличением расхода пара в конденсаторы турбин.

По приложению 7 , выбираем конденсатный насос КсВ-320-160, с характеристиками:

1. Подача - 0,0898 м 3 /с;

2. Напор - 160 м;

Допустимый кавитационный запас - 1,6 мм. вод. Ст.;

Частота вращения - 25 с -1 ;

Мощность - 168 кВт;

Температура конденсата - 134 0 С.

3. Деаэраторы повышенного давления.

Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу. На каждый блок по возможности устанавливается один деаэратор. Исходя из этого согласно приложению 8 , выбираем два деаэратора (D кд =141,54кг/с) ДСП-800, с параметрами:

1. Производительность - 800 т/ч;

2. Рабочее давление(абсолютное), - 0,69 МПа;

Температура - 165 0 С;

Наружный диаметр - 2432 мм;

Высота - 4000 мм;

Масса - 8200 кг;

Охладители выпара:

1. Поверхность охлаждения - 18 м 2 ;

2. Диаметр корпуса - 900 мм;

3. Длина или высота - 3100 мм.

Емкость аккумуляторного бака деаэратора выбирается исходя из запаса питательной воды, который должен обеспечивать работу теплофикационного энергоблока с отопительными и промышленными отборами пара длительностью не менее 7 мин.

Согласно приложению 9 , выбираем деаэрационные баки, с параметрами:

· Емкость, м 3 120 (для одной колонки ДСП-800);

· Рабочее давление, МПа 0.6;

· Наружный диаметр, мм. 3440;

· Длина, мм. 17625;

· Масса, кг 30515.

4. Сетевые подогреватели.

Производительность подогревателей сетевой воды для теплофикационных энергоблоков выбирается по величине тепловой нагрузки, исходя из величины тепловой по уравнению теплопередачи определяется необходимая поверхность теплообмена сетевого подогревателя.

; и ;

где к=3,5 кВт/м 2 - коэффициент теплопередачи в сетевых подогревателях, для усредненного режима работы:

;

функция, описывающая среднюю логарифмическую разность температур

Dt сп 1 =t c1 -t 0 , Dt сп 2 =t c2 -t 0

; ;

;.

Согласно приложению 10 , выбираем 2 подогревателя сетевой воды ПСВ-315-3-23, с параметрами:

· Поверхность нагрева - 315 м 2 ;

· Расход воды (пара) - 750 (69) т/ч;

· Число ходов воды - 2;

· Вес подогревателя (без воды) - 11,646 кг;

· Рабочее давление пара (воды) - 0,39 (2,35) МПа;

· Рабочая температура пара (воды) - 400 (70\120) 0 С.

10. Выводы

Для расчета тепловой схемы энергоблока использовался метод последовательных приближений, основанный на предварительной оценке расхода пара на турбину, с последующим его уточнением. Весь расчет можно разбить на несколько этапов:

Построение процесса расширения пара в проточной части турбины для определения параметров пара в отборах.

Определение предварительного расхода пара на турбину.

Составление уравнений тепловых и материальных балансов для основных узлов схемы. Проверка материальных балансов пара в турбине, деаэраторе и расхода пара в конденсатор.

Определение тепловой и электрической мощности, развиваемой турбогенератором. Определение небаланса мощности, уточненного расхода пара на турбину и коэффициента регенерации. Полученное значение небаланса 1.7% является приемлемым, для режима отличающегося от номинального. Для более точного определения мощности проводят перерасчет схемы по уточненным значениям расхода пара и коэффициента регенерации.

Определение показателей тепловой экономичности. Полученные значения являются приемлемыми.

11. Литература

1. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / Баженов М.И., Богородский А.С., Сазанов Б.В., Юренев В.Н.; под ред. Соколова Е.Я. -2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1979. - 296 с., ил.

Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980. - 424с., ил.

Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и. доп. - М.: Энергия, 1976. -447 с.

Буров А.Л., Кащеев В.П. Методические указания по выполнению расчетных работ по дисциплине «Теплотехнические процессы и установки» и «Тепловые электрические станции» для студентов электроэнергетических специальностей, Мн.: БНТУ, 2003.

Стреман Л.С., Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов. 2-е изд. - М.: Энергоиздат, 1982. - 456 с.

Главная » Вирусы » Конструкция турбины пт 135 165 130. Приложение