Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
ист
43
Э-492.140104.2012.050.26 ПЗ
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………...7
1 ВЫБОР ТИПА ТУРБИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМЫХ НАГРУЗОК..…………………………………………………………………….11
1.1 Выбор турбины…………………………………………………………11
1.2 Определение отопительных нагрузок………………………………..11
1.3 Описание, характеристики и комплект турбоустановки………….....11
2 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА…….……………………….15
3 ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА НА H-S ДИАГРАММЕ…………………………………………………………….……..17
4 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС………………………….…………....20
4.1 Расчет вспомогательных элементов………………………………....20
4.1.2 Расчет установки сетевого подогрева воды………………….20
4.1.3 Расчет турбопривода питательного насоса…………………22
4.2 Расчет регенеративной установки высокого давления…………….23
4.3 Расчет деаэратора питательной воды………………………………24
4.4 Расчет регенеративной установки низкого давления…………..…25
4.5 Сводная таблица теплового расчета …………………..…………..…28
5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВКИ…………………………………………………………..30
5.1 Расчет показателей тепловой экономичности……………………….30
5.2 Надежность и долговечность турбоустановки…………………...….31
5.3 Экономичность турбоустановки…………………………………….32
6 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС……………………………………………………………………...……….34
6.2 Выбор сетевых и регенеративных подогревателей……………….35
6.3 Выбор деаэраторов………………………………………………….35
6.4 Выбор насосов……………………………………………………….36
6.4.1 Питательные насосы…………………………………………..36
6.4.2 Конденсатные насосы…………………………………………37
6.4.3 Сетевые насосы…………………………………………………37
6.4.4 Циркуляционные насоы……………………………………….38
6.5 Выбор конденсаторов………………………………………………..38
7 ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ ВОПРОС. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ ТЭС. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ…………………………………………………………………...40
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………...………………….……………………………………43
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………………..44
ПРИЛОЖЕНИЯ
1 Графическая часть на 1 листе ф. А1
2 Спецификации на 2 листах, ф. А4
ВВЕДЕНИЕ
Производство электроэнергии в нашей стране в частности осуществляется на тепловых электрических станциях – крупных промышленных предприятиях, на которых тепловая энергия органического топлива посредством котла, турбины и генератора преобразуется в электрический ток.
На тепловых электростанциях вырабатывается около 76% электроэнергии, производимой на нашей планете. Это обусловлено наличием органического топлива почти во всех районах нашей планеты; возможностью транспорта органического топлива с места добычи на электростанцию, размещаемую близ потребителей энергии; техническим прогрессом на тепловых электростанциях, обеспечивающим сооружение ТЭС большой мощностью; возможностью использования отработавшего тепла рабочего тела и отпуска потребителям, кроме электрической, также и тепловой энергии (с паром или горячей водой) и т.п.
По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции. В нашей работе рассматривается паротурбинная установка (ПТУ).
ПТУ, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями. ПТУ оснащённые теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).
Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок – энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.
По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления, сверхкритического давления (СКД) и суперсверхкритических параметров (ССКП).
Критическое давление – это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД – 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам вполняется с промежуточным перегревом и по блочной схеме. К суперсверхкритическим параметрам условно относят давление более 24 МПа (вплоть до 35 МПа) и температуру более 5600С (вплоть до 6200С), использование которых требует новых материалов и новых конструкций оборудования. Часто ТЭС или ТЭЦ на разный уровень параметров строят в несколько этапов – очередями, параметры которых повышаются с вводом каждой новой очереди.
При расчете ТЭС рассматриваются принципиальная и развернутая тепловые схемы ТЭС (ПТС и РТС).
ПТС ТЭС определят основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на ТЭС. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее состав пароводяного тракта ТЭС. Назначение: ПТС предназначена для выполнения тепловых расчётов при проектировании, модернизации оборудования станции. Состав ПТС: основное теплоэнергетическое оборудование: котлы, турбины; вспомогательное оборудование: ПВД, ПНД, деаэраторы, конденсаторы, питательные насосы, конденсатные насосы, мазутные подогреватели, калориферы, охладители пара и дренажа; связи между оборудованием.
РТС – это такая схема, на которой указано всё оборудование (основное, вспомогательное, резервное) и все трубопроводы вместе с арматурой.
На схеме кроме основного технологического процесса представлены пусковые, резервные, аварийные схемы. РТС отражает все возможные пути движения теплоносителя и все возможные режимы работы оборудования. РТС позволяет оценить надёжность выполнения основного технологического процесса, экономичность прокладки системы трубопроводов, возможные режимы включения и выключения оборудования при изменении нагрузки и остановке оборудования, служит основой для компоновки главного корпуса ТЭС.
РТС составляется на основе выполненного выбора оборудования и показывает тип и число агрегатов ТЭС, способы соединения оборудования трубопроводами, тип и расстановку арматуры. В спецификации РТС указывается тип, число, основные характеристики оборудования. Для каждой очереди или секции разрабатывается своя РТС, но могут указываться и общие для ТЭС трубопроводы пара, химочищенной воды и др. При блочной компоновке оборудования РТС даётся для одного блока (при одинаковых блоках), а при различных блоках – для каждого типа блока. В этом случае схема должна включать общестанционные вспомогательные линии.
Элементы РТС
РТС делится на три крупных части:
На РТС представляют (указывают) следующее оборудование и трубопроводы:
1) турбины с электрогенераторами и конденсаторами;
2) парогенераторы. Для прямоточных парогенераторов указывается включение экономайзеров, испарительных и пароперегревательных поверхностей, встроенных сепараторов, насосов рециркуляции, арматуры и т.д;
З) теплообменные аппараты – регенеративные и сетевые подогреватели, испарители, паропреобразователи, деаэраторы с баками, вспомогательные подогреватели, охладители пара, масло- и газоохладители и другие теплообменники;
4) насосы – питательные, конденсатные, сетевых подогревателей, бустерные, дренажные, испарителей, паропреобразователей;
5) вспомогательные приводные турбины;
6) пиковые водогрейные котлы;
7) баки чистого и загрязнённого конденсата, добавочной обессоленной воды, дренажные, сливные;
8) установки химического обессоливания;
9) трубопроводы свежего пара и промежуточного перегрева пара, питательные, конденсатные, регенерации, собственных нужд, дренажные, добавочной воды, циркуляционные. Для ТЭЦ, кроме того, указывают трубопроводы подачи пара на сетевые подогреватели, обратного конденсата, прямой и обратной сетевой воды;
10) пусковые устройства: БРОУ, РОУ, сепараторы, растопочные расширители, насосы рециркуляции и соответствующую арматуру;
11) арматуру – запорную, регулирующую, защитную, дросселирующую, обводную и др.
1 ВЫБОР ТИПА ТУРБИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМЫХ НАГРУЗОК
1.1 Выбор типа турбины
По условию NТЭСуст=2400 МВт и QТЭСотоп=40 МВт. Так как электрическая нагрузка N много больше нагрузки на отопление Q то выбираем тип турбины – конденсационная (К). Исходя из величины нагрузки ТЭС выбираем 3 турбины марки К-800-240-5.
1.2 Определение отопительных нагрузок
Вычислим нагрузку отопления на одну турбоустановку:
(1.1)
1.3 Описание, характеристики и комплект турбоустановки
Тепловая схема энергоблока. Энергоблок 800 МВт состоит из прямоточного котла П-67 ЗиО производительностью 2650 • 103 кг/ч, предназначенного для работы на буром угле Березовского месторождения КАТЭюК, и одновальной конденсационной турбоустановки ЛМЗ К-800-240-5 сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промежуточным перегревом пара.
Турбина имеет пять цилиндров. Свежий пар с параметрами 23,5 МПа, 540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении P= =3,8 МПа и температуре примерно 290°С.
После промежуточного перегрева пар (3,34 МПа, 540°С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится в три двухпоточных цилиндра низкого давления. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет рк,ср = 3,6 кПа (pK1=3,2 кПа, рК2=4 кПа). Номинальная расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока принята 800 МВт.
Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два— из ЦВД, четыре —из ЦСД и два — из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в охладителях уплотнений ОУ2 и ОУ1, в двух смешивающих (П8 и П7) и двух поверхностных (П6 и П5) ПНД, После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД. Пароохладитель ПВДЗ включен по схеме Виолен. Все ПВД и ПНД (поверхностного типа) имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара.
Применение смешивающих ПНД вертикальной конструкции потребовало установки трех ступеней конденсатных насосов.
Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора и включающий редуктор для понижения частоты вращения бустерного насоса. Конденсат турбопривода конденсатным насосом направляется в основной конденсатор.
Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, а дренажи ПНД5 и ПНД6 —в смеситель после ПНД7; дренажи ОУ1 и 0У2 поступают в основной конденсатор.
Греющий пар для двухступенчатой сетевой установки отбирается из пятого и шестого отборов турбины. Конденсат этого пара каскадно сливается в охладитель дренажей ОДБ, а затем в конденсатор.
Установка предварительного подогрева котельного воздуха состоит из энергетических калориферов, установленных за дутьевыми вентиляторами котла. Греющий пар отбирается из пятого отбора, а его конденсат направляется в специальный расширитель дренажа. Потери пара и воды энергоблока аут=0,015 условно отнесены к потокам отборного пара и восполняются обессоленной добавочной водой из химической водоочистки, подаваемой в основной конденсатор турбины с температурой 40 °С
Принята следующая схема использования протечек из главной турбины и питательной установки энергоблока: из стопорных и регулирующих клапанов ЦВД протечки направляются частично в «горячую» нитку промежуточного перегрева, частично в деаэратор; из стопорных и регулирующих клапанов ЦСД протечки поступают в деаэратор; из концевых уплотнений стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД протечки отсасываются в охладитель уплотнений ОУ2.
Протечки первых камер уплотнений ЦВД поступают в деаэратор из вторых камер ЦВД в охладитель уплотнений к концевым уплотнениям ЦВД, ЦСД и трех ЦНД подводится пар из деаэратора питательной воды из концевых уплотнений всех цилиндров пар отсасывается паровым эжектором в охладитель уплотнений. На концевые уплотнения приводной турбины питательного насоса также подают пар из деаэратора, а отсос пара из этих уплотнений поступает в охладитель уплотнений приводной турбины. Протечки воды из первых камер питательного насоса направляются в деаэратор, из концевых камер этого насоса в ПНД7. За конденсатным насосом третьей ступени КНIII отбирают часть основного конденсата на концевые уплотнения питательного насоса.
Под тремя ЦНД турбины установлен продольный (аксиальный) конденсатор с перегородкой по пару, позволяющей осуществлять двухступенчатую конденсацию пара, вследствие чего имеют место разные конечные давления пара. Ступенчатая конденсация пара позволяет получить более глубокий вакуум при исходной температуре охлаждающей воды. Конденсат пара переливается из первой секции конденсатора во вторую, а затем поступает к конденсатному насосу первой ступени. Воздух из конденсаторов главной и приводной турбин отсасывается водяными эжекторами.
Таблица 1.1 – Характеристики турбоустановки К-800-240-5
|
Величина |
Обозначение |
Размерность |
Значение |
|
Номинальная мощность |
Nэ ном |
МВт |
800 |
|
Давление свежего пара |
Рo |
МПа |
23,5 |
|
Температура свежего пара |
t0 |
°С |
540 |
|
Давление после ПП |
Рпп |
МПа |
3,34 |
|
Температура после ПП |
tпп |
°С |
540 |
|
Число регенеративных отборов пара |
z |
- |
8 |
|
Давление отработавшего пара |
Рк |
ата |
3,6 |
|
Температура питательной воды |
tп.в |
°С |
270 |
|
Номинальная температура охлаждающей воды |
tохл |
°С |
12 |
|
Расход свежего пара при номинальной нагрузке |
кг/с |
670 |
|
|
Удельный расход пара при номинальной нагрузке |
3,05 |
||
|
Удельный расход тепла при номинальной нагрузке |
24 |
||
|
Максимальный расход пара: ЧВД ЧНД |
т/ч т/ч |
405 298 |
|
|
Число цилиндров |
zцил |
- |
5 |
|
Формула проточной части |
- |
- |
1Р+11 2х9 2х5 |
Таблица 1.2 – Отборы пара из турбины
|
Отбор пара на подогреватель или деаэратор |
Греющий пар |
|
|
Давление МПа |
Температура С0 |
|
|
1-ий отбор (ПВД №1) |
6,1 |
346 |
|
2-ой отбор (ПВД №2) |
3,8 |
284 |
|
3-ий отбор (ПВД №3 и ТП) |
2 |
469 |
|
4-ый отбор (деаэратор) |
1,02 |
379 |
|
5-ый отбор (ПНД №5) |
0,505 |
300 |
|
6-ый отбор (ПНД №6 и ВСП) |
0,213 |
204 |
|
7-ый отбор (ПНД №7 и НСП) |
0,0663 |
114 |
|
8-ый отбор (ПНД №8) |
0,0186 |
Х=97,7 |
2 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС
Рисунок 1.1 – Принципиальная схема блока ТЭС с турбиной К-800-240-5
На рисунке 1: ПК – паровой котел; ПВД – подогреватель высокого давления; ПНД – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор; БН – бустерный насос; ПН – питательный насос; КН – конденсатный насос; СН – сетевой насос; КНТП – конденсатный насос турбопривода; ПВК – пиковый водогрейный котел; ВСП и НСП – подогреватели сетевой воды высокого и низкого давлений; 1 – ЦВД – цилиндр высокого давления; 2 – ЦСД – цилиндр среднего давления; 3 – ЦНД1 – цилиндр низкого давления №1; 4 – ЦНД2 – цилиндр низкого давления №2; 5 – ЦНД3 – цилиндр низкого давления №3; 6 – основной конденсатор; 7 – электрический генератор; 8 – подвод свежего пара; 9 – подвод пара после промежуточного перегрева; 10 – пар в ЦНД; 11 – турбопривод питательного насоса; 12 – конденсатор турбопривода; 13 – подвод охлаждающей воды в конденсаторы; 14 – перекачивающий насос; 15 – подвод питательной воды в котел; 16 – отвод пара на сетевой подогреватель высокого давления (ВСП); 17 – отвод пара на сетевой подогреватель низкого давления (НСП); 18 – пароперегреватель; 19 – промежуточный перегрев пара.
Тепловая схема установки этой турбины приведена на рисунке 1. В установке принято восемь отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды: в четырех подогревателях низкого давления, деаэраторе и трех подогревателях высокого давления. Питательные насосы развивают давление pпн=32 МПа, приводятся в действие конденсационными турбинами, мощность турбопривода Nтп=32 МВт. Турбину предполагается выполнить с одним валопроводом и состоящей из пяти корпусов: однопоточного ЦВД с петлевым потоком пара, двухпоточного ЦСД и трех двухпоточных ЦНД.
3 ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА
По h-S диаграмме и таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара находим параметры пара, конденсата и воды в характерных точках схемы. Полученные данные занесем в таблицу 3.
Таблица 3.1 – Сводная таблица значений параметров пара, конденсата и воды
|
№ |
Адрес отбора |
Пар в отборах турбины |
Конденсат после подогревателей |
Обогреваемая вода |
|||||
|
Р, МПа |
t, 0С |
i, кДж/кг |
Р, МПа |
t, 0С |
h’, кДж/кг |
tв, 0С |
hв, кДж/кг |
||
|
0 |
Перед Р.С. |
22,8 |
537 |
3323 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
1 |
ПВД 1 |
6,1 |
346 |
3025 |
5,7 |
272 |
1196,8 |
270 |
1131,3 |
|
2 |
ПВД 2 |
3,8 |
284 |
2924 |
3,7 |
245,7 |
1065,3 |
243 |
1018,17 |
|
2’ |
После ПП |
3,34 |
540 |
3543 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
3 |
ПВД 3 |
2,00 |
469 |
3400 |
1,9 |
209,8 |
896,8 |
206 |
858,95 |
|
4 |
Деаэратор |
1,02 |
379 |
3220 |
0,7 |
165 |
697 |
165 |
691,35 |
|
5 |
ПНД 5 |
0,505 |
300 |
3064 |
0,476 |
150 |
632,2 |
148 |
622,5 |
|
6 |
ПНД 6 |
0,213 |
204 |
2880 |
0,199 |
120 |
503,7 |
117 |
490,23 |
|
7 |
ПНД 7 |
0,0663 |
114 |
2710 |
0,062 |
86,5 |
363,1 |
87 |
364,53 |
|
8 |
ПНД 8 |
0,0186 |
Х=0,98 |
2554 |
0,0172 |
56,8 |
237,2 |
57 |
238,83 |
|
К |
конденсатор |
0,0036 |
Х=0,94 |
2405 |
- |
- |
- |
27 |
113,13 |
- давление пара за подогревателем, МПа.
tв=tн - θ - температура воды за подогревателем, 0С
- энтальпия пара в соответствующем регенеративном отборе, кДж/кг
-температура насыщения при данном давлении в соответствующем подогревателе, 0С
-энтальпия пара после соответствующего подогревателя, кДж/кг
θ- недогрев воды до температуры насыщения, 0С
- энтальпия воды за соответствующем подогревателе, кДж/кг
h,
кДж/кг
Pпп=33,4
iПП=3543
t0=tПП=540
P0’=228
P0=235
t0=540
i0=3323
t0’=537
P3=20
i3=3400
t3=469
P4=10,2
P1=61
i4=3220
t4=379
i1=3025
t1=346
t2=tХПП=284
i2=iХПП=2924
P2=PХПП=38
P5=5,05
i5=3064
t5=300
P6=2,13
i6=2880
t6=204
P7=0,663
i7=2710
t7=114
P8=0,186
i8=2554
Давление – бар
Температура – °С
Энтальпия – кДж/кг
iК=2405
PК=0,036
S
Рисунок 3.1 – Процесс расширения пара в турбоустановке на h-s диаграмме
Вычислим используемый теплоперепад турбины по формуле:
(3.1)
4 РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС
Задачей расчёта тепловой схемы является уточнение предварительного расхода пара на турбину, определение расходов пара и воды во всех элементах установки и нахождение показателей тепловой экономичности ПТУ.
4.1 Расчёт вспомогательных элементов схемы
В данной главе мы проведем тепловой расчет вспомогательных элементов рассматриваемой схемы, а именно системы сетевого подогрева воды и установку с турбоприводом питательного насоса.
4.1.1 Расчет установки сетевого подогрева воды
Рисунок 4.1 – Система сетевого подогрева воды на отопление
Известно что отопительная мощность на 1-ну турбоустановку Q1турб.уст отоп=13 МВт и температурный график tпр.св/tобр.св=125/55 ºС. Определим расход пара на сетевой подогрев Dсп.
Вычислим расход обогреваемой воды Gсв:
(4.1)
Принимаем температуру между сетевыми подогревателями tмд 80 °С. Составим уравнение теплового баланса:
Для ВСП:
(4.2)
(4.3)
где ηп – КПД подогревателя.
Для НСП:
(4.4)
Вычислим предварительные доли расхода пара на подогреватели сетевой воды ВСП и НСП:
(4.5)
(4.6)
Где:
(4.7)
4.1.2 Расчёт турбопривода питательного насоса
Для привода питательных насосов применяют турбины конденсационного типа или с противодавлением. Конденсационные приводные турбины имеют обычно свой конденсатор, эжекторную установку, конденсатные насосы и т.д.
Рисунок 4.2 – Установка турбопривода питательного насоса
Вычислим изменение энтальпии питательной воды в результате действия ПН по формуле:
(4.8)
где pпн=32,МПа; pвс=2,МПа; vср=0,0011,м3/кг; ηпнoi=0,86;
Определим энтальпию питательной воды после ПН:
(4.9)
Теперь определим долю расхода пара на турбопривод ПН:
(4.10)
где ηтпoi=0,79; ηмтп=0,974; Hiтп=i3-iк; αпв=αт+αут+αупл+αэж+αпр+αсобс.нужд; αт – расход пара на турбину, αт =1; αут – потери пара с утечками, αут=0,007; αупл– потери пара в уплотнениях, αупл=0,008; αэж – потери пара в эжекторе, αэж=0,006; αпр – количество питательной воды на продувку, αпр=0,04; αсобс.нужд=0,004.
Тогда:
αпв=1+0,007+0,008+0,006+0,04+0,004=1,065,
4.2 Расчёт регенеративной установки высокого давления
αпв, hв1
ПВД1
α1, i1
α1, h1’ ПВД2 hв2
α2, i2
(α1+α2), h2' ПВД3 hв3
α3, i3
αдр, h3’
αпв, hвпн
Рисунок 4.3 – Баланс потоков ПВД
Составим уравнение теплового баланса для ПВД-1:
(4.11)
(4.12)
Составим уравнение теплового баланса для ПВД-2:
(4.13)
(4.14)
Составим уравнение теплового баланса для ПВД-3:
(4.15)
(4.16)
Тогда суммарная доля дренажей из системы регенерации высокого давления составит:
ΣαПВДдр=α1 +α2 +α3 (4.17)
ΣαПВДдр=0,0694+0,0911+0,04706 =0,2076
4.3 Расчёт деаэратора питательной воды
Деаэратор питательной воды – элемент тепловой схемы, обеспечивающий удаление из воды агрессивных газов, ее подогрев, выполняющий функции демпфирующей емкости и надежной подачи питательной воды к питательной установке энергоблока.
При расчёте деаэратора составляю уравнения материального и теплового балансов (4.18 и 4.19), из которых определяют расход греющего пара и конденсата в деаэратор.
(4.18)
(4.19)
где кДж/кг – энтальпия химочищеной воды; =0,02 – относительный расход химочищеной воды.
αхов, hхов αкд, hв5
αдрПВД, h3’
αд, iд
αпв, hвд
Рисунок 4.4 – Схема к расчету деаэратора
(4.20)
(4.21)
(4.22)
4.4 Расчёт регенеративной установки низкого давления
α8, i8
α7, i7
α6, i6
α5, i5
ПНД8
ПНД7
ПНД6
ПНД5
hсм
hв8
hв7
hв6
hвк
КН
αкд, hв5
α5,h'5
(α5 +α6),h'6
α8, h'8
ДН
αВСП+αНСП,h'5
Рисунок 4.5 – Баланс потоков ПНД
Составим уравнение теплового баланса для ПНД – 5:
α5∙(i5 – h'5)∙ηп = αкд∙( hв5 – hв6), (4.23)
(4.24)
Составим уравнение теплового баланса для ПНД – 6:
α6∙(i6 – h'6) ∙ηп +α5∙(h'5 – h'6 ) ∙ηп = αкд∙(hв6 – hсм), (4.25)
где hсм – энтальпия смеси конденсата перед ПНД6.
Определим энтальпию смеси конденсата перед ПНД6 с помощью уравнения теплового баланса в точке смешивания:
αкд ∙hсм= (αвсп+αнсп)∙h'7 + α7∙h’7+αкд·hв7 – α5·hв7 – α7hв7 , (4.26)
(4.26)
(4.27)
Составим уравнение теплового баланса для ПНД – 7:
(4.28)
(4.29)
Составим уравнение теплового баланса для ПНД – 8:
(4.30)
где:
(4.31)
где αк – расход пара на основной конденсатор, рассчитывается следующим образом:
(4.32)
(4.33)
4.5 Сводная таблица теплового расчета
Относительный расход пара на конденсатор определим по следующей формуле:
αк=1-∑ αi, (4.34)
αк=1-0,47685=0,523.
Расход пара на отборы будем вычислять по формуле (4.35). Полученные данные занесем в таблицу 4.
Di =αi∙Dтр . (4.35)
Коэффициент недовыработки:
уi=( iотб- iк) ∕ (iо- iк). (4.36)
Теплоперепад, который отработал пар до отбора (перед промперегревом):
ωi = iо- iотб . (4.37)
Теплоперепад, который отработал пар до отбора (после промперегрева):
ωi = iо – iотб + Δiпп. (4.38)
Результаты вычислений сводим в таблицу 4.
Расчётный расход пара на турбину:
Dт= (4.39)
Мощность, которую выработал пар до его отбора:
W i = ωi ∙ Di ∙ ηэм
Результаты вычислений сводим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Сводная таблица теплового расчета блока ТЭС
|
Адрес |
кДж/кг |
Di кг/с |
Wi МВт |
|||
|
ПВД 1 |
0,0694 |
0,6754 |
0,0469 |
298 |
51,032 |
15,147 |
|
ПВД 2 |
0,0911 |
0,56536 |
0,0515 |
399 |
66,99 |
25,622 |
|
ПВД 3 |
0,04706 |
0,87434 |
0,04115 |
542 |
34,605 |
18,681 |
|
ТП |
0,0534 |
0,87434 |
0,04669 |
542 |
39,267 |
21,198 |
|
Д |
0,01 |
0,71617 |
0,00716 |
722 |
7,353 |
5,288 |
|
ПНД 5 |
0,04735 |
0,579 |
0,0274 |
878 |
34,818 |
30,448 |
|
ПНД 6 |
0,0711 |
0,4174 |
0,0297 |
1062 |
52,282 |
55,3 |
|
ВСП |
0,0069 |
0,4174 |
0,00288 |
1062 |
5,074 |
5,39 |
|
ПНД 7 |
0,04095 |
0,268 |
0,011 |
1232 |
30,112 |
35,95 |
|
НСП |
0,0065 |
0,268 |
0,00174 |
1232 |
4,78 |
5,889 |
|
ПНД 8 |
0,0328 |
0,13093 |
0,0043 |
1388 |
24,119 |
32,343 |
|
К |
0,523 |
0 |
0 |
1537 |
384,578 |
569,732 |
|
сумма |
1 |
0,27042 |
735,33 |
811 |
Вычислим погрешность в расчете:
(4.40)
Т.к. ∆ < 1,5% , => расчет будем считать оконченным.
5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВКИ
Качество основного и вспомогательного оборудования определяется степенью соответствия конструкции, схемы, режимных характеристик важнейшим требованиям, предъявляемым энергосистемой и обусловленным стремлением повысить эффективность преобразования энергии пара в мощность на валу турбины.
5.1 Расчет показателей тепловой экономичности
Расчет производим для одной турбоустановки.
1) Полный расход теплоты на турбину:
(5.1)
где Dпп – количество пара, направленного на промперегрев:
(5.2)
2) Расход тепла на производство электроэнергии:
(5.3)
3) Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергиии:
(5.4)
4) Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
(5.5)
5) Коэффициент полезного действия ТЭС по производству электроэнергии при ηку=0,926:
(5.6)
6) Удельный расход тепла на производство электроэнергии ТЭС:
(5.7)
7) Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии:
(5.8)
8) Коэффициент полезного действия ТЭС на производство и отпуск электроэнергии :
(5.9)
9) Удельный расход условного топлива на производство и отпуск электроэнергии:
(5.10)
5.2 Надежность и долговечность турбоустановки
В случае аварии, повреждения оборудования и вынужденного простоя блока расходы на производство электроэнергии возрастают соответственно стоимости восстановленного ремонта и его продолжительности.
Убытки от простоев и аварий оборудования весьма значительны. Изменение длительности вынужденных остановов на 1% равносильно изменению цены электроэнергии на 20-30%.
Народнохозяйственный эффект от эксплуатации энергоблока пропорционален длительности его безаварийного использования. Поэтому надежность и долговечность турбины – первое и главнейшее требование к ее конструкции, вспомогательному оборудованию и тепловой схеме.
Надежность турбины определяют следующие основные показатели:
5.3 Экономичность турбоустановки
Тепловая экономичность турбоустановки – второе главнейшее требование к ее конструкции, тепловой схеме и вспомогательному оборудованию. Экономичность турбоустановки в эксплуатации при заданных внешних параметрах определяют следующие показатели:
6 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС
Основное оборудование: котлы, турбины, генераторы, силовые трансформаторы. Всё основное оборудование стандартизовано. Нестандартизованное может применяться только в исключительных случаях, когда это экономически и технологически обосновано.
Выбор основного оборудования определяется тепловой схемой станции – блочный вариант или с поперечными связями.
Для блочных КЭС выбор основного оборудования сводится к выбору стандартных энергоблоков.
Единичная мощность вводимых энергоблоков не должна превышать аварийную мощность системы.
=10%
ТЭС строятся очередями, причём мощность блока на каждой очереди одинакова.
На КЭС используются только паровые энергетические котлы. На каждый энергоблок устанавливается один котел.
Вычислим паропроизводительность котла:
(6.1)
Давление на выходе из пароперегревателя:
(6.2)
По найденным величинам выбираем следующий прямоточный котел: П-67.
Котельный агрегат П-67 предназначен для работы на березовских бурых углях Канско-Ачинского месторождения в блоке с турбиной мощностью 800 МВт [4]. Котел сверхкритического давления, с промперегревом, прямоточный, однокорпусный, Т-образной компоновки, с уравновешенной тягой, с твердым шлакоудалением, гаплотный.
Регулирование температуры перегрева первичного пара производиться впрыском, регулирование температуры перегрева вторичного пара байпасированием паро-парового теплообменника.
Паропроизводительность: номинальная – 2650 т/ч. Параметры острого пара за котлом – 25 МПа.
Таблица 6.1 – Выбор сетевых и регенеративных подогревателей
|
Подогре- ватель |
Расчетные характеристики |
Выбранные |
|||||
|
Gв т/ч |
Dп т/ч |
t п0С |
Тип |
F, м2 |
tmax0С |
Gв т/ч |
|
|
ВСП |
159,7 |
18,27 |
204 |
ПСВ-45-7-15 |
45 |
400 |
180 |
|
НСП |
159,7 |
17,208 |
114 |
ПСВ-45-7-15 |
45 |
400 |
180 |
|
ПВД №1 |
2819,3 |
183,72 |
346 |
ПВ-2900 |
3100 |
470 |
2900 |
|
ПВД №2 |
2819,3 |
241,164 |
284 |
ПВ-2900 |
3100 |
470 |
2900 |
|
ПВД №3 |
2819,3 |
124,578 |
469 |
ПВ-2900 |
3100 |
470 |
2900 |
|
ПНД №5 |
2189,2 |
125,345 |
300 |
ПН-1800-42-8-I |
1800 |
400 |
2519 |
|
ПНД №6 |
2189,2 |
188,22 |
204 |
ПН-1800-42-8-I |
1800 |
400 |
2519 |
|
ПНД №7 |
2189,2 |
108,4 |
114 |
ПН-1800-42-8-I |
1800 |
400 |
2519 |
|
ПНД №8 |
2189,2 |
86,83 |
110 |
ПН-1800-42-8-I |
1800 |
400 |
2519 |
6.3 Выбор деаэраторов
Деаэратор выбираем по :
, (6.3)
Выбираем 2 деаэратора повышенного давления ДСП-2900:
Номин. производительность 2850 т/ч
Рабочее давление 0,7 МПа
Рабочая температура 400 0С
6.4 Выбор насосов
6.4.1 Питательные насосы
Питательные насосы являются важнейшими из вспомогательных машин паротурбинной электростанции; их рассчитывают на подачу питательной воды при максимальной мощности ТЭС с запасом не менее 5%.
Для энергоблока мощностью 800 МВт устанавливают с целью разгрузки выхлопных частей турбин питательные насосы с конденсационной приводной турбиной, по два рабочих турбонасоса, каждый на 50% полной подачи с резервированием подвода пара к приводной турбине. Бустерные насосы в энергоблоке имеет общий с главным питательным насосом привод от турбины через редуктор.
Выбираем питательный насос по :
,
, (6.4)
. (6.5)
Принимаем:.
,
, (6.6)
Выбираем Турбонасосы ПТН 1450-340-15 (2 шт + 1резервный):
Подача 1450 м3/ч
Напор 1970 м
Допустимый кавитационный запас 15 м
Мощность 16 МВт
6.4.2 Конденсатные насосы
Конденсатные насосы выбирают в минимальном по возможности числе – один на 100% или два рабочих по 50% общей подачи и соответственно резервный (на 100% или 50% полной подачи). Общую подачу определяют по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учетом регенеративных отборов.
При прямоточных паровых котлах применяется химическое обессоливание конденсата турбины, поэтому устанавливают конденсатные насосы двух ступеней: после конденсатора турбины с небольшим напором и после обессоливающей установки с напором, необходимым для подачи конденсата через поверхностные регенеративные подогреватели низкого давления в деаэратор питательной воды.
Выбираем по
, (6.7)
,
,
, (6.8)
.
Выбираем КсВ-1600-90 ( 2 шт + 1 резервный):
Подача 1600 м3/ч
Напор 90 м
Допустимый кавитационный запас 1,6 м
Частота вращения 1000 об/мин
Потребляемая мощность 500 кВт
КПД насоса 75 %
6.4.3 Сетевые насосы
По Gс.в= 159 т/ч
Выбираем СЭ-500-70 (2 шт. один в резерв):
Подача 500 м3/ч
Напор 70 м
Допустимый кавитационный запас 10 м
Частота вращения 3000 об/мин
Потребляемая мощность 120 кВт
КПД насоса 82 %
6.4.5 Циркуляционные насосы
Насосы охлаждающей воды конденсаторов турбин (циркуляционные насосы) выбирают обычно по одному или по два на турбину. В машинном зале насосы устанавливают индивидуально, обычно по два насоса на турбину, для возможности отключения одного из них при уменьшении расхода воды (в зимнее время). К циркуляционным насосам резерв не устанавливают. Их производительность выбирают по летнему режиму, когда температура охлаждающей воды высокая и требуется наибольшее ее количество. В зимнее время, при низкой температуре воды, расход ее существенно снижается (примерно вдвое), и часть насосов фактически является резервом.
Gо.в=22074 м3/ч
Выбираем Оп2-110 (2 шт):
Подача 11800-21960 м3/ч
Напор 16,2-9,4 м
Допустимый кавитационный запас 10-11,7 м
Частота вращения 485 об/мин
Потребляемая мощность 505-897 кВт
КПД насоса 80 %
6.5 Выбор конденсатора
Исходные данные:
=113,13, , =2405,
Принимаем tв1=15°С, tв2=25°С
Тепловой баланс конденсатора:
(6.9)
Расход пара через конденсатор:
кг/с
Расход охлаждающей воды:
(6.10)
, кг/с
Кратность циркуляции охлаждающей воды:
, (6.11)
.
Средняя разность температур между водой и паром:
, (6.12)
.
Коэффициент теплопередачи:
, (6.13)
где βз=0,85 – поправка на загрязнение трубок, βt=1 – поправка учитывает влияние tв1, βd=0,91 – поправка на диаметр трубок, =3190, при скорости воды 2 м/с, dн=19 мм, , .
Поверхность охлаждения конденсатора:
(6.14)
Выбираю три параллельно включенных по пару и воде конденсаторов типа 800-КСЦ-2 расположенных перпендикулярно к оси турбины под каждым ЦНД.
7 ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ ВОПРОС. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ ТЭС. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Топливное хозяйство электростанций включает устройства и механизмы- для приема, разгрузки, хранения, подготовки (дробление, подогрев) и подачи топлива к парогенераторам.
Различают три вида топливного хозяйства электростанций:
Каждая тепловая электростанция заключает договоры с соответствующими топливоснабжающими организациями на поставку топлива. В договорах указываются:
Качество всех видов поставляемого электростанции топлива должно соотвествовать ГОСТ и техническим условиям на поставку.
Для приема, разгрузки, хранения, подготовки и подачи топлива в котельную на электростанции создается топливно-транспортное хозяйство, представляющее собой комплекс технологически связанных устройств, механизмов, машин и сооружений для выполнения вышеуказанных операций.
Твердое и жидкое топливо на ТЭС доставляется преимущественно ж/д транспортом. При небольшом удалении ТЭС от места добычи твердого топлива в качестве альтернативы может рассматриваться конвейерный транспорт.
На ж/д станциях ТЭС предусматривают пути приема, отправления, обгонные, а в ряде случаев пути сортировочного парка, весовые с установкой на них ж/д весов, тупики для «больных» вагонов и обслуживания локомотивов. К ж/д станциям присоединяются ж/д пути размораживающих и разгрузочных устройств. Число путей на ж/д станции ТЭС определяется количеством поступающих маршрутов в сутки с учетом коэффициента неравномерности поездов 1,2.
В технологический процесс работы подъездных путей ТЭС и станции примыкания при приеме твердого топлива входят следующие операции:
- подача маршрута с углем, со станции примыкания на ТЭС;
- взвешивание угля;
- разбивка ж/д маршрута (состава) на ставки и маневренные работы на ТЭС;
- разгрузка вагонов с углем;
- сбор и ремонт порожняка и его возврат на станцию примыкания.
При разгрузке вагонов для надвига их в вагоноопрокидыватели применяются электротолкатели. Порожняк должен откатываться специальными маневренными устройствами. Электротолкатели и маневренные устройства поставляются с вагоноопрокидывателями заводом-изготовителем.
На электростанциях периодически проводятся анализы качества поступающего топлива; кроме того, контрольные анализы делаются во всех случаях, когда возникают сомнения в соответствии качества топлива ГОСТ и условиям поставки. Пробы угля и сланца отбираются из вагонов, а музута – из цистерн. Отбирают три образца пробы: 1-й для лаборатории ТЭС, 2-й для лаборатории поставщика, а 3-й в качестве арбитражного хранится на ТЭС.
Все поступающее на ТЭС топливо подлежит строгому учету. Для взвешивания топлива на электростанциях применяются вагонные весы.
Количество жидкого топлива в цистернах может быть определено измерением его объема и плотности. Количество поступающего газообразного топлива контролируется расходомерами.
Расчетный срок службы тепловых электростанций составляет десятилетия, поэтому при проектировании станции оборудование топливно-транспортного хозяйства следует выбирать с учетом возможного ухудшения качества поставляемого топлива.
Топливное хозяйство электростанций, работающих на твердом топливе, включает:
Приемные разгрузочные устройства—это сооружения, включающие приспособления для разгрузки вагонов, приемные бункеры или траншеи и средства для перемещения топлива в тракт топливоподачи или на склад. Преимущественное распространение получило приемно-разгрузочное устройство с вагоноопрокидывателями.
Мазут и природный газ применяют как основное, а также как дополнительное или растопочное топливо на электростанциях, работающих на твердом топливе.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании заданных нагрузок была выбрана турбина К – 800 – 240 – 5. Исходя из характеристик турбины и таблицы отборов составлена принципиальная тепловая схема паротурбинной установки; построена h-s диаграмма процесса расширения пара в турбине; произведен расчет рассматриваемой тепловой схемы. В результате расчета была получена допустимая погрешность в 1,2%.
Произведен выбор оборудования тепловой схемы ТЭЦ:
В данном проекте приводится развернутая тепловая схема блока станции мощностью 2400 МВт на листе формата А1.
В качестве специального теоретического вопроса рассмотрен вопрос «Топливоснабжение ТЭС. Общие сведения».
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
5. Панин В.И. Котельные установки малой и средней мощности. М.: Издательство литературы по строительству, 1968, 432с.
6. Энергетическое оборудование для тепловых электростанций и промышленной энергетики Ч. 3 : Номенклатурный каталог 08-03 / авт.-сост.: Н. Н. Бакланова и др.; Ин-т пром. кат. (OOO "ИНПРОМКАТАЛОГ"). - М. : Инпромкаталог , 2008. - 58 с.
7. Справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных установок / Ю. М. Бродов и др.; под ред. Ю. М. Бродова. - М. : Издательский дом МЭИ , 2008. - 479 с.
8. Паровые и газовые турбины для электростанций: учебник для вузов по специальности "Тепловые электр. станции" направления подготовки "Теплоэнергетика" / А. Г. Костюк и др.; под ред. А. Г. Костюка. - М. : Издательский дом МЭИ , 2008. - 556 с. : ил.