14422

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Книга

Энергетика

И.Б. Бакытжанов В.О. Байбекова ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ В учебном пособии рассмотрены вопрос выбора основного и вспомогательного оборудования ТЭС в соответствии с нормами технологического проектирования тепловых электрических с

Русский

2013-06-04

873.5 KB

340 чел.

И.Б. Бакытжанов, В.О. Байбекова

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

В учебном пособии рассмотрены вопрос выбора основного и вспомогательного оборудования ТЭС в соответствии с нормами технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей и расчеты тепловых схем ТЭС на заданные режимы работы.

Учебное пособие предназначено для студентов бакалавров специальности 5В071700 «Теплоэнергетика» с целью использования при дипломном проектировании.

Введение

Дипломное проектирование позволяет сформировать из студента будущего специалиста бакалавра – теплоэнергетика.

Дипломный проект является самостоятельной работой, в которой все решения принимает сам студент. Руководитель и консультант только направляют работу студента. В этой связи учебное пособие позволит студенту самостоятельно решить те или иные задачи, а также принять правильное решение в расчетах и выборе оборудования ТЭС.

При выполнении дипломного проекта студент должен последовательно в соответствии с заданием и рекомендациям учебного пособия выполнить расчеты и выбрать оборудование.

Дипломный проект состоит из пояснительной записки и графической части (чертежей на формате А1).

Пояснительная записка выполняется на листах формата А4, ориентировочный объем 60-70 страниц. Пояснительная записка должна включать: титульный лист, задание, аннотацию, содержание, введение, основную часть, раздел безопасность жизнедеятельности, экономическую часть, заключение и список использованной литературы.

Графическая часть должна быть представлена в виде чертежей: генплан ТЭС, компоновка главного корпуса, тепловая схема и при необходимости чертежи по специальному вопросу.

Для выполнения дипломного проекта студенту необходимо:

- выбрать тему дипломного проекта по списку на кафедре;

- до отъезда на преддипломную практику получить тему специального вопроса, чтобы собрать материал во время практики.

В учебном пособии даются рекомендации только по выбору основного оборудования ТЭС, расчету тепловой схемы ТЭС и выбору вспомогательного оборудования ТЭС.

Выполнение раздела безопасности жизнедеятельности и экономической части проводится по методическим рекомендациям соответствующих кафедр.

3

1  Выбор оборудования ТЭС

1.1  Выбор основного оборудования конденсационных электростанций

Единичная мощность турбоагрегатов конденсационных электростанций (КЭС) выбирается как возможно более крупной, если станция входит в объединенную энергосистему, если станция входит в изолированную систему, то на основе технико-экономических расчетов с учетом аварийного резерва и перспективы развития системы [1]. Обычно мощность турбоагрегата КЭС задается в задании по дипломному проектированию.

На КЭС с промежуточным перегревом пара применяются блочные схемы.

Параметры пара котлов определяются выбранным типом турбин. Тип котла выбирается по необходимой паровой производительности, параметров пара и вида топлива по стандарту [3].  

Паровая производительность котлов Dка для энергоблоков выбирается согласно норм [1] по максимальному пропуску свежего пара через турбину Dтмакс с учетом расхода пара на собственные нужды и запаса в размере 3%  

                         Dка = (1 + α + βDтмакс ,   т/ч

где α = 0,03 - доля запаса по паропроизводительности котла;

     β = 0,02 - доля расхода пара на собственные нужды;

     Dтмакс - максимальный расход пара на паровую турбину.

1.2  Примеры выбора основного оборудования ГРЭС

Пусть по заданию установленная мощность ГРЭС 1200 МВт с энергетическими блоками 300 МВт. Топливо – газ, мазут.

По приложению А принимаем к установке четыре  турбины типа

К-300-240.

По техническая характеристика турбины К-300-240

Расход свежего пара  Dо = 930 т/ч                                             

Параметры острого пара:  Ро = 24,0 МПа, to = 540°С.

По расходу пара на турбину, параметрам пара и виду топлива выбираем котельный агрегат.

Паропроизводительность котлоагрегата

    Dка = (1 + α + β)∙Do = (1 + 0,03 + 0,02)∙930 = 976,5 т/ч

где α = 0,03 – запас по паропроизводительности;  β = 0,02 – коэффициент собственных нужд.

С учетом параметров пара и сжигаемого топлива по приложению В выбираем к установке котлоагрегат типа Пп-1000-255ГМ (ТГМП-314).

4

1.3  Выбор основного оборудования теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

Единичная мощность и тип теплофикационных турбин на ТЭЦ, входящей в энергосистему, выбирается как можно более крупными с учетом характера и перспективной величиной тепловых нагрузок района, а для строительства ТЭЦ необходимо провести технико-экономическое обоснование.

Типы турбин определяются видами тепловых нагрузок ТЭЦ. На ТЭЦ только с нагрузкой на горячее водоснабжение (ГВС) и отопление устанавливают турбины типа Т и ТР. При нагрузках на ГВС, отопление и паровой производственной нагрузке на ТЭЦ могут устанавливаться турбины типа ПТ или совместно турбины типов Т, ПТ, Р, ПР, ТР.

Выбор единичной мощности турбин производится исходя из заданной тепловой нагрузки и с учетом электрической нагрузки, отдавая предпочтение агрегатам большей мощности.

После выбора турбин выбираются котлы. На ТЭЦ без промежуточного перегрева пара с преимущественно паровой нагрузкой  могут быть выбраны схемы с поперечными связями или блочные схемы, при преимущественно отопительной нагрузке как правило, блочные схемы.

Для блочных ТЭЦ, входящих в энергосистему, производительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному пропуску свежего пара через турбину с учетом запаса 3% по производительности и расхода пара на собственные нужды 2%:

                         Dка = (1 + α + βDтмакс ,   т/ч

где α = 0,03 - доля запаса по паропроизводительности котла;

     β = 0,02 - доля расхода пара на собственные нужды;

     Dтмакс - максимальный расход пара на паровую турбину.

При этом, на блочных ТЭЦ устанавливаются резервные водогрейные котлы в таком количестве, чтобы при выходе из строя одного энергоблока или одного энергетического котла дубль-блока, оставшиеся в работе энергоблоки и пиковые водогрейные котлы обеспечили максимальный отпуск пара на производство и тепловую нагрузку в размере 70% от расчетной.

Для ТЭЦ с поперечными связями производительность паровых энергетических котлов выбирают по максимальному пропуску свежего пара через все турбины машинного с учетом запаса 3% по производительности и расхода пара на собственные нужды 2%.

                         Dка = (1 + α + β)·ΣDтмакс ,   т/ч

где α = 0,03 - доля запаса по паропроизводительности котлов;

     β = 0,02 - доля расхода пара на собственные нужды;

     ΣDтмакс - максимальный расход пара на все паровые турбины.

5

Для ТЭЦ с поперечными связями, в случае выхода из работы одного энергетического котла, оставшиеся в работе котлы должны обеспечить обеспечили максимальный отпуск пара на производство и тепловую нагрузку в размере 70% от расчетной. При этом для этих ТЭЦ, входящих в энергосистему, допускается снижение электрической мощности на величину самого мощного турбоагрегата ТЭЦ.

Выбор основного оборудования ТЭЦ покажем на примерах.

1.4  Примеры выбора основного оборудования ТЭЦ

1.4.1  Для ТЭЦ с исходными данными:

Расход пара на производство Dпр = 350 т/ч, давление пара Рпр = 1,3 МПа.

Максимальные тепловые нагрузки:

- отопление и вентиляция  Qот+в = 500 МВт;

- горячее водоснабжение   Qгвс = 220 МВт;

Коэффициент теплофикации  αтэц = 0,5.

Расчетные данные:

1) Суммарная максимальная тепловая нагрузка ТЭЦ

Qтэц = Qот+в + Qгвс = 500 + 220 = 720 МВт.

2) Нагрузка отопительных отборов турбин ТЭЦ

Qотб = αтэц·Qтэц = 0,5·720 = 360 МВт.

3) Выбор типа паровой турбины

Выбор паровой турбины начинаем с возможности отпуска пара на производство, т.е. типов Р или ПТ.

Для восполнения расход пара на производство Dпр = 350 т/ч с давление пара Рпр = 1,3 МПа, по приложению Б подходят две турбины типа ПТ-80/100-130 с  Dпр = 2·185 = 370 т/ч. При этом турбина имеет отопительный отбор мощностью Qт = 82 МВт, что для двух турбин составит Qптотб = 2·82 = 164 МВт. Оставшуюся теплофикационную нагрузку должна покрыть турбина типа Т:

Qтотб = Qотб Qптотб = 360 – 164 = 196 МВт.

6

По приложению Б подходит турбина типа Т-110/120-130 с  Qт = 204 МВт.

Итак, для заданных нагрузок выбираются теплофикационные турбины типа в количестве:

2хПТ-80/100-130/13

1хТ-110/120-130.

4) Выбор пиковых водогрейных котлов (ПВК)

Требуемая тепловая мощность ПВК

Qтрпвк = QтэцQотб = 720 – 360 = 360 МВт.

Выбираем согласно данных приложения Г к установке два водогрейных котла типа КВ-ГМ-180 с суммарной тепловой мощностью

                 Qпвк = nпвк·Qкв-гм = 2·209 = 418 МВт

где тепловая мощность водогрейного котла КВ-ГМ-180  Qкв-гм = 209 МВт.

5) Выбор паровых котлов

Пусть ТЭЦ работает по схеме с поперечными связями.

В приложении Б для турбин заданы расходы свежего пара:

ПТ-80/100-130/13      Dпто = 450 т/ч,

Т-110/120-130            Dто = 485 т/ч.

Максимальный расход пара на все паровые турбины

     ΣDтмакс = nпт·Dпто + nт· Dто = 2·450 + 1·485 = 1385 т/ч

Тогда суммарная производительность паровых энергетических котлов для ТЭЦ с поперечными связями

Dка = (1 + α + β)·ΣDтмакс = (1 + 0,03 + 0,02)·1385 =  1455  т/ч

где α = 0,03 - доля запаса по паропроизводительности котла;

     β = 0,02 - доля расхода пара на собственные нужды;

     ΣDтмакс - максимальный расход пара на все паровые турбины.

Выбираем для ТЭЦ с поперечными связями четыре котла типа Е-420-140, с суммарной паровой производительностью Dка = 4·420 = 1680 т/ч.

Проверка правильности выбора паровой производительности котлов производится при выходе из строя одного парового котла. При выходе из строя одного котла паровая производительность оставшихся в работе трех котлов

Dка = 3·420 = 1260 т/ч.

7

Из этого количества пара, чтобы обеспечить пар на производство, 900 т/ч необходимо для турбин типа ПТ-80/100, на собственные нужды 2% т.е. 25 т/ч и оставшееся количество пара 335 т/ч пойдет на турбину Т-110/120-130.

Тепловая мощность турбины Т-110/120-130 примерно составит:

Qтотб = (Dт /DтоQт = (335/485)·204 = 141 МВт.

Суммарная тепловая мощность ТЭЦ при выходе из строя одного котла

Qт = Qптотб + Qтотб + Qпвк = 164 + 141 + 418 = 723 МВт

Из расчетов видно, что при выходе из строя одного котла, оставшиеся в работе обеспечат 100% паровую и более чем 70% теплофикационную нагрузки.

Для блочной ТЭЦ выбираем три котла типа Е-500-140, с суммарной паровой производительностью Dка = 3·500 = 1500 т/ч.

Проверка правильности выбора количества и паровой производительности котлов производится при выходе из строя одного парового котла энергоблока. При выходе из строя одного блока, например Т-110/120-130, остаются в работе два блока с ПТ-80/100-130/13 и полностью обеспечат паровую нагрузку. При этом теплофикационная мощность ТЭЦ составит:

Qт = Qптотб + Qпвк = 164 + 418 = 582 МВт

Требуемая суммарная тепловая мощность ТЭЦ при выходе из строя одного котла

Qттреб = 0,7·Qтэц = 0,7·720 = 504 МВт

Из расчетов видно, что при выходе из строя котла энергоблока Т-110/120-130, оставшиеся в работе обеспечат 100% паровую и более чем 70% теплофикационную нагрузки. При этом для этой ТЭЦ, входящей в энергосистему, допускается снижение электрической мощности на величину самого мощного турбоагрегата ТЭЦ, т.е. отключение турбины Т-110/120-130.

При выходе из строя котла энергоблока ПТ-80/100-130/13 паровая нагрузка будет обеспечена всего лишь на 50%, поэтому необходимо устанавливать РОУ-140/13 с производительностью не менее 185 т/ч.

Тогда при выходе из строя одного энергоблока ПТ-80/100-130/13 оставшееся в работе оборудование выдает 100% паровую нагрузку.

При этом расходы пара от котла составят:  на РОУ 185 т/ч и 315 т/ч на турбину Т-110/120-130.

Паровая турбина Т-110/120-130 выдает тепловую мощность

Qтотб = (Dт /DтоQт = (315/485)·204 = 132 МВт.

8

Тепловая мощность выдаваемая ТЭЦ составит:

Qт = Qптотб + Qтотб + Qпвк = 82 + 132 + 418 = 632 МВт

Из расчетов видно, что при выходе из строя котла энергоблока ПТ-80/100-130/13, оставшееся в работе оборудование обеспечит 100% паровую и более чем 70% теплофикационную нагрузки.

1.4.2  Для ТЭЦ с исходными данными:

Пар на производство с давлением Рп = 1,275 МПа,    Dп = 450 т/ч.

Возврат конденсата Dпвозв = 70%·Dп, с температурой  tвк = 80 оС.

Количество теплоты, отпускаемое с ТЭЦ:

на отопление  Qот = 1575 ГДж/ч;

горячее водоснабжение   Qгвс = 135 ГДж/ч;

суммарная нагрузка Qтэц = 1710 ГДж/ч = 475 МВт.

Коэффициент теплофикации  αт = 0,5.

1) Выбор паровых турбин, паровых и водогрейных котлов

Нагрузка отборов турбин:

Пар на производство  Dп = 450 т/ч;

Теплофикация  Qт = αт·Qтэц = 0,5·475 = 237,5 МВт.

По заданным нагрузкам и электрической мощности, по приложению Б, на ТЭЦ выбираем к установке три турбины типа ПТ-80/100-130/13  с мощностью отборов:

пар на производство    Dп = 3·185 = 550 т/ч;

теплофикационная       Qт = 3·80 = 240 МВт.

Паровая турбина ПТ-80/100-130, двух цилиндровая, однопоточные ЦВД и ЦНД.

Турбина имеет систему регенерации, состоящей из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД.

Пар на производство из турбины ПТ-80/100-130/13 подается из производственного отбора после ЦВД.

Для отпуска тепла на теплофикацию имеются два сетевых подогревателя (ПСГ), которые питаются из регулируемых теплофикационных отборов.

                      Техническая характеристика турбины

Мощность электрическая, Nэ , МВт                                        80

Расход острого пара,  Dо , т/ч                                                 485  

9

Параметры острого пара:

                                            Ро , МПа                                         13

                                            to , oC                                              545

Температура питательной воды, tпв , оС                                  230

Расход пара из отборов (номинальный):

                          производственного, Dп ,  т/ч                       185

                          теплофикационного,  Dт ,  т/ч                     132

Тепловая мощность отборов (номинальная):

                          производственного, Qп ,  МВт                    135

                          теплофикационного,  Qт ,  МВт                    80

2) Выбор паровых котлов

Для питания трех турбин паром, необходимо установить три паровых котла типа Е-500-13,8-550 КДТ (ТПЕ-430).

Котельный агрегат предназначен для работы на твердом топливе Карагандинском угле. Котел барабанный, на высокие параметры пара, выполнен по П-образной сомкнутой компоновке, с уравновешенной тягой, однокорпусный, устанавливается в закрытом здании.

Котел выполнен с твердым шлакоудалением.

                        Техническая характеристика котла

Номинальная   паропроизводительность,  т/ч                              500

Давление острого пара , МПа:                                                      13,8

Температура острого пара, °С:                                                     550

Температура:  питательной воды                                               230

                        уходящих  газов                                     130

КПД   (брутто)  гарантийный,   %                                                 91

Изготовитель  ПО «Красный котельщик» (ТКЗ)

3) Выбор пиковых водогрейных котлов

Пиковая тепловая нагрузка ТЭЦ составляет

Qпик = (1 – αтQтэц = (1 – 0,5)·475 = 237,5 МВт.

Для покрытия пиковых тепловых нагрузок, на ТЭЦ предусматривается установка трех пиковых водогрейных котлов типа ПТВМ-100, с номинальной тепловой мощностью при работе на мазуте 75·3 = 225 Гкал/ч = 261 МВт.

10

2  Расчет тепловых схем ТЭС

2.1  Задачи расчета тепловых схем

Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расхода и направления потоков пара и конденсата в тепловой схеме.

Объем расчета тепловой схемы зависит от назначения расчета.

В дипломном проекте производится расчет тепловой схемы на заданный режим работы с учетом расположения ТЭС и работы в энергосистеме.

В учебном пособии рассматриваются расчеты тепловых схем при проектировании ТЭС. В виде примера рассмотрены три вида расчета тепловых схем, в зависимости от типа энергоблока (К, Т, ПТ).

2.2  Пример расчета тепловой схемы конденсационного блока ГРЭС

Для примера рассмотрим расчет тепловой схемы блока 300 МВт с паровой турбиной К-300-240 и прямоточным котлом.

Условия расчета:  

- расход пара на подогреватели определяются без разделения их поверхностей на зоны;

- падение давления от камеры отбора до подогревателя не учитывается;

- протечки через концевые уплотнения турбины, штоки клапанов не учитывается;

- нагрев воды в сальниковых подогревателях не учитывается;

- химически обессоленная вода для восполнения потерь в схеме блока подается в конденсатор турбины.

2.2.1  Техническая характеристика турбины К-300-240

Паровая турбина К-300-240, [3], трех цилиндровая, однопоточные ЦВД и ЦСД , двухпоточный ЦНД.

ЦСД имеет часть низкого давления, т.е. турбина К-300-240 имеет три выхлопа, откуда отработавший пар поступает в конденсатор турбины.

Турбина имеет систему регенерации, состоящей из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД.

Мощность электрическая,    Nэ , МВт                                                   300

Расход пара:         

                              острого,    Dо , т/ч                                                      930

                  промперегрева,   Dпп , т/ч                                                     830           

11

Параметры пара:    

                               острого  Ро , МПа                                                    24,0

                                                to , oC                                                        540

                  промперегрева  Р'пп / Р"пп , МПа                                3,92 / 3,54

                                              t'пп / t"пп , оС                                       295 / 540

Температура питательной воды, tпв , оС                                                 273

Давление в конденсаторе Рк , кПа                                                           3,5

2.2.2  Принципиальная тепловая схема блока 300 МВт

Принципиальная тепловая схема составлена с использованием паспортных данных серийной турбоустановки типа К-300-240, рис.1.

Рисунок 1 – Принципиальная тепловая схема блока с турбиной К-300-240

Из схемы видно, что решения по регенеративному подогреву приняты типовые: три ПВД, причем один отбор осуществляется из ЦВД, второй после ЦВД (т.е. перед промперегревом пара), третий – из ЦСД ; деаэратор на давление 0,7 МПа питается паром из самостоятельного отбора (4-ый отбор из ЦСД), причем предусмотрена возможность перевода его на питание от отбора с более высоким давлением (3-го отбора), при пониженных нагрузках турбины.

12

Группа ПНД состоит из 4-х подогревателей и сальникового.

Добавочная химически обессоленная вода подается в конденсатор турбины, где она деаэрируется в барботажном устройстве.

Протечки через лабиринтовые уплотнения ЦВД и передние уплотнения ЦСД отводятся в паропровод отбора на П7, деаэратор и подогреватель П2.

Особенностью схемы является паротурбинный привод питательного насоса, причем бустерный насос, создающий напор на входе воды в питательный насос, имеет электрический привод. Приводная турбина питается паром из    3-го отбора главной турбины. Отработавший пар из приводной турбины подается в третий подогреватель низкого давления (П3).

2.2.3 Расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока 300 МВт.

Расчет тепловой схемы (рис.1) ведем с учетом заданных и нормативных параметров пара и воды, а также рекомендуемых в приложении Д.

Исходные данные:

Начальное давление пара             Ро = 23,5 МПа

Начальная температура, пара        to = 540°С

Конечное давление пара               Рк =0 ,0035  МПа

Конечная температура регенеративного подогрева питательной воды

                                                         tпв = 273 °С

Число ступеней регенеративного подогрева              n = 8

Для расчета тепловой схемы, по исходным данным, необходимо построить процесс расширения пара в турбине в hs-диаграмме, рис.2. Используя полученные по hs-диаграмме параметры и данные таблиц воды и водяного пара составляется таблица параметров воды и пара, табл.1.

В hs-диаграмме по начальным параметрам пара: давлением и температурой пара Ро = 23,5 МПа и tо = 540 оС находим точку "0" с энтальпией  hо = 3323 кДж/кг.

С учетом потерь давления в регулирующих клапанах 5% находим:

точку 0' с энтальпией  h'о = 3323 кДж/кг и давлением

            Р'о = 0,95·Ро = 0,95·23,5 = 22,8 МПа,

13

             

Рисунок 2 – Процесс расширения пара в турбине в hs-диаграмме

14

Опускаем адиабату из точки 0' до точки "ппа" с давлением промперегрева Р'пп = 3,92 МПа энтальпией  hппа = 2854 кДж/кг, с учетом КПД относительного внутреннего ЦВД турбины ηоiцвд = 0,85 находим действительную энтальпию в конце расширения h'пп и точку "2", рис.2.

   h'пп = h2 = hо – (hо - h'ппаηоiцвд = 3323 – (3323 – 2854)·0,85 = 2924 кДж/кг,

Энтальпия пара на выходе из промперегрева при давлении и температуре пара Р"пп= 3,92 МПа и t"пп= 540 оС, h"пп = 3543 кДж/кг;

Энтальпия пара на выходе из ЦСД:

          h6 = h"пп – (h"ппhηоiцсд = 3543 – (3543 – 2754)·0,84 = 2880 кДж/кг,

При давлении в конденсаторе турбины Рк = 0,0035 МПа, действительная энтальпия отработавшего пара при адиабатной hка=2222 кДж/кг равна:

      hк = h6 – (h6hкаηоiцнд = 2880 – (2880 – 2222)·0,80 = 2354 кДж/кг,

Строим процесс в  hs-диаграмме соединяя точки 0 – 0' – пп'(2) – пп" – 6 – К.   

Из характеристики турбины имея значения давлений пара в отборах по приложению Д, находим точки процесса 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9 определяем энтальпии и все значения заносим в таблицу 1.

По таблицам воды и водяного пара определяем энтальпии дренажей и конденсата пара после пароохладителей, данные заносятся в таблицу 1.

Расчет тепловой схемы начинаем с группы ПВД.

Из уравнение теплового баланса П1:

        α1·(h1hок1ηп = αпв·(hв1hв2);

Доля отбора пара в П1:

α1 = αпв·(hв1hв2)/(h1hок1ηп = 1·(1182 – 1062)/(3025 – 1140)·0,98 = 0,065;

Из уравнение теплового баланса П2:

            α2·(h2hок2ηп + α1·(hок1hок2ηп = αпв·(hв2hв3);

Доля отбора пара в П2:

 α2 = [αпв·(hв2hв3) – α1·(hок1hок2ηп]/(h2hок2ηп =

  = [1·(1062–844)–0,065·(1140–1017)·0,98]/(2924–1017)·0,98 = 0,112;

Из уравнение теплового баланса П3:

            α3·(h3hок3ηп + (α1+α2)·(hок2hок3ηп = αпв·(hв3hвд);

15

                      

16

Доля отбора пара в П3:

  α3 = [αпв·(hв3hвд) – (α1 + α2)·(hок2hок3ηп]/(h3hок3ηп =

= [1·(844–697)–(0,065+0,112)·(1017–812)·0,98]/(3324–812)·0,98 = 0,046;

Количество дренажа из ПВД в деаэратор:

          αпвд = α1 + α2 + α3 = 0,065 + 0,112 + 0,046 = 0,223

Уравнения материального и теплового балансов деаэратора (П4):

         αпв = αпвд + α4 + αкн,

         αпв·hвд = αпвд·hдр3 + α4·h4 + αкн·hв5 ,

Решаем эту систему уравнений.

Доля отбора пара в П4 (деаэратор):

         α4 = [αпв·(hвдhв5) – αпвд·(hок3hв5)]/(h4hв5) =

             = [1·(697 – 625) – 0,223·(812 – 625)]/(3220 – 625) = 0,011;

Доля конденсата поступающего в П4 (деаэратор):

    αкн = αпвαпвдα4 = 1 – 0,223 – 0,011 = 0,766;

Расчет группы ПНД

Уравнение теплового баланса П5:

             α5·(h5hдр5ηп = αкн·(hв5hв6);

Доля отбора пара в П5:

             α5 = αкн·(hв5hв6)/(h5hдр5ηп =

             = 0,766·(625 – 504)/(3064 – 632)·0,98 = 0,039;

Из уравнение теплового баланса П6:

            α6·(h6hдр6ηп + α5·(hдр5hдр6ηп = αкн·(hв6hв7);

Доля отбора пара в П6:

 α6 = [αкн·(hв6hв7) – α5·(hдр5hдр6ηп]/(h6hдр6ηп =

  = [0,766·(504–384)–0,039·(632–517)·0,98]/(2880–517)·0,98 = 0,038;

17

Из уравнение теплового баланса П7:

       α7·(h7hдр7ηп + (α5+α6)·(hдр6hдр7ηп = αкн·(hв7hв8);

Доля отбора пара в П7:

  α7 = [αкн·(hв7hв8) – (α5 + α6)·(hдр6hдр7ηп]/(h7hдр7ηп =

=[0,766·(384–221)–(0,039+0,038)·(517–391)·0,98]/(2620–391)·0,98 = 0,047;

Из уравнение теплового баланса П8:

       α8·(h8hдр8ηп + (α5+α6+α7)·(hдр7hдр8ηп = αкн·(hв8hв9);

Доля отбора пара в П8:

  α8 = [αкн·(hв8hвк) – (α5 + α6 + α7)·(hдр7hдр8ηп]/(h8hдр8ηп =

= [0,766·(221–112)–(0,039+0,038+0,047)·(391–232)·0,98]/(2512–232)·0,98 =

= 0,029;

Доля пара в конденсатор турбины

            αк = αкн – (α5 + α6 + α7 + α8) =

                = 0,766 – (0,039 + 0,038 + 0,047 + 0,029) = 0,613;

Расход пара на турбину без системы регенеративного подогрева:

            Dк = Nэ/(hоh'пп + h"ппhкηм·ηг =

     = 300·103·(3323 – 2924 + 3543 – 2354)·0,99·0,99 = 192,8 кг/с;

Расход пара на турбину

   Dо = Dк/(1 – ∑αi·yi) = 192,8/(1 – 0,212) = 244,6 кг/с;

где величина:

αi·yi = α1·y1 + α2·y2 + α3·y3 + α4·y4 + α5·y5 + α6·y6 + α7·y7 + α8·y8  =

     = 0,065·0,812 + 0,112·0,749 + 0,045·0,611 + 0,011·0,545 + 0,039·0,447 +

+ 0,038·0,331 + 0,047·0,168 +0,029·0,099 = 0,212;

18

Расход тепла на турбоустановку

           Qту = Dо·(hоhпв) + Dпп·(h"ппh'пп) =

        = 244,6·(3323 – 1182) + 195,7·(3543 – 2924) = 644942 кВт;

где    Dпп = Dо·(1 – α1α2 ) = 244,6·(1 – 0,065 – 0,112) = 195,7 кг/с;

КПД турбоустановки

      ηту = Nэ / Qту = 300·103 / 644942 = 0,465,

КПД станции в целом

    ηс = ηту·ηтр·ηку = 0,465·0,97·0,92 = 0,415;

Удельный расход условного топлива на выработанный кВт·ч электроэнергии

       вусл = 0,123/ ηс = 0,123/0,415 = 0,296 кгут/кВт·ч.

Баланс мощностей

N1 = α1·Dо·(hоh1) = 0,065·244,6·(3323 – 3025) = 4734,0 МВт;

N2 = α2·Dо·(hоh2) = 0,112·244,6·(3323 – 2924) = 10973,0 МВт;

N3 = α3·Dо·(hо - h2 + hпп - h3) =

   = 0,045·244,6·(3323 – 2924 + 3543 – 3324) = 6836,4 МВт;

N4 = α4·Dо·(hо - h2 + hпп - h4) =

   = 0,011·244,6·(3323 – 2924 + 3543 – 3220) = 1701,9 МВт;

N5 = α5·Dо·(hо - h2 + hпп - h5) =

    = 0,039·244,6·(3323 – 2924 + 3543 – 3064) = 8352,0 МВт

19

N6 = α6·Dо·(hо - h2 + hпп - h6) =

    = 0,038·244,6·(3323 – 2924 + 3543 – 2880) = 9819,7 МВт

N7 = α7·Dо·(hо - h2 + hпп - h7) =

    = 0,047·244,6·(3323 – 2924 + 3543 – 2620) = 15190,0 МВт

N8 = α8·Dо·(hо - h2 + hпп - h8) =

   = 0,029·244,6·(3323 – 2924 + 3543 – 2512) = 10054,0 МВт

Nк = αк·Dо·(hо - h2 + hпп - hк) =

   = 0,613·244,6·(3323 – 2924 + 3543 – 2354) = 238461,0 МВт

Суммарная мощность потока пара в турбине

N = ∑Ni = 306122,0 кВт

Электрическая мощность турбоустановки

Nэ = N·ηм·ηг = 306122·0,985·0,996 = 300324 кВт

где   КПД механический                      ηм = 0,985

       КПД электрический генератора  ηг = 0,996

20

2.3  Пример расчета тепловой схемы ТЭЦ с турбиной типа ПТ

2.3.1 Условия теплового расчета

Расчет производится на заданный режим работы. Для примера в п.1.4.2. пусть ТЭЦ проектируется по блочной схеме, поэтому расчет тепловой схемы станции сводится к расчету тепловой схемы одного блока.

Турбины работают по электрическому графику нагрузки без использования выделенного пучка конденсатора.

Пиковая теплофикационная нагрузка покрывается пиковыми водогрейными котлами (ПВК).

Начальные параметры пара принимаются по заводским данным турбины.

При составлении расчетной тепловой схемы за основу берется типовая схема турбоустановки ПТ-80/100-130/13.

2.3.2 Составление расчетной схемы блока ТЭЦ

При составлении расчетной схемы блока учитываются число регенеративных подогревателей и схемы их включения, схема подготовки добавочной воды, схема возврата конденсата пара с производства, схема использования теплоты непрерывной продувки, схема отпуска теплоты потребителям.

Параметры регенеративных отборов принимаются по заводским данным. Пар на производство отпускается непосредственно из коллектора производственного отбора Рпр = 1,27 МПа. Тепло на цели отопления и горячего водоснабжения отпускается с ТЭЦ в виде горячей воды. Горячую воду получают путем последовательного подогрева воды в сетевых подогревателях и пиковых водогрейных котлах. В схеме турбоустановки ПТ-80/100-130/13 предусмотрен ступенчатый подогрев сетевой воды за счет тепла нижнего и верхнего теплофикационных отборов.

Составляется расчетная схема турбоустановки  ПТ-80/100-130/13, рис.3.

По схеме из котла пар подается на турбину, отработавший в турбине пар подается в конденсатор. Конденсат из конденсатора насосом подается через группу ПНД в деаэратор.

Питательная вода после деаэратора питательным насосом через группу ПВД подается в котел. Непрерывная продувка котла подается в двухступенчатый сепаратор. В турбине имеются регулируемые отборы пара на производство и теплофикацию. Подпитка тепловой сети производится через вакуумный деаэратор подпитки.

21

Рисунок 3 – Расчетная схема турбоустановки  ПТ-80/100-130/13

2.3.3  Определение давлений пара в верхнем и нижнем теплофикационных отборах турбины

Тепловые нагрузки ТЭЦ:

Пар на производство с давлением Рп = 1,275 МПа,    Dп = 450 т/ч; возврат конденсата Dпвозв = 70%·Dп, с температурой  tвк = 80 оС;

Количество теплоты, отпускаемое с ТЭЦ:

на отопление  Qот = 1575 ГДж/ч;

горячее водоснабжение   Qгвс = 135 ГДж/ч

суммарная нагрузка Qтэц = 1710 ГДж/ч.

22

Схема теплофикационной установки ТЭЦ представлена на рис.4.

Рисунок 4 – Схема теплофикационной установки ТЭЦ

Суммарный расход сетевой воды ТЭЦ:

Dсвтэц = Qтэц·103/С·(tпмtом) = 1710·103/4,19·(150 – 70) = 5100 т/ч;

где теплоемкость воды С = 4,19 кДж/(кг·оС), температура воды в прямой и обратной магистралях tпм / tом = 150 / 70 оС.

Расход сетевой воды через сетевые подогреватели одной турбоустановки:

Dсвт = Dсвтэц /n =  5100/3 = 1700 т/ч

где количество турбоустановок ПТ-80/100-130/13 на ТЭЦ    n = 3.

Для турбоустановки ПТ-80/100-130/13 номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов составляет ΣQтотб = 285 ГДж/ч.

Из уравнения теплового баланса для сетевой воды и пара:

ΣQтотб = Dсвт·С·(t2tом) ;

определяем температуру воды после сетевых подогревателей

t2 = ΣQтотб/ Dсвт·С + tом  = 285·103/1700·4,19 + 70 = 110 оС;

Подогрев сетевой воды в верхнем и нижнем сетевых подогревателях принимается примерно равным, тогда температура воды после нижнего сетевого подогревателя

t1 = tом  + (t2tом)/2= 70 + (110 – 70)/2 = 90 оС;

23

Недогрев сетевой воды до температуры конденсата греющего пара принимается   δt = 5 оС.

Температуры насыщения и давления в верхнем и нижнем отборах

tнво = 110 + 5 = 115 оС,     Рво = 0,169 МПа

tнно = 90 + 5 = 95 оС,         Рно = 0,0845 МПа

Значение давлений в отборах на регенерацию выбираем по заводским данным, табл.2.

Т а б л и ц а  2

№ отб.

1

2

3

Д

4

5

6

7

Рi, МПа

4,4

2,5

1,27

1,27/0,59

0,39

0,169

0,0845

0,012

2.3.4 Расчет сепаратора непрерывной продувки

Принимаем двухступенчатую схему сепарации, рис.5.

Рис.5 Схема включения РНП

24

1) Расчет 1-ой ступени сепаратора

Уравнение теплового баланса

              Dпр·hпр·ηс1 = Dс1·hс1 + D'пр·h'пр1 ;

Уравнение материального баланса

            D'пр = Dпр Dс1;

где Dпр – количество продувочной воды, Dпр = р·Dка = 0,01·500 = 5 т/ч;

Dка = 500 т/ч – паровая производительность котла;

р = 0,01 – доля продувки;

hпр – энтальпия продувочной воды, определяется по таблицам воды и водяного пара при давлении в барабане, Рб = 15,5 МПа, hпр = 1630 кДж/кг;

hс1 – энтальпия сухого насыщенного пара из сепаратора 1-ой ступени, при давлении в нем равном Р = 0,6 МПа, hс1 = 2757 кДж/кг;

h'пр1 = 670,5 кДж/кг – энтальпия продувочной воды.

Решая совместно уравнения теплового и материального балансов, находим:

Dпр·hпр·ηс1 = Dс1·hс1 + Dпр·h'пр1 Dс1·h'пр1;

Dс1 = Dпр·(hпр·ηс1 h'пр1)/( hс1 h'пр1) =

    = 5·(1630·0,98 – 670,5)/(2757 – 670,5) = 2,2 т/ч;

D'пр = Dпр Dс1 = 5 – 2,2 = 2,8 т/ч;

2) Расчет 2-ой ступени сепаратора

Вторая ступень рассчитывается аналогично первой. Пар из второй ступени сепаратора направляется на ПНД-3.

D'пр·h'пр1·ηс1 = Dс2·hс2 + D"пр·h'пр2 ;

D"пр = D'пр Dс2;

25

Решая совместно уравнения теплового и материального балансов, находим:

D'пр·h'пр1·ηс1 = Dс2·hс2 + D'пр·h'пр2 Dс2·h'пр2;

Dс2 = D'пр·(h'пр1·ηс1h'пр2)/(hс2 h'пр2) =

   = 2,8·(670,5·0,98 – 483,2)/(2699 – 483,2) = 0,22 т/ч;

D"пр = D'пр Dс2 = 2,8 – 0,22 = 2,58 т/ч;

где энтальпии воды и пара при давлении во второй ступени сепаратора,

Рс2 = 0,17 МПа,  hс2 = 2699 кДж/кг;  h'пр2 = 483,2 кДж/кг; h'пр1 = 670,5 кДж/кг.

2.3.5 Определение количества добавочной воды

Расход сырой воды на химводоочистку определяется из соотношений

Dсвтэц = 1,25·Dховтэц + 1,4·Dпктэц ;

Здесь 25% запас химцеха для схемы умягчения, 40% запас химцеха на собственные нужды.

1) Определение расхода добавочной воды на подпитку тепловой сети Dховтэц производится исходя из норм проектирования, как  0,25 % от объема воды в тепловых сетях. Объем воды в тепловых сетях берется также по нормам из расчета 65 м3 на Гкал/ч, [1].

Vтс = 65·Qтэц/C = 65·1710/4,19 = 26527 м3 ;

Dховтэц  = Vтс ·(0,25/100) = 26527·(0,25/100) = 66,3 т/ч;

2) Определение расхода добавочной воды на подпитку котлов Dпктэц .

   Dпктэц  = 0,016·Dк·n + 0,3·Dп + n·D"пр =

 

            = 0,016·500·3 + 0,3·450 + 3·2,58 = 166,7 т/ч;

Расход сырой воды на химводоочистку

Dсвтэц = 1,25·Dховтэц + 1,4·Dпктэц = 1,25·66,3 + 1,4·166,7 = 316,3 т/ч ;

26

2.3.6 Расчет подогревателя сырой воды (ПСВ)

Сырая вода в количестве Dсвтэц = 316,3 т/ч, с температурой  5 оС подогревается в ПСВ. Схема ПСВ приведена на рис.6.

                                    

                                    Рисунок 6 – Схема ПСВ

Греющим агентом в ПСВ является конденсат с производства в количестве  Dпвозв = 70%·Dп = 0,7·450 = 315 т/ч и температурой 80 оС. Температура сырой воды , поступающей на ХВО должна быть равна 30 оС.

Цель расчета – определить температуру охлажденного конденсата.

t'вк = tвкDсвтэц ·(t'свtсв)/Dвк = 80 – 316,3·(30 – 5)/315 = 55 оС.

2.3.7 Расчет вакуумного деаэратора подпитки котлов

Цель расчета – определить давление в деаэраторе. Давление в деаэраторе определяется по температуре насыщения, а температура насыщения определяется по энтальпии деаэрированной воды.

                       

Рисунок 7 – Схема вакуумного деаэратора подпитки котлов

27

Температура химически обессоленной воды, поступающей с ХВО,                          tпк = 40 оС.

Из уравнений материального и теплового балансов деаэратора, находим

Dд = Dвк + Dпктэц ;   Dд·hд = Dвк·С·t'вк + Dпктэц·С·tпк;   

(Dвк + Dпктэцhд = Dвк·С·t'вк + Dпк·С·tпк;  

hд = [Dвк·С·t'вк + Dпктэц·С·tпк]/ (Dвк + Dпктэц) =

  = [315·4,19·55 + 166,7·4,19·40]/ (315 + 166,7) = 208,7 кДж/кг ;   

По таблицам воды и водяного пара, при энтальпии h'д = 208,7 кДж/кг, находим температуру и давление: tд = 49,7 оС и Рд = 0,012 МПа.

Дальнейший тепловой расчет ведется для одного турбоагрегата.

2.3.8 Построение действительного процесса расширения пара в турбине в   hs-диаграмме

По начальным параметрам пара (tо = 540 оС и Ро = 12,75 МПа) находим точку О, рис.8. Энтальпия пара в этой точке hо = 3444 кДж/кг. Учитывая процесс дросселирования в стопорном и регулирующем клапанах, находится точка О', с давлением  Ро' = Ро·ηдр = 12,75·0,95 = 12,1 МПа.

Строится процесс расширения пара в ЧВД. Давление пара за ЧВД равно давлению в производственном отборе  Рп = 1,275 МПа. Энтальпия пара за ЧВД при адиабатном расширении h'п = 2836 кДж/кг.

Располагаемый тепловой перепад в ЧВД

       Ночвд = hоh'п = 3444 – 2836 = 608 кДж/кг.

Полезно используемый тепловой перепад в ЧВД

Нiчвд = Ночвд·ηоiчвд = 608·0,83 = 504 кДж/кг;

Действительная энтальпия пара за ЧВД  

hп = hо – Нiчвд = 3444 – 504 = 2940 кДж/кг.

28

              

           Рисунок 8 – Процесс расширения пара в hS - диаграмме

Точка пересечения hп и  Рп дает окончание действительного процесса в ЧВД. Аналогично строится процесс расширения пара в ЧСД и ЧНД.

ηоiчсд = 0,83;    ηдрчсд = 0,85;    

ηоiчнд = 0,65;    ηдрчнд = 0,6;

29

В результате построения процесса в hs-диаграмме находим:

h"т = 2552 кДж/кг,           (Рт = 0,0845 МПа)

hк = 2280 кДж/кг,           (Рк = 0,0035 МПа).

Наносятся изобары нерегулируемых отборов и определяются действительные значения энтальпий пара нерегулируемых отборов.

На основании найденных величин составляется таблица параметров воды и пара, табл.3.

2.3.9 Определение параметров регенеративных отборов пара

Температура питательной воды для ПВД и основного конденсата для ПНД определяется из условия равномерного подогрева в каждом подогревателе, для данной группы.

Δhпвд = (hпвhпн)/nпвд , кДж/кг;      Δhпнд = (hв4hвк)/nпнд , кДж/кг;  

где hпв – энтальпия питательной воды на входе в котел (за ПВД-1), находится по температуре tпв и давлению питательного насоса, hпв = hв1 ,   tпв = 230 оС, берется по заводским данным, тогда hпв = hв1 = 994,1 кДж/кг.

Энтальпия питательной воды за питательным насосом

hпн = hвд + Δhпн = 667,6 + 22,5 = 690,1 кДж/кг;  

где энтальпия воды после деаэратора при давлении Рд = 0,59 МПа, равна энтальпии воды при температуре насыщения, т.е. hвд  = 667,6 кДж/кг; повышение энтальпии воды в питательном насосе Δhпн находим с учетом внутреннего относительного КПД насоса ηнi = 0,85 и удельного объема воды υср = 0,0011 м3/кг при среднем давлении воды в насосе Рпнср , равном                  

Рпнср = (Рпн + Рд)/2 = (18 + 0,59)/2 = 8,7 МПа.

Δhпн = υср·(Рпн – Рд)·/ηнi = 0,0011·(18 – 0,59)·/0,85 = 22,5 кДж/кг;

Нагрев воды в ПВД

Δhпвд = (hпвhпн)/nпвд = (994,1 – 690,1)/3 =  101,3 кДж/кг;

30

Энтальпии питательной воды:

за ПВД-3      hв3 = hпн + Δhпвд = 690,1 + 101,3 = 791,4 кДж/кг;

за ПВД-2      hв2 = hв3 + Δhпвд = 791,4 + 101,3 = 892,7 кДж/кг;

Энтальпия основного конденсата за ПНД определяется из условия  устойчивой работы деаэратора  на Δt = 10 ÷ 40 оС ниже температуры насыщения при Рд = 0,59 МПа, tдн = 158,2 оС; при Δt = 19,2 оС имеем

        tв4 = 158,2 – 19,2 = 139 оС

энтальпия конденсата за ПНД-4   hв4 = С· tв4 = 4,19·139 = 582,4 кДж/кг.

По таблицам воды и пара давление в отборе Р4 = 0,39 МПа; энтальпия конденсата греющего пара h'4 = 601 кДж/кг.

Температура конденсата перед ПНД-1 определяется по температуре насыщения конденсата tкн = 26,7 оС при давлении Рк = 0,0035 МПа в конденсаторе, плюс подогрев конденсата в сальниковом подогревателе и охладителе эжекторов Δtсп+оэ = 3,3 оС, т.е.

         tвк = tкн + Δtсп+оэ = 26,7 + 3,3 = 30 оС;

энтальпия конденсата   hвк = 125,7 кДж/кг

Давление в отборах 5 и 6:

Р5 = Рво = 0,169 МПа; Р6 = Рно = 0,0845 МПа,

энтальпии дренажа и основного конденсата:

h'5 = 483 кДж/кг, hв5 = 430,2 кДж/кг; h'6 = 398 кДж/кг, hв5 = 277,9 кДж/кг.

Давление в отборе 7, по заводским данным:  Р7 = 0,0136 МПа, энтальпии дренажа и основного конденсата:

h'7 = 218 кДж/кг, hв7 = 201 кДж/кг;

Полученные данные заносим в таблицу 3. 

31

Т а б л и ц а 3 – Параметры пара и воды                                              

Параметры

Обоз.

                      Характерные точки                                                   

п/п

0

0'

1

2

3

Д

4

5

6

7

К

1

Давление пара в отборе, МПа

Pi

12,75

12,1

4,4

2,5

1,27

0,59

0,39

0,169

0,0845

0,0136

0,0035

2

Энтальпия пара, кДж/кг

hi

3444

3444

3200

3076

2940

2940

2762

2644

2552

2378

2280

3

Энтальпия дренажа, кДж/кг

hдрi

1115

962

810

667,6

601

483

398

218

112

4

Температура воды после  подогрева-

tвi

230

158,2

139

110

90

48

30

-теля, град

5

Энтальпия воды после  подогрева-

hвi

994

893

791

690,1

582,4

430,2

277,9

201

125,7

-теля, кДж/кг

2.3.10 Расчет подогревателей сетевой воды

Схема подогревателей сетевой воды представлена на рис.9.

                

Рисунок 9 – Схема подогревателей сетевой воды турбоустановки

1) Определение расхода пара на сетевой подогреватель нижнего отбора

Уравнения теплового баланса

Dсвт·С·(t1tом) = Dтно·(h6h'6ηпсв ;

32

Dтно = Dсвт·С·(t1tом)/(h6h'6ηпсв =

      = 1700·4,19·(90 – 70)/(2552 – 398)·0,98 = 67,5 т/ч = 18,75 кг/с;

2) Определение расхода пара на сетевой подогреватель верхнего отбора

Уравнения теплового баланса

Dсвт·С·(t2t1) = Dтво·(h5h'5ηпсв ;

Dтво = Dсвт·С·(t2t1)/(h5h'5ηпсв =

      = 1700·4,19·(110 – 90)/(2644 – 483)·0,98 = 67,3 т/ч = 18,68 кг/с;

2.3.11 Определение расхода пара на регенеративные подогреватели

По диаграмме режимов турбины ПТ-80/100-130/13, при заданных тепловых нагрузках находим расход пара на турбину, Dо = 122,8 кг/с.

С учетом доли утечек пара и продувки, определяем расход питательной воды Dпв .

Dпв = Dо + αут·Dпв + Dпр = 122,8 + 0,016·Dпв + 1,39 ;

Dпв – 0,016·Dпв = (122,8 + 1,39);

Dпв·(1– 0,016) = (122,8 + 1,39);

Dпв = (122,8 + 1,39)/ (1– 0,016) = 126,2 кг/с;

где продувка парового котла Dпр = р·Dка = 0,01·500 = 5 т/ч = 1,39 кг/с;

утечки пара Dут = αут·Dпв = 0,016·Dпв ;

Расчет регенеративной схемы производится последовательно для ПВД, деаэратора питательной воды и ПНД, на основе решения уравнений теплового баланса подогревателей. Схема группы ПВД показана на рис.10.

Уравнение теплового баланса ПВД-1

                            D1·(h1hдр1ηп = Dпв·(hв1hв2);

33

             

Рисунок 10 – Схема группы ПВД

Расход пара в ПВД-1:

D1 = Dпв·(hв1hв2)/(h1hдр1ηп =

    = 126,2·(994 – 892,7)/(3200 – 1115)·0,98 = 6,19 кг/с;

Из уравнение теплового баланса ПВД-2:

            D2·(h2hдр2ηп + D1·(hдр1hдр2ηп = Dпв·(hв2hв3);

Расход пара в ПВД-2:

 D2 = [Dпв·(hв2hв3) – D1·(hдр1hдр2ηп]/(h2hдр2ηп =

  = [126,2·(892,7–791,4)–6,19·(1115–962)·0,98]/(3076–962)·0,98 = 5,66 кг/с;

Из уравнение теплового баланса ПВД-3:

           D3·(h3hдр3ηп + (D1+ D2)·(hдр2hдр3ηп = Dпв·(hв3hпн);

Расход пара в ПВД-3:

 D3 = [Dпв·(hв3hпн) – (D1 + D2)·(hдр2hдр3ηп]/(h3hдр3ηп =

=[126,2·(791,4–690,1)–(6,19+5,66)·(962–810)·0,98]/(2940–810)·0,98=5,22 кг/с;

Количество дренажа из ПВД в деаэратор:

          Dпвд = D1 + D2 + D3 = 6,19 + 5,66 + 5,22 = 17,07 кг/с;

34

Расчет деаэратора

Схема деаэратора показана на рис.11. В деаэратор кроме пара из отбора 3  подается дренаж из ПВД, а также основной конденсат после ПНД-4.

                                    

                 Рисунок 11 – Схема деаэратора 0,59 МПа

Уравнения материального баланса деаэратора:

         DпвDдDс1Dпвд  = Dкд ,

Dкд = DпвDдDс1Dпвд  =

   = 126,2 – Dд – 0,61 – 6,19 – 5,66 – 5,22 = (108,52 – Dд);

Уравнения теплового баланса деаэратора:

       Dпв·hвд/ηд = Dд·hд + Dкд·hв4 + Dс1·hс1 + Dпвд·hдр3 ;

Решаем систему уравнений для деаэратора

Dпв·hвд/ηд = Dд·hд + (108,52 – Dдhв4 + Dс1·hс1 + Dпвд·hдр3 ;

126,2·690,1/0,99 = Dд·2940 + (108,52 – Dд)·582,4 + 0,61·2757 + 17,07·810;

Расход пара в деаэратор:

Dд = 3,93 кг/с ;  

Расход конденсата поступающего в деаэратор:

Dкд = 108,52 – Dд = 108,52 – 3,93 = 104,59 кг/с;

35

Расчет группы ПНД

Схема группы ПНД показана на рис.12. Из схемы видно, что в линии основного конденсата имеется три смесителя, поэтому необходимо будет определять энтальпии конденсата после каждого смесителя.

Рисунок 12 – Схема подключения группы ПНД

Расчет ПНД-4

Между ПНД-4 и ПНД-5 в линию основного конденсата подводится дренаж сетевого подогревателя верхнего отбора в количестве Dтво = 18,68 кг/с, с энтальпией hдр5 = 483 кДж/кг, поэтому необходимо определить энтальпию основного конденсата в точке 1 смешения, hсм1 , перед ПНД-4.

По уравнению материального баланса точки 3:

Dк2 = DкдDтво = 104,59 – 18,68 = 85,91 кг/с,

Уравнение теплового баланса в 3 точке смешения:

Dкд·hсм1 = Dк2·hв1 + Dтво·hдр5 ;

104,59·hсм1 = 85,91·430,2 + 18,68·483 ;

hсм1 = 439,6 кДж/кг .

36

Уравнение теплового баланса ПНД-4

D4·(h4hдр4ηп = Dкд·(hв4hсм1);

D4 = Dкд·(hв4hсм1)/[(h4hдр4ηп] =

   = 104,59·(582,4 – 439,6)/[(2762 – 601)·0,99] = 6,98 кг/с,

Расчет ПНД-5

Как и для ПНД-4, необходимо определить энтальпию в точке 2 смешения

Dк2·hсм2 = Dк1·hв5 + (Dтно + Dс2 + D4 + D5 + D6hдр6 ;

Dк1 = Dк2 – (Dтно + Dс2 + D4 + D5 + D6) =

    = 85,91 – 25,79 – D5 D6 = (60,12 – D5 D6) кг/с.

85,91·hсм2 = (60,12 – D5 D6)·277,9 + (25,79 + D5 + D6)·398

hсм2 = (313,95 + 1,4·D5 + 1,4·D6)  кДж/кг.

Уравнение теплового баланса ПНД-5

D5·(h5hдр5ηп + D4·(hдр4hдр5ηп + Dс2·(hс2hдр5ηп = Dк2·(hв5hсм2);

D5·(2644 – 483)·0,99 + 6,98·(601 – 483)·0,99 + 0,06·(2699 – 483)·0,99 =

= 85,91·(430,2 – 313,95 – 1,4·D5 – 1,4·D6);

2559,66·D5 = 9040 – 120,27·D6 ;

D5 = (3,53 – 0,047·D6) ;     кг/с,

Расчет ПНД-6

Расчет ведется в той же последовательности, что для ПНД-4 и ПНД-5.

Уравнение теплового баланса в точке 3 смеси

Dк1·hсм3 = Dдпк·h'д + Dк ·hв7 ;

37

где Dдпк – количество деаэрированной воды на подпитку котлов после вакуумного деаэратора,

Dдпк = 0,016·Dпв  + Dп + DпрII  = 0,016·126,2 + 41,67 + 0,72 = 44,4 кг/с;

где Dп  = 150 т/ч = 41,67 кг/с; D"пр = 2,58 т/ч = 0,72 кг/с;

Подставляем значения известных величин в уравнение теплового баланса в точке 3 смеси

(60,12 – D5 D6hсм3 = 44,4·208,4 + (60,12 – D5  D6 – 44,4)·201;

где энтальпия конденсата подпитки котлов из вакуумного деаэратора из предыдущих расчетов h'д =  208,4  кДж/кг;

Подставив значение D5 = (3,53 – 0,047·D6)  в уравнение точки 3, находим:

(60,12 – 3,53 + 0,047·D6D6hсм3 =

= 8180 + (15,72 – 3,53 + 0,047·D6  D6)·201;

hсм3 = (10630 – 201·D6)/(56,6 – D6);

Уравнение теплового баланса ПНД-6

D6·(h6hдр6ηп + (Dс2 + D4 + D5)·(hдр5hдр6ηп = Dк1·(hв6hсм3);

D6·(2552 – 398)·0,99 + (0,22 + 6,98 + 3,53 – 0,047·D6)·(483 – 398)·0,99 =

= (60,12 – 3,53 + 0,047·D6 D6)·[277,9 – (10630 + 201·D6)/(56,6 – D6)];

2555,7·D6 – 903 = (56,6 – D6)·[(5099 – 76,9·D6)/(56,6 – D6)];

2478,8·D6 = 6002;   

D6 = 6002/2478,8 = 2,42  кг/с,

D5 = (3,53 – 0,047·D6) = (3,53 – 0,047·2,42) = 3,4 кг/с,

Dк1 = (60,12 – D5 D6) = 60,12 – 3,4 – 2,42 = 54,3 кг/с

Dк = Dк1 Dдпк = 54,3 – 44,4 = 9,9 кг/с.

38

Уравнение теплового баланса ПНД-7

                            D7·(h7hдр7ηп = Dк·(hв7hвк);

Расход пара в ПНД-7:

D7 = Dк·(hв7hвк)/(h7hдр7ηп =

    = 9,9·(201 – 125,7)/(2378 – 218)·0,98 = 0,35 кг/с.

2.3.12 Баланс мощностей

Мощность потока пара в турбине

Первого отбора

NiI = D1·(hоh1) = 6,19·(3444 – 3200) = 1510,36 кВт;

Второго отбора

NiII = D2·(hоh2) = 5,66·(3444 – 3076) = 2082,88 кВт;

Третьего отбора

NiIII = (D3 + Dп + Dд)·(hоh3) =

= (5,22 + 41,7 + 3,93)·(3444 – 2940) = 25612 кВт;

Четвертого отбора

NiIV = D4·(hоh4) = 6,98·(3444 – 2762) = 4760,4 кВт;

Пятого отбора

NiV = (D5 + Dтво)·(hоh5) =

= (3,4 + 18,68)·(3444 – 2644) = 17664 кВт;

Шестого отбора

NiVI = (D6 + Dтно)·(hоh6) =

= (2,42 + 18,75)·(3444 – 2552) = 18883,6 кВт;

39

Седьмого отбора

NiVII = D7·(hо – h7) =

= 0,35·(3444 – 2378) = 373,1 кВт;

Мощность конденсационного потока

Nк = Dк·(hоhк) = 9,9·(3444 – 2280) = 11523,6 кВт;

Сумма мощностей потока пара в турбине

Ni = NiI + NiII + NiIII + NiIV + NiV + NiVI + NiVII + Nк =

= 1510,36 + 2082,88 + 25612 + 4760,4 + 17664 + 18883,6 + 373,1 + 11523,6 =

= 82409,9 кВт;

Мощность на зажимах генератора

Nэ = Ni ·ηм·ηэг = 82409,9·0,982·0,988 = 80000 кВт.

2.4 Пример расчета тепловой схемы ТЭЦ с турбиной типа Т

2.4.1 Условия теплового расчета тепловой схемы Т-110/120-130

Тепловые нагрузки:

на отопление  Qот = 690 ГДж/ч;

горячее водоснабжение   Qгвс = 40 ГДж/ч;

суммарная нагрузка QТ-100 = 730 ГДж/ч.

Система теплоснабжение открытого типа.

Температурный график 150/70 оС.

Подогрев сырой воды на ХВО осуществляется в выделенных пучках конденсаторов до t = 30 оС. Температура сырой воды 5 оС.

40

2.4.2 Техническая характеристика турбины Т-110/120-130

Номинальная мощность турбины  110 МВт.

Номинальная тепловая нагрузка отопительных отборов 733 ГДж/ч.

Максимальная нагрузка отопительных отборов 770 ГДж/ч.

Параметры свежего пара перед турбиной

давление             Ро = 12,75 МПа;

температура       tо = 555 оС.

Т а б л и ц а 4 – Параметры пара в регенеративных отборах турбины

Подогреватель

Давление, МПа

Температура, оС

1

2

3

4

5

6

7

ПВД-7

ПВД-6

ПВД-5

Деаэратор

ПНД-4

ПНД-3

ПНД-2

ПНД-1

3,32

2,28

1,22

0,6

0,5

0,3

0,1

0,038

379

337

266

266

190

145

-

-

Относительный внутренний КПД ЦНД турбины ηцндоі = 0,70.

Давление в конденсаторе турбины  Рк = 5,0 кПа.

2.4.3 Расчет внешних элементов тепловой схемы

1) Определение расхода обессоленной воды на блок [1]

              Dблхов = 0,02·Dка + 25 = 0,02·500 + 25 = 35 т/ч

где паровая производительность котла Dка = 500 т/ч.

2) Расход химически очищенной воды для подпитки тепловой сети

Dтсхов = 0,0075·Vтс + 1,2·Dгв = 0,0075·10725 + 1,2·174 = 290 т/ч

где объем тепловых сетей Vтс = q·Qот = 65·165 = 10725 м3 ,

нагрузка отопительного отбора  Qот = 690 ГДж/ч = 165 Гкал/ч;

41

удельный объем тепловой сети  q = 65 м3/Гкал/ч.

Расход горячей воды на ГВС

Dгвс = Qгв·103/(tгвtхвC = 40·103/(60 – 5)·4,19 = 174 т/ч

3) Расход сырой воды на ХВО

Dв = 1,25· Dтсхов + 1,4·Dблхов = 1,25·290 + 1,4·35 = 411 т/ч .

4) Количество теплоты для подогрева сырой воды на ХВО

Qв = Dв·С·(tвыхtвх) = 411·4,19·(30 – 5) = 41 ГДж/ч

5) Количество теплоты в конденсаторе турбины

При полностью закрытой диафрагме по [4] имеем

Qквент = 184 – 175 = 9 Гкал/ч = 9·4,19 = 38 ГДж/ч

Дополнительное количество теплоты сверх вентиляционного пропуска

Qк = QвQквент = 41 – 38 = 3 ГДж/ч

Теплота отопительного отбора на отопление и ГВС

Qот = QотQк = 733 – 3 = 730 ГДж/ч

Расход сетевой воды

по подающей линии тепловой сети

Dсв = Qот·103/С·(tпмtом) + Dтсхов =

    = 730·103/4,19·(150 – 70) + 290 = 2468 т/ч

6) Расчет расширителей непрерывной продувки (РНП)

Давление в барабане котла  Рб = 15,5 МПа.

Величина продувки

Dпр = р·Dка = 0,01·500 = 5 т/ч;

где р = 0,01 – доля продувки;

Dка = 500 т/ч – паровая производительность котла;

Схему включения РНП выбираем как на рис.4.

Количество пара, сепарируемое в РНП-1

Dс1 = Кс1·Dпр  = 0,44·5 = 2,2 т/ч;

42

где коэффициент сепарации

Кс1 = (hпр·ηс1 h'пр1)/( hс1 h'пр1) = (1630·0,98 – 670,5)/(2757 – 670,5) = 0,44;

где hпр – энтальпия продувочной воды, определяется по таблицам воды и водяного пара при давлении в барабане, Рб = 15,5 МПа, hпр = 1630 кДж/кг;

При давлении в РНП-1   Рс1 = 0,6 МПа, hс1 – энтальпия сухого насыщенного пара из сепаратора 1-ой ступени, hс1 = 2757 кДж/кг;

h'пр1 = 670,5 кДж/кг – энтальпия продувочной воды;

ηс1  = 0,98,  КПД РНП-1;

Количество воды из РНП-1 поступающее в РНП-2

D'пр = Dпр Dс1 = 5 – 2,2 = 2,8 т/ч;

Количество пара, сепарируемое в РНП-2

Dс2 = Кс1·D'пр  = 0,616·2,8 = 2,2 т/ч;

где коэффициент сепарации

Кс2 = (h'пр1·ηс1h'пр2)/(hс2 h'пр2) =(670,5·0,98 – 483,2)/(2699 – 483,2)= 0,616;

где энтальпии воды и пара при давлении во второй ступени РНП,

Рс2 = 0,17 МПа,  hс2 = 2699 кДж/кг;  h'пр2 = 483,2 кДж/кг; h'пр1 = 670,5 кДж/кг.

Количество воды из РНП-2 сбрасываемое в канализацию

D"пр = D'пр Dс2 = 2,8 – 0,22 = 2,58 т/ч.

2.4.4 Построение процесса расширения пара в турбине

Энтальпия пара перед турбиной с учетом параметров пара (Ро = 12,75 МПа, tо = 555 оС)  hо = 3488 кДж/кг.   

По данным параметрам пара в регенеративных отборах турбины:

Р1 = 3,32 МПа, t1 = 379 оС;  Р2 = 2,28 МПа, t2 = 337 оС;

Р3 = 1,22 МПа, t3 = 266 оС;  Рд = 0,6 МПа, tд = 200 оС;  

Р4 = 0,52 МПа, t4 = 160 оС;  Р5 = 0,32 МПа, t5 = 130 оС;  

находим точки процесса и энтальпии пара в отборах, данные заносим в таблицу 5.

43

Рисунок 13 – Процесса расширения пара в турбине в hs-диаграмме

44

Опускаем адиабату от точки 5 до точки Ка с Рк = 5 кПа и находим энтальпию hка = 2140 кДж/кг.

При этом с учетом ηцндоі = 0,70 находим энтальпию пара в конденсаторе

hк = h5 – (h5 hка)·ηцндоі = 2730 – (2730 – 2140)·0,7 = 2320 кДж/кг.

Соединяем точки 5 и К и на этой линии, на пересечении с изобарами

Р6 = 0,10 МПа  и   Р7 = 0,038 МПа находим в точках 6 и 7 энтальпии пара  

h6 = 2600 кДж/кг  и   h7 = 2520 кДж/кг.

2.4.5 Определение параметров воды и конденсата

По давлениям пара в отборах определяются температура насыщения tн и энтальпия дренажа hдр .

Температура воды за подогревателем tві определяется с учетом недогрева воды в ПВД на величину Δtн = 1-3 оС, а в ПВД на величину Δtн = 4-5 оС, т.е.

                                 tві = tніΔtн , оС.

Энтальпия воды (конденсата) определяется по температуре и давлению, при этом давление питательной воды Рпв = 18,5 МПа, а температура конденсата Ркн = 2,5 МПа. Полученные данные заносятся в таблицу 5.

Тепловые перепады отборов турбины

                  Ні =  hі  hк , кДж/кг

Определяется коэффициент недовыработки электрической энергии паром отборов турбины.

Коэффициент недовыработки электрической энергии

                               уі = (hі  hк)/(hо hк);

где hі – энтальпия пара отбора, hк – энтальпия острого пара на голову турбины,  hк – энтальпия отработавшего пара.

Тепловая схема турбоустановки с турбиной Т-110/120-130 представлена на рис.14.

45

                     

46

Рисунок 14 – Принципиальная тепловая схема Т-110/120-130

2.4.6 Расчет тепловой схемы

Предварительная оценка расхода пара на турбину

Do = β∙[N/((hо hк)∙ηмηг) + у6Dспв + у7Dспн] =

= 1,2∙[110∙103/((3488 – 2400)∙0,98∙0,98) +0,211∙28,3 + 0,143∙40] = 140 кг/с;

где β - коэффициент регенерации, учитывает расход пара на регенеративные отборы турбины, принимается в размере 1,05-1,2 в зависимости от типа турбины;

N = 110∙103  кВт - номинальная мощность турбины;

hо = 3488 кДж/кг - энтальпия острого пара; hк = 2400 кДж/кг - энтальпия отработавшего пара;

47

Расходы пара на теплофикацию:

СПВ:

Dспв =[Gсв∙(tспвtспн)∙Ср/(h6 - h'6)∙ηп] =

= [608∙(118 – 94)∙4,19/(2630 – 429)∙0,98] = 28,3 кг/с;

где расход сетевой воды

Gсв = Qт в(tпмtом) = 204∙103/4,19∙(150 – 70) = 608 кг/с = 2189 т/ч;

tспв = 118 оС – температура сетевой воды после СПВ, принимаем

Рспв = 0,185 МПа   (при Рспв = 0,18÷0,25 МПа, Рсрн = 0,215 МПа, tсрн = 123 оС, с учетом недогрева 5 оС, tспв = 123 – 5 = 118 оС);

Рспн = 0,1 МПа   (при Рспн = 0,08÷0,12 МПа, Рсрн = 0,1 и tсрн = 99 оС, с учетом недогрева 5 оС, tспн = 99 – 5 = 94 оС).

СПН:

Dспн = [Gсв∙(tспнtвп)∙СрDспв∙(h'6 - h'7)∙ηп]/(h7 - h'7)∙ηп =

= [608∙(94 – 57)∙4,19 – 28,3∙(429 – 265)∙0,98]/(2556 – 265)∙0,98 =  40 кг/с;

Паровая производительность котлов

Dка = (1 + α)∙Dо = (1 + 0,05)∙140 = 147 кг/с;

где α = 0,05 доля пара на утечки 0,02 и  собственные нужды 0,03.

Расход питательной воды

Dпв = (1 + αпр)∙Dка = (1 + 0,01)∙147 = 149 кг/с;

где доля продувки  αпр = 0,010.

Расчет регенеративной схемы производится последовательно для ПВД, деаэратора питательной воды и ПНД, на основе решения уравнений теплового баланса подогревателей.

Схема группы ПВД показана на рис.15.

Уравнение теплового баланса ПВД-1

D1·(h1hдр1ηп = Dпв·(hв1hв2);

48

             

Рисунок 15 – Схема группы ПВД

Расход пара в ПВД-1:

D1 = Dпв·(hв1hв2)/(h1hдр1ηп =

    = 149·(1016 – 925)/(3180 – 1039)·0,98 = 6,46 кг/с;

Из уравнение теплового баланса ПВД-2:

            D2·(h2hдр2ηп + D1·(hдр1hдр2ηп = Dпв·(hв2hв3);

Расход пара в ПВД-2:

 D2 = [Dпв·(hв2hв3) – D1·(hдр1hдр2ηп]/(h2hдр2ηп =

  = [149·(925–760)–6,46·(1039–940)·0,98]/(3100–940)·0,98 = 11,3 кг/с;

Из уравнение теплового баланса ПВД-3:

           D3·(h3hдр3ηп + (D1+ D2)·(hдр2hдр3ηп = Dпв·(hв3hпн);

Расход пара в ПВД-3:

 D3 = [Dпв·(hв3hпн) – (D1 + D2)·(hдр2hдр3ηп]/(h3hдр3ηп =

=[149·(760–693)–(6,46+11,3)·(940770)·0,98]/(2972770)·0,98= 3,25 кг/с;

Количество дренажа из ПВД в деаэратор:

          Dпвд = D1 + D2 + D3 = 6,46 + 11,3 + 3,25 = 21,01 кг/с;

49

Расчет деаэратора

Схема деаэратора показана на рис.16. В деаэратор кроме пара из отбора 3  подается дренаж из ПВД, а также основной конденсат после ПНД-4.

                                    

                 Рисунок 16 – Схема деаэратора 0,59 МПа

Уравнения материального баланса деаэратора:

         DпвDдDс1Dпвд  = Dкд ,

Dкд = DпвDдDс1Dпвд  =

   = 149Dд 2,2 – 6,4611,36 – 3,25 = (125,8 – Dд);

Уравнения теплового баланса деаэратора:

       Dпв·hвд/ηд = Dд·hд + Dкд·hв4 + Dс1·hс1 + Dпвд·hдр3 ;

Решаем систему уравнений для деаэратора

Dпв·hвд/ηд = Dд·hд + (108,52 – Dдhв4 + Dс1·hс1 + Dпвд·hдр3 ;

149·693/0,99 = Dд·2972 + (125,8 – Dд)·634 + 2,2·2757 + 21,01·770;

Расход пара в деаэратор:

Dд = 0,98 кг/с ;  

Расход конденсата поступающего в деаэратор:

Dкд = 125,8 – Dд = 125,8 – 0,98 = 124,82 кг/с;

50

Расчет группы ПНД

Схема группы ПНД показана на рис.17. Из схемы видно, что в линии основного конденсата имеется два смесителя, поэтому необходимо будет определять энтальпии конденсата после каждого смесителя.

Рисунок 17 – Схема подключения группы ПНД

Расчет ПНД-4

Между ПНД-4 и ПНД-5 в линию основного конденсата подводится дренаж сетевого подогревателя верхнего отбора в количестве Dтво = 18,68 кг/с, с энтальпией hдр5 = 527 кДж/кг, поэтому необходимо определить энтальпию основного конденсата в точке 1 смешения, hсм1 , перед ПНД-4.

По уравнению материального баланса точки 1:

Dк2 = DкдDтво = 124,82 – 18,68 = 106,14 кг/с,

Уравнение теплового баланса в 1 точке смешения:

Dкд·hсм1 = Dк2·hв5 + Dтво·hдр5 ;

124,82·hсм1 = 106,14·504 + 18,68·527 ;

hсм1 = 507,4 кДж/кг .

51

Уравнение теплового баланса ПНД-4

D4·(h4hдр4ηп = Dкд·(hв4hсм1);

D4 = Dкд·(hв4hсм1)/[(h4hдр4ηп] =

   = 124,82·(634 – 507,4)/[(2832 – 654)·0,99] = 7,3 кг/с,

Расчет ПНД-5

Как и для ПНД-4, необходимо определить энтальпию в точке 2 смешения

Dк2·hсм2 = Dк1·hв5 + (Dтно + D4 + D5 + D6hдр6 ;

Dк = Dк2 – (Dтно + D4 + D5 + D6) =

    = 106,14 – 47,3 – D5 D6 = (58,84 – D5 D6) кг/с.

106,14·hсм2 = (58,84 – D5 D6)·504 + (40 + D5 + D6)·429

hсм2 = (441 + 8,8·D5 + 8,8·D6)  кДж/кг.

Уравнение теплового баланса ПНД-5

D5·(h5hдр5ηп + D4·(hдр4hдр5ηп = Dк2·(hв5hсм2);

D5·(2728 – 527)·0,99 + 7,3·(654 – 527)·0,99 =

= 106,14·(504 – 441 – 8,8·D5 – 8,8·D6);

3113·D5 = 6687 – 934·D6 ;

D5 = (2,15 – 0,3·D6) ;     кг/с,

Уравнение теплового баланса ПНД-6

D6·(h6hдр6ηп + (D4 + D5)·(hдр5hдр6ηп = Dк·(hв6hв7);

D6·(2630 – 429)·0,99 + (7,3 + 2,15 – 0,3·D6)·(527 – 429)·0,99 =

= (58,84 D5 D6)·(410 – 245);

52

2315·D6 + 916,8 = (58,84 – 2,15 + 0,3·D6 D6)·165;

2594,3·D6 = 9353,8;   

D6 = 3,6  кг/с,

D5 = (2,15 – 0,3·D6) = (2,15 – 0,3·3,6) = 1,07 кг/с,

Dк = (58,84 – D5 D6) = 58,84 – 1,07 – 3,6 = 44,17 кг/с

Уравнение теплового баланса ПНД-7

                            D7·(h7hдр7ηп = Dк·(hв7hвк);

Расход пара в ПНД-7:

D7 = Dк·(hв7hвк)/(h7hдр7ηп =

    = 14,17·(245 – 110)/(2556 – 265)·0,98 = 0,86 кг/с.

2.4.7 Баланс мощностей

Мощность потока пара в турбине

Первого отбора

NiI = D1·(hоh1) = 6,46·(3488 – 3180) = 1990 кВт;

Второго отбора

NiII = D2·(hоh2) = 11,3·(3488 – 3100) = 7384 кВт;

Третьего отбора

NiIII = (D3 + Dд)·(hоh3) =

= (3,25 + 0,98)·(3488 – 2972) = 2183 кВт;

Четвертого отбора

NiIV = D4·(hоh4) = 7,3·(3488 – 2832) = 4789 кВт;

53

Пятого отбора

NiV = (D5 + Dтво)·(hоh5) =

= (1,07 + 28,3)·(3488 – 2728) = 22321 кВт;

Шестого отбора

NiVI = (D6 + Dтно)·(hоh6) =

= (3,6 + 40)·(3488 – 2630) = 37409 кВт;

Седьмого отбора

NiVII = D7·(hоh7) =

= 0,86·(3488 – 2556) = 801,5 кВт;

Мощность конденсационного потока

Nк = Dк·(hоhк) = 44,17·(3488 – 2400) = 38123 кВт;

Сумма мощностей потока пара в турбине

Ni = NiI + NiII + NiIII + NiIV + NiV + NiVI + NiVII + Nк =

= 1990 + 7384 + 2183 + 4789 + 22321 + 37409 + 801,5 + 38123 =

= 115000 кВт;

Мощность на зажимах генератора

Nэ = Ni ·ηм·ηэг = 115000·0,98·0,98 = 110450 кВт.

54

3 Выбор вспомогательного оборудования

3.1 Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы

Вспомогательное оборудование тепловой схемы, поставляемое с паровой турбиной, не выбирается. К ним относятся регенеративные подогреватели, конденсатор турбины, эжектора и конденсатные насосы, сетевые подогреватели. Данные по вспомогательному оборудованию, поставляемому в комплекте с паровой турбиной, даны в паспортных данных и в каталогах на теплообменное оборудование. Поэтому необходимо привести технические данные по этому оборудованию. По тепловой схеме расчет и выбор производится только расширителей (сепараторов) непрерывной продувки, деаэраторов питательной воды, питательных и сетевых насосов.

3.1.1 Выбор расширителей непрерывной продувки

Расширители непрерывной продувки (РНП) служат для утилизации теплоты непрерывной продувки и частичного возврата рабочего тела в цикл.

Выбор РНП производится по объему пара образующегося в расширителе. Величина продувки котлов принимается 1% от их паровой производительности, т.е. можно определить по выражению:

             

                                             Dпр = 0,01∙Dку

Количество образующегося пара в РНП

                       Dрнп = Dпр(hпродηсепhв сеп)/(hсепhв сеп), т/ч

где параметры продувки по таблицам воды и водяного пара:

энтальпия продувочной воды при Рб , МПа,   hпрод ,  кДж/кг,

энтальпия отсепарированного пара при Ррнп = 0,7 МПа, hсеп= 2764 кДж/кг,

энтальпия воды из РНП при Ррнп = 0,7 МПа, hв сеп= 697,2 кДж/кг.

Объем пара, образующегося в РНП

                                    V' = Dрнпυ" , м3

 где удельный объем сухого насыщенного пара при давлении 0,7 МПа υ" = 0,273 м3/кг.

55

Необходимый объем расширителя

                                   Vрнп = nV'/H , м3

 где норма напряжения парового объема расширителя Н = 1000 м33.

С учетом рассчитанного объема Vрнп , выбирается по каталогу тип РНП.

3.1.2 Выбор деаэраторов питательной воды

Согласно норм [1], выбор деаэратора питательной воды производится по максимальному расходу питательной воды. На каждый турбоагрегат желательно устанавливать по одному деаэратору. Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу неблочных электростанций в течение не менее 7 минут и 3,5 минут для блочных электростанций. К основным деаэраторам должен предусматриваться подвод резервного пара для деаэрации воды при пусках, а также поддержания давления при сбросах нагрузки.

Для выбора деаэратора предварительно определяется максимальный расход питательной воды

                                    Dпв = (1 + α + β)∙Dка , т/ч

где α – для пара на утечки и продувку;  β – доля пара на собственные нужды котла;

Dка – паропроизводительность котлоагрегата.

Полезная минимальная вместимость деаэраторного бака (БДП)

                                   Vбдп = τмин∙(υDпв/60) , м3

где υ , м3/т – удельный объем воды при заданном давлении в деаэраторе;

     τмин – время работы на запасе воды в деаэраторе.

По расчетным данным выбирается типоразмер деаэратора и деаэраторный бак. Типоразмеры и характеристики деаэраторов приведены в каталогах на теплообменное оборудование.

3.1.3 Выбор питательных насосов

Количество и производительность питательных насосов принимается с учетом рекомендаций норм проектирования [1].

56

На электростанциях, имеющих связь с энергосистемой, с общими питательными трубопроводами суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой, чтобы при останове одного из них, оставшиеся в работе должны обеспечить номинальную паропроизводительность всех установленных котлов.

Резервный питательный насос на ТЭЦ не устанавливается, а один питательный насос находится на складе станции.

Для ТЭС с блочными схемами подача питательного насоса определяется максимальными расходами питательной воды с запасом не менее 5 %. На блоках с давлением пара 13 МПа на каждый блок устанавливается один питательный насос с подачей 100%, при этом на складе станции должен находится один питательный насос.

Питательные насосы принимаются с электроприводом и гидромуфтами, но при соответствующем обосновании допускается применение турбопривода.

Расчетное давление насоса выбирается с учетом запаса по давлению:

                                Рпн = (1,28 ÷ 1,32)·Ро ;   МПа

Подача насоса:

                                   Dпн = Dпв· ;   м3/ч ;

где Dпв – расход питательной воды, т/ч; - удельный объем питательной воды, м3/кг.

3.1.4. Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы выбираются по расчетному расходу сетевой воды и требуемому давлению. Сетевые насосы первой ступени рассчитываются на давление сетевых подогревателей, т.е. до 0,79 МПа, сетевые насосы второй ступени выбираются по требуемому давлению в тепловых сетях (1,8 ÷ 2,2 МПа).

Расчетный расход воды в тепловых сетях:

                               Dсн =  ;   т/ч.

где средняя теплоемкость воды Св = 4,19 кДж/кгС ; температуры в прямой и обратной магистралях tпм / tом = 150 / 70 оС. Qтэц тепловая нагрузка ТЭЦ , МВт.

57

3.2 Выбор вспомогательного оборудования котельного цеха

3.2.1 Определение расхода топлива на котельный агрегат

Для выбранного котельного агрегата расход топлива определяется с учетом его заводских параметров и заданного топлива

                        В = Qка/(Qнр·ηка) , кг/с

где Qнр - низшая теплотворная способность топлива, кДж/кг;

ηка - КПД котельного агрегата брутто по техническим данным;

Qка - полное количество теплоты, полезно использованное в котельном агрегате, кДж/с.

Полное количество теплоты, полезно использованное в котельном агрегате, определяется по характеристикам котла:

- для барабанного котла без промежуточного перегрева пара

Qка = Dпе·(iпеiпв) + Dпр·(iкипiпв) , кДж/с

где Dпе - паровая производительность котельного агрегата, кг/с;

     iпе - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

     iпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

     Dпр - расход продувочной воды, кг/с;

     iкип - энтальпия продувочной воды, кДж/кг.

- для барабанного котла с промежуточным перегревом пара

Qка = Dпе·(iпеiпв) + Dпп·(i"ппi'пп) + Dпр·(iкипiпв) , кДж/с

где Dпе - паровая производительность котельного агрегата, кг/с;

     iпе - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

     iпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

     Dпе - расход пара на промежуточный перегрев, кг/с;

     i"пп - энтальпия пара после промежуточного перегрева, кДж/кг;

     i'пп - энтальпия пара до промежуточного перегрева, кДж/кг;

     Dпр - расход продувочной воды, кг/с;

     iкип - энтальпия продувочной воды, кДж/кг.

- для прямоточного котла с промежуточным перегревом пара

Qка = Dпе·(iпеiпв) + Dпп·(i"ппi'пп) , кДж/с

58

где Dпе - паровая производительность котельного агрегата, кг/с;

     iпе - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

     iпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

     Dпе - расход пара на промежуточный перегрев, кг/с;

     i"пп - энтальпия пара после промежуточного перегрева, кДж/кг;

     i'пп - энтальпия пара до промежуточного перегрева, кДж/кг.

3.2.2 Расчетный расход топлива на котел

Расчетный расход топлива на котел, кг/ч, определяется с учетом механического недожога q4 

Вр = В·(100 – q4)/100 , кг/с

где величина механического недожога q4 определяется по [7], с.200.

Пример расчета:

По данным п.1.4.2 для котла типа Е-500-13,8-550 КДТ (ТПЕ-430) имеем следующие данные

Номинальная   паропроизводительность,  т/ч                              500

Давление острого пара , МПа:                                                      13,8

Температура острого пара, °С:                                                     550

Температура:  питательной воды                                               230

                        уходящих  газов                                     130

КПД   (брутто)  гарантийный,   %                                                 91

Для барабанного котла без промежуточного перегрева пара

Qка = Dпе·(iпеiпв) + Dпр·(iкипiпв) =

     = 138,89·(3459 – 994) + 1,39·(1620 – 994) = 343234 кДж/с

где Dпе - паровая производительность котельного агрегата, кг/с

     Dпе = 500 т/ч = 138,89 кг/с  

при Рпе = 13,8 МПа и tпе = 550 оС по таблицам воды и водяного пара энтальпия перегретого пара, iпе = 3459 кДж/кг;

при tпв = 230 оС и Рпв = 1,3·Рпе = 1,3·13,8 = 18,0 МПа по таблицам воды и водяного пара энтальпия питательной воды, iпв = 994 кДж/кг;

59

при рпр = 1 % = 0,01 расход продувочной воды, Dпр = 1,39 кг/с;

при давлении в барабане котла Рб = 1,1·Рпе = 1,1·13,8 = 15,2 МПа по таблицам воды и водяного пара энтальпия продувочной воды, iкип = 1620 кДж/кг.

При сжигании на котле Экибастузского угля с теплотворной способностью Qнр = 16760 кДж/кг имеем расход топлива на котел Е-500-13,8-550 КДТ

В = Qка/(Qнр·ηка) = 343234/(16760·0,91) = 22,5 кг/с = 81 т/ч

где КПД котла ηка = 91 % = 0,91.

Расчетный расход топлива на котел

Вр = В·(100 – q4)/100 = 22,5·(100 – 1,5)/100 = 22,16 кг/с = 79,8 т/ч

где величина механического недожога q4 = 1,5% по [7], с.200, табл.ХVII при сжигании Экибастузского каменного угля.

3.2.3 Выбор тягодутьевых устройств

К тягодутьевым машинам относятся дымососы и дутьевые вентиляторы, предназначенные для обеспечения тяги и дутья.

Согласно п.5.13 [1] для котлов с паровой производительностью 500 т/ч и менее, а также для каждого котла дубль-блока устанавливаются один дымосос и один вентилятор. Установка двух дымососов и двух вентиляторов допускается при соответствующем обосновании. При установке на котел двух дымососов и двух вентиляторов производительность каждого выбирается по 50% требуемой.

Выбор типоразмера тягодутьевых машин производится по производительности и напору.

Расчетная производительность тягодутьевых машин определяется по формуле

               Qтдм = β1·V ,  м3/ч        

где β1 – коэффициент запаса по производительности, для дымососов и вентиляторов по [1] п.5.12 значение коэффициента запаса β1 = 1,1;

V – расход газа или воздуха через машину, м3/ч, определяются по формулам:

Расход воздуха через вентилятор

Vхв = Bp·Voв·(αт – ∆αт – ∆αпл + ∆αвп)·(tхв + 273)/273

60

где Bp – расчетный расход топлива на котел, кг/ч, определяется с учетом механического недожога q4 .

Voв – теоретический объем воздуха, по [7], с.176-179, табл.ХI- ХII.

αт – избыток воздуха на выходе из топки, определяется по [7], с.200;

αт , ∆αпл , ∆αвп – присосы в топке, пылесистеме, воздухоподогревателе определяются по [7], с.198, табл.ХVI;

tхв – температура холодного воздуха, принимается 30 оС.

Расход газов через дымосос     

Vдым = Bp·[ αух·Voг + ∆α·Voв]·(υух + 273)/273, м3

где Bp – расчетный расход топлива на котел, кг/ч, определяется с учетом механического недожога q4 .

Voг – теоретический объем газов, по [7], с.176-179, табл.ХI- ХII.

Voв – теоретический объем воздуха, по [7], с.176-179, табл.ХI- ХII.

α – присосы воздуха по газоходам котла, [7], с.199, табл.ХVI.

αух – избыток уходящих газов, определяется с учетом присосов по котлу

αух = αт + ∑∆αпн 

где αт – избыток воздуха на выходе из топки, определяется по [7], с.200;

∑∆αпн – суммарные присосы по поверхностям нагрева котла, определяется по данным [7], с.198, табл.ХVI;

υух – температура уходящих газов, оС.

Напор тягодутьевых машин

Нтдс = 1,15·∆Н, кПа

где ∆Н – потери напора по газоходам и воздуховодам котла, кПа.

По расходу и напору выбирается типоразмер тягодутьевых машин

Пример выбора типоразмера тягодутьевых машин

Задан котел типа Е-500-13,8-550 сжигает Экибастузский уголь

1) Выбор дутьевых вентиляторов

Расход воздуха через вентилятор

Vхв = Bp·Voв·(αт – ∆αт – ∆αпл + ∆αвп)·(tхв + 273)/273 =

= 79,8·103·4,42·(1,2 – 0,05 – 0,04 + 0,03)·(30 + 273)/273 = 407038 м3/ч ;

61

где расчетный расход топлива (по п.3.2.2) Вр = 79,8·103 кг/ч, для заданного котла и Экибастузского угля имеем:

Voв = 4,42 м3/кг; αт = 1,2 ; ∆αт = 0,05; ∆αпл = 0,04; ∆αвп = 0,03.

Принимаем к установке два дутьевых вентилятора.

Производительность одного вентилятора:

Qвен = 1,1·Vхв/2 = 1,1·407038/2 = 225000 м3/ч ;

Напор вентилятора

Нв = 1,15·∆Н = 1,15·3,2 = 3,68 кПа

где потери напора в системе    ∆Н = 3,2 кПа ,

Выбираем к установке два дутьевых вентилятора типа ВДН-24-IIу

Производительность                                         245000 м3

Напор                                                                          3,95 кПа

Частота вращения                                                    740 об/мин

Мощность                                                                 350 кВт

Выбор дымососов

Расход газов через дымосос     

Vдым = Bp·[Voг + [(αух – ∆α) – 1]·Voв]·(υух + 273)/273 =

=79,8·103·[4,79 + [(1,28 – 0,1) – 1]·4,42]·(130 + 273)/273 = 658000 м3/ч ;

Принимаем к установке на один котел два дымососа.

Производительность одного дымососа:

Qдс = 1,1·Vдым/2 = 1,1·658000/2 = 362000 м3/ч ;

Напор дымососа  Ндс = 1,15·∆Н = 1,15·3,3 = 3,8 кПа

где потери напора в системе    ∆Н = 3,3 кПа ,

Выбираем к установке два дымососа типа ДН-24х2-0,62

Производительность                                         375000 м3

Напор                                                                          3,85 кПа

Частота вращения                                                     740 об/мин

Мощность                                                                  502 кВт.

62

3.2.4 Выбор схемы и оборудования пылеприготовления

1) Выбор схемы пылеприготовления

Схема пылеприготовления выбирается в зависимости от марки топлива и типа мельниц.

Тип мельницы выбирается от вида топлива по нормам, [5], с.12

Пример расчета:

По данным п.1.4.2 для Экибастузского каменного угля с Vг = 30 % и Кло = 1,35 по нормам выбираем среднеходную валковую мельницу.

Схема пылеприготовления в этом случае будет с прямым вдуванием пыли в топку котла.

По схеме для приемки сырого угля имеется бункер с шибером. В мельницу уголь подается питателем сырого угля. Из мельницы, через сепаратор, пылевоздушная смесь поступает на горелки котла. Сушка и транспорт угольной пыли производится горячим воздухом, идущим от воздухонагревателя котла.

2) Расчет и выбор оборудования пылеприготовления

 

а) Бункер сырого угля (БСУ)

По [1], п. 5.1.12 полезная емкость БСУ принимается для каменного угля не менее чем на 8 часов работы котла.

Для приведенного примера выбирается к установке на один котел четыре бункера сырого угля.

Исходя из этого объем бункера:

       VБСУ = B·m/ψб·γн·zб = 81,0·8/0,8·1,0·4 = 205 м3;

где m = 8 часов – запас угля;

B = 81,0 т/ч – часовой расход угля на один котел;

ψб = 0,8 – коэффициент заполнения БСУ;

γн = 1 т/м3 – удельный насыпной вес угля;

zб = 4 – количество БСУ на один котел.

На один котел принимаем к установке по четыре бункера с объемом каждого 210 м3.

63

б) Выбор количества и производительности мельниц.

По нормам [1], п. 5.1.9 для котлов паропроизводительностью 500 т/ч, выбираем к установке шесть мельницы, т.к. схема пылеприготовления с прямым вдуванием.

При установке пяти и более мельниц производительность мельниц:

Bрм = B/(zм – 1) = 81,0/(6 – 1) = 16,2 т/ч;

По данным ГОСТ [4], выбираем к установке 6 мельниц валковых типа МВС-180 производительностью 18 т/ч.

Характеристики мельницы МВС-180:

       Диаметр размольного стола                1800 мм

       Диаметр валка                                       1360 мм

       Частота вращения                                 40,2 об/мин

       Количество сушильного агента           16000 – 28000 м3

       Масса мельницы                                    78 т

в) Производительность питателя угля

Bпит = 1,1·Bрм = 1,1·18 = 20 т/ч

       где  1,1 – коэффициент запаса

       Bрм = 18 т/ч – расчетная производительность мельницы

Выбираем питатели угля комбинированные типа КПСУ-30 производительностью 30 т/ч.

3.3. Мазутное хозяйство ТЭЦ

Для электростанции работающий на твердом топливе, сооружается растопочное мазутное хозяйство.

По нормам проектирования [1], приемная емкость растопочного мазутного хозяйства должна быть не менее 120 м3. Если общая  производительность котлов до 4000 т/ч, то устанавливается три резервуара емкостью по 1000 м3. Насосы на растопочном мазутном хозяйстве устанавливаются без резерва. Для примера проектируемой ТЭЦ выбираем приемную емкость 200 м3 и три резервуара по 1000 м3 каждый.

64

3.3.1 Выбор насосов

Расход мазута на растопку котлов определяется исходя из одновременной растопки двух котлов , [1], с нагрузкой 30% от номинальной.

Исходя из этого расход мазута из мазутного хозяйства на растопку:

Bраст = 0,3·nраст·B·Qрн /Qм = 0,3·2·81,0·16,76/39,76 = 19,8 т/ч

где количество растапливаемых котлов nраст = 2;

B = 81,0 т/ч – расход угля на котел при номинальной паропроизводительности;

Qрн = 16,76 МДж/кг – теплотворная способность угля;

Qм = 39,76 МДж/кг – теплотворная способность мазута.

Производительность насосов второго подъема:

QII = Bраст k· υ = 19,8·1,2·1 = 23,8 м3

где k = 1,2 – коэффициент рециркуляции;

υ = 1 м3/т – угольный объем мазута.

Выбрана схема растопочного мазутного хозяйства, с выделенным контуром рециркуляции, поэтому производительность насосов I и II подъема одинаковы:

                                   QI = QII = 23,8 м3/ч.

Выбираем к установке насосы II-подъема типа 5Н-5х1 с:

подачей                                              Qн = 26 м3

напором                                              Н = 108 м;

мощностью электродвигателя         Nэл = 40 кВт.

Насосы I подъема типа 4НК-5х1

Подача                                                 Qн = 26 м3

Напор                                                   Н = 60 м

Мощность эл.двигателя                     Nэл = 17 кВт

Насос рециркуляции, с подачей:   Qрц = 0,5·QI = 0,5·23,8 = 11,9 м3/ч;

65

Выбираем насос типа 2НВ-6-4

Подача                         Qн = 14 м3

Напор                           Н = 46 м.

3.3.2 Диаметр мазутопровода

Имеем две нитки мазутопроводов каждый на 75% общего расхода мазута. Диаметр мазутопровода:

                       _____         __________

       d = 18,8·√Q/w = 18,8·√17,85/1,5 =   65 мм;

где расход мазута на одну нитку:

Q = 0,75·QII = 0,75·23,8 = 17,85 м3/ч.

Выбираем по стандарту трубу из стали марки ст.20:

диаметр внутренний                              Dвн = 81 мм;

наружный диаметр и толщина стенки    DнхS = 89х4,0 мм.

3.4 Выбор схемы и оборудования топливоподачи

По нормам проектирования, подача топлива со склада в котельное отделение осуществляется ленточной системой конвейеров, состоящей из двух независящих ниток. Подача топлива на склад осуществляется ленточным конвейером с одной ниткой. В тракте топливоподачи устанавливаются молотковые дробилки тонкого дробления с грохотом. На конвейерах устанавливаются электромагнитные металлоотделители и металлоискатели. Для разгрузки железнодорожных вагонов применяются вагоноопрокидыватели.

По нормам проектирования [1], п.4.1.1 суточный расход топлива определяется исходя из 24 часов работы всех энергетических котлов при их номинальной производительности.

Часовая производительность каждой нитки топливоподачи определяется по суточному расходу топлива на ТЭС с запасом 10%, исходя из работы топливоподачи 24 часов в сутки, [1], п.4.1.2.

При производительности топливоподачи от 100 до 400 т/ч устанавливается один вагоноопрокидыватель, от 400 до 1000 т/ч устанавливается два вагоноопрокидывателя. Количество вагоноопрокидывателей при производительности 1000 т/ч определяется исходя из 12 опрокидывания в час

66

вагонов средней грузоподъемности, с учетом одного резервного вагоноопрокидывателя, [1], п.4.1.4.

При поставке на ТЭС в зимнее время смерзающегося топлива сооружается размораживающее устройство. Емкость склада угля (без учета госрезерва) принимается равной 30-суточному расходу топлива, если ТЭС располагается на расстоянии 41-100 км от угольного месторождения, емкость склада принимается равной 15-суточному расходу, а на расстоянии до 40 км емкость склада принимается равной 7-суточному расходу, [1], п.4.1.31.

1) Необходимая площадь склада определяется следующим образом

      Fн = V/к·Нм·γу  , м2 ;

где   V – емкость склада, т;

       к - коэффициент формы склада;

       Нм - высота штабеля, м ;

       γу - объемный вес уплотненного в штабеле топлива, т/м3 .

Площадь склада брутто (с учетом разрывов и проездов)

     Fбр =  1,3·Fн , м2 .

Для заданного примера необходимая площадь склада

      Fн