64585

Проектирование промышленно-отопительной ТЭЦ

Курсовая

Логика и философия

В сетевой подогревательной установке ТЭЦ с современными теплофикационными турбинами подогрев сетевой воды может осуществляться по одно-, двух- и трехступенчатой схемам.

Русский

2015-09-20

2.01 MB

4 чел.

СОДЕРЖАНИЕ

 

  1.  ВЫБОРА СОСТАВА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПРОМЫШЛЕННО- ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ

1.1 ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Место расположения ТЭЦ – город Иркутск

1. Станция имеет связь с энергосистемой.

2. Техническое водоснабжение – прямоточное.

3. Присоединенные расчетные тепловые нагрузки ТЭЦ:

на отопление   – ;

на вентиляцию   – ;

на горячее водоснабжение – .

4. Температурный график теплосети / = 150/70.

5. Теплофикационная система закрытого типа.

6. Доля возврата конденсата пара производственных потребителей = 0,6.

7. Температура обратного конденсата tок = 95°С.

2.2 Уточнение исходных данных для проектирования

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ

,                                         (1)   

(489,04 Гкал/ч)

Теплофикационная нагрузка ТЭЦ распределяется на основные и пиковые источники тепла. Подогрев сетевой воды производится, как правило, ступенчато. Все современные теплофикационные турбоагрегаты мощностью выше 60 МВт имеют два теплофикационных отбора и встроенный пучок конденсатора. В сетевой подогревательной установке ТЭЦ с современными теплофикационными турбинами подогрев сетевой воды может осуществляться по одно-, двух- и трехступенчатой схемам. При одноступенчатой схеме сетевая вода подогревается паром отбора в нижних сетевых подогревателей теплофикационных турбин. При двухступенчатой схеме – последовательно в нижнем и верхнем сетевых подогревателях, питаемых паром, соответственно, из нижних и верхних теплофикационных отборов. В случае применения трехступенчатой схемы нагрев сетевой воды осуществляют последовательно во встроенных пучках конденсаторов, в нижних и верхних сетевых подогревателях.

За счет пара теплофикационных отборов сетевая вода может быть нагрета до температуры порядка 110 – 120С. В качестве пикового источника тепла на ТЭЦ, как правило, используются пиковые водогрейные котлы. Основная тепловая нагрузка, покрываемая паром из отборов турбин, составляет (5070%) суммарной теплофикационной нагрузки ТЭЦ при расчетной температуре наружного воздуха. Соответственно, часовой коэффициент теплофикации для различных ТЭЦ находится в пределах =0,50,7.

Технико-экономические расчеты показывают, что более высокие значения  принимаются для ТЭЦ с теплофикационными турбинами электрической мощностью от 100 до 420 МВт.

Нагрузка пиковых водогрейных котлов составляет от 50 до 30% расчетной теплофикационной нагрузки ТЭЦ.

В исходных данных к проектам обычно не задаётся величина часового коэффициента теплофикации . Для выбора состава основного оборудования ТЭЦ ее нужно принять, ориентируясь на заданные значения расчетной промышленной и теплофикационной нагрузки станции.

В рассматриваемом примере в исходных данных предусматривается проектирование промышленно-отпительной, а не отопительной ТЭЦ, поэтому в дальнейших расчетах принята величина = 0,55.

Найдем расчетную тепловую нагрузку сетевых подогревателей теплофикационных турбин:

                                      (2)

МВт (268,9 Гкал/ч);

и пиковых водогрейных котлов:

                                         (3)

МВт (220 Гкал/ч).

Определим расчетный расход пара из теплофикационных отборов всех турбин ТЭЦ на сетевые подогреватели, предварительно оценив величину разности энтальпий отборного пара и конденсата i=2165 кДж/кг:

                                           ( 4)

кг/с (124,2т/ч).

Найдем величину расхода пара из регулируемых промышленных и теплофикационных отборов турбин для удовлетворения внешних технологических и теплофикационных нагрузок потребителей:

                                                  (5)

кг/с.

Ориентировочно оценим требуемую паропроизводительность энергетических котлоагрегатов ТЭЦ.

Предусматриваем оценку паропроизводительности котлоагрегатов ТЭЦ пропорционально величине суммарного расхода пара из регулируемых отборов турбин для обеспечения внешних технологических и теплофикационных нагрузок . Этот метод значительно проще.

Величина коэффициента пропорциональности может быть оценена в зависимости от типа ТЭЦ (промышленно-отопительная или отопительная ТЭЦ, закрытая или открытая система теплоснабжения) и потребных расходов пара на собственные нужды ТЭЦ из регулируемых отборов турбин.

Коэффициент пропорциональности  учитывает расход пара в нерегулируемые регенеративные отборы турбин и вентиляционные пропуски пара в конденсаторы.

Учитывая, что проектируемая ТЭЦ имеет большую нагрузку промышленных отборов (= 900 т/час) и достаточно низкий коэффициент возврата обратного конденсата пара теплофикационных отборов (=0,6), она будет иметь значительный расход отборного пара на собственные нужды – для подогрева сырой воды перед ХВО, подогрева и деаэрации подпиточной химочищенной и химобессоленной воды, используемой для восполнения потерь в пароводяном тракте, на отопление помещений ТЭЦ, на подогрев мазута, подогрев холодного воздуха перед котлами в калориферах и на другие собственные нужды.

Тогда, приняв величину =1,55, предварительно определим требуемое значение расхода пара энергетических котлоагрегатов ТЭЦ:

                                                 (6)

кг/с (1990 т/ч).

2.3 Выбор состава основного турбинного и котельного оборудования

Выбор числа и типа паровых турбин на ТЭЦ производится с учетом покрытия ими расчетных паровых нагрузок из промышленных и теплофикационных  регулируемых отборов. При этом также необходим учет расходов пара на собственные нужды станции из промышленного  и теплофикационного  отборов. Величины этих расходов пара зависят также от вида сжигаемого топлива и от ряда других факторов.

Из промышленных отборов турбин пар поступает к потребителю с расходом  и на собственные нужды ТЭЦ с расходом :

=+.                                                 (7)

Для теплофикационных турбин с двумя регулируемыми отборами пара существует запрет заводов-изготовителей на использование пара теплофикационных отборов турбин для собственных нужд ТЭЦ. Дополнительная теплофикационная нагрузка собственных нужд – отопление зданий ТЭЦ, подогрев греющей воды для вакуумных деаэраторов подпитки теплосети – обеспечивается за счет того, что часть прямой сетевой воды после сетевых подогревателей теплофикационных турбин направляется в соответствующие теплообменники на ТЭЦ.

Предварительно оценим величину доли дополнительной нагрузки сетевых подогревателей для обеспечения указанных собственных нужд ТЭЦ от их расчетной теплофикационной нагрузки :

                                            

Тогда действительная тепловая нагрузка сетевых подогревателей

МВт (202,8 Гкал/ч)

и требуемый расход пара из теплофикационных отборов турбин

кг/с.

Соответственно этому фактическая теплофикационная нагрузка ТЭЦ составит

=424,7МВт (390,8 Гкал/ч).

Большое значение при выборе типов турбин, устанавливаемых на ТЭЦ, имеет характер графика технологической тепловой нагрузки. При равномерном графике годовых технологических тепловых нагрузок целесообразно принимать к установке противодавленческие турбины. Они наиболее просты, дешевы и, при условии полной загрузки, экономичнее других типов турбин. В случае переменного характера графика годовых технологических нагрузок целесообразнее устанавливать на проектируемой ТЭЦ турбины типа ПТ с регулируемыми промышленными и теплофикационными отборами. При проектировании промышленных и промышленно-отопительных ТЭЦ следует также учитывать постепенность роста тепловых нагрузок по годам. Поэтому в качестве первых агрегатов на этих ТЭЦ обычно вначале устанавливают турбины ПТ, а в дальнейшем – турбины Т и, при необходимости, противодавленческие турбины типа Р.

При выборе вариантов основного оборудования следует ориентироваться на технические характеристики современных теплофикационных турбин, приведенные в Приложении.

В соответствии с заданием на курсовое проектирование произведем выбор одного из возможных вариантов состава основного оборудования ТЭЦ и проверку его соответствия нормам технологического проектирования ТЭС. Более подробно выбор оборудования ТЭЦ рассмотрен в .

Учитывая значительную тепловую мощность проектируемой ТЭЦ по технологическому пару, в первом варианте выбора основного оборудования будем ориентироваться на установку турбин Т-50/60-130.

Учитывая эти обстоятельства, предварительно примем, с последующим уточнением, что общая величина дополнительного расхода пара из промышленных отборов турбин, потребляемая собственными нуждами станции, составит 21% от его расхода промышленным потребителям:

= 0,21=0,21x250 = 52,5 кг/с.

Суммарная величина промышленных отборов всех турбин ТЭЦ в этом случае будет равна

= 250 + 52,5 = 302,5 кг/с.

Определим суммарный расход пара на две турбины Т-50 при их работе в номинальном режиме:

= = 3x130,6=391,8 кг/с (1410,4 т/ч).

Определим требуемую паропроизводительность энергетических котлов ТЭЦ при работе турбоагрегатов в номинальном режиме, с запасом в 3%:

1,03х391,8=403,5кг/с (1452,6 т/ч).

Выбираем к установке на ТЭЦ котельные агрегаты типа Е-420-140-НГМ номинальной паропроизводительностью по 420 т/ч (116,66 кг/с).

Число этих котлов должно быть не менее nк = 790,91/420 = 1,88.

Таким образом, требуется установить на ТЭЦ три энергетических паровых котлов Е-420-140-НГМ. Максимальный расход пара от котлов ТЭЦ составит:

= = 2420 =840 т/ч.

Итак, состав первого варианта основного оборудования устанавливаемого на проектируемой ТЭЦ определился: 3Пт-135/165-130, 2Е-420-140НГМ,  Аналогично изложенному выше производят выбор состава основного оборудования ТЭЦ и для других, альтернативных вариантов.

2.4 Проверка удовлетворения состава основного
энергетического оборудования требованиям ПТЭ

Далее необходимо проверить, выполняются ли для каждого из вариантов состава основного оборудования требования норм технологического проектирования по условиям обеспечения надежности теплоснабжения потребителей от проектируемой ТЭЦ.

Нормы технологического проектирования ТЭС  требуют, чтобы при выходе из строя одного энергетического котла оставшиеся, включая пиковые, обеспечили максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. При этом допускается снижение электрической нагрузки ТЭЦ на величину самого крупного турбоагрегата.

Проверка соответствия выбранного варианта состава основного оборудования требованиям норм технологического проектирования ТЭС производится в следующем порядке.

Вначале проверяется возможность покрытия ТЭЦ тепловых нагрузок при аварийной остановке одного энергетического котлоагрегата.

В этом случае суммарная паропроизводительность двух работающих котлов будет равна

 = 116,66 ∙ 1 = 116,66кг/с (419,97 т/ч).

Проверим, будет ли достаточна теплофикационная мощность оборудования ТЭЦ для покрытия средней теплофикационной нагрузки самого холодного месяца, которая определяется по формуле

,

где tв = 18С – температура внутри зданий; – средняя за наиболее холодный месяц температура наружного воздуха; ,  – соответственно, расчетная температура наружного воздуха для отопления и вентиляции.

Для района Костанай  = -35С, = -35С, = -23С:

= = 329,26 МВт (283,85 Гкал/ч).

С учетом собственных теплофикационных нужд станции фактическая величина средней за наиболее холодный месяц теплофикационной нагрузки ТЭЦ:

= 329,26 + 3 = 332,26 МВт (286,43 Гкал/ч).

Поскольку два пиковых котла КВГМ-100 в номинальном режиме имеют суммарную тепловую мощность 200 Гкал/ч, то теплофикационная нагрузка каждой из турбин Т-50 в рассматриваемом случае должна быть не менее, чем

=  = 43,1 Гкал/ч (50 МВт).

При том условии, что расход пара на турбину Р-100 равен 71,1 кг/с (255,96т/ч), расход пара на голову каждой из турбин Т-50

=74,29 кг/с (267,4 т/ч).

Таким образом, при выходе из строя одного энергетического котла станция обеспечивает неизменную величину отпуска пара промышленному потребителю и покрытие средней теплофикационной нагрузки самого холодного месяца при некотором снижении электрической мощности ТЭЦ, что допустимо для станции, работающей в энергосистеме.

Далее переходят к проверке выполнимости требований норм технологического проектирования при условии выхода из строя одного пикового водогрейного котла.

Фактическая тепловая нагрузка сетевых подогревателей турбин ТЭЦ

МВт (144,8 Гкал/ч).

Условие проверки:

;

где  = 100 Гкал/ч – теплопроизводительность пикового котла.

286,43 144,8+(3–1)100;

286,43344,8 Гкал/ч.

Условие выполняется, поэтому вариант выбора оборудования, в состав которого входят три турбины Т-50, два пиковых котла КВГМ-100, три энергетических котлов Е-420-140 НГМ, является технически приемлемым.

2.5 Выбор и разработка внешних узлов тепловой схемы ТЭЦ

Перед тем как приступить к расчету тепловой схемы, необходимо определить характеристики ее внешних узлов. К ним относятся: теплофикационная система станции, схема непрерывной продувки энергетических котлов, схема подогрева сырой воды перед химводоочисткой, система подготовки, деаэрации и подогрева обессоленной добавочной воды, система умягчения и деаэрации подпиточной воды теплосети. При закрытой схеме теплосети для горячего водоснабжения потребителей используется водопроводная вода, предварительно подогретая в поверхностных подогревателях горячего водоснабжения местных тепловых пунктов за счет частичного охлаждения обратной сетевой воды теплосети. Поэтому расход прямой сетевой воды в прямой линии теплосети для закрытой теплофикационной системы определяется только с учетом расчетных тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию потребителей.



=745,8 кг/с (2684,96 т/ч),

где = 150С,  = 70С – температура прямой и обратной воды теплосети при расчетной температуре наружного воздуха.

Потери с продувочной водой и потери пара и конденсата от внутренних утечек в тепловой схеме ТЭЦ можно определить по паропроизводительности котлов. При восполнении потерь продувочной воды котлов химически обессоленной водой величина непрерывной продувки, в соответствии с ПТЭ, должна быть в пределах (0,30,5%) от паропроизводительности. Приняв , определим расход продувочной воды котлов:

=0,00415219,69 = 0,91 кг/с (3,28т/ч).

2.5.1 Расширители непрерывной продувки
энергетических котлов (РНП)

Для упрощения анализа считаем, что на ТЭЦ имеется один РНП, в который входит продувочная вода  от всех работающих котлов.

Материальный и тепловой балансы расширителей непрерывной продувки (рис. 2.2):

= + ;

· =·iрнп + ·рнп.

При давлении в барабанах котлов = 15 МПа энтальпия насыщения котловой воды равняется  = 1612 кДж/кг.

 

При давлении в РНП = 0,6 МПа насыщенный пар, образовавшийся из перегретой котловой воды, будет иметь энтальпию = 2756 кДж/кг, а неиспарившаяся в расширителе вода имеет энтальпию насыщения  = 670кДж/кг.

кг/с.

Расход неиспарившейся воды из РНП, направляемой через ПСВ-I на подпитку теплосети:

= – = 0,91 – 0,4=0,51 кг/с (1,836т/ч).

Потери пара и конденсата от утечек из пароводяного тракта не должны превышать 1,2% от паропроизводительности котлов для отопительных и 1,6% для промышленно-отопительных ТЭЦ. Приняв долю утечек , определим необходимый расход добавочной химобессоленной воды на ТЭЦ для компенсации утечек: 

0,014219,69 = 3,07кг/с.

Так как вторичный пар из РНП в количестве = 0,4 кг/с полезно используется в деаэраторах высокого давления (ДВД), то величина внутренних потерь пара и конденсата основного пароводяного тракта ТЭЦ:

= 0,51 + 3,07 = 3,58 кг/с.

Расход добавочной химобессоленной воды для восполнения внешних потерь  (невозврата конденсата пара промышленных отборов с производства):

кг/с.

Суммарный расход добавочной воды химобессоленной воды на ТЭЦ, требуемый для компенсации внутренних и внешних потерь пара и конденсата:

=100 + 3,58 =103,58кг/с.

При доле возврата конденсата с производства в = 0,6 с температурой  расход обратного конденсата  составит

кг/с.

Приняв, что потери сетевой воды в теплосети составляют 2% от расхода сетевой воды, а неиспарившаяся в РНП продувочная вода используется для подпитки теплосети, определим величину расхода умягченной химочищенной воды (ХОВ), идущей на подпитку теплосети:

= 0,02– = 0,02745,8 – 0,51 = 14,4 кг/с (51,86 т/ч).

Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку ТЭЦ, с учетом того, что около 25-30% этой воды используется для обеспечения собственных нужд (принят расход сырой воды на собственные нужды ХВО 25%):

= 1,25(+) = 1,25(14,4 +103,58 ) = 147,47 кг/с .

В соответствии с уточненной расчетной тепловой схемой, при закрытой теплофикационной системе сырая вода нагревается в подогревателях сырой воды первой и второй ступеней (ПСВ- и ПСВ-) и поступает на химводоочистку.

2.5.2 Подогреватель сырой воды I ступени (ПСВ-I)

Греющим агентом в ПСВ-I служит неиспарившаяся вода из РНП в количестве = 0,51 кг/с с энтальпией  = 670 кДж/кг.

Считаем, что температура исходной сырой воды, поступающей на ТЭЦ в зимний период, равна = 5С, минимальный температурный напор в ПСВ-I примем равным = 15С.

ПСВ-I является водо-водяным теплообменником противоточного типа. При том, что расход греющего агента – неиспарившейся продувочной воды РНП – значительно меньше расхода нагреваемой сырой воды, в ПСВ-I минимальный температурный напор будет на холодном конце теплообменника. Тогда температура продувочной воды на выходе из ПСВ-I будет равна

= 5 + 15 = 20С .

Ее энтальпия составит  кДж/кг.

Из уравнения теплового баланса подогревателя можно определить энтальпию сырой воды на выходе из ПСВ-I:


= 22,93кДж/кг,

где = 20,95 кДж/кг – энтальпия сырой воды.

2.5.3 Подогреватель сырой воды II ступени

После ПСВ-I сырая вода дополнительно подогревается до температуры = 30С в ПСВ-II паром из противодавления турбины Т-50. Энтальпия сырой воды за ПСВ-II  = 125,6 кДж/кг.

Тепловая нагрузка ПСВ-II определится из теплового баланса:

= ;

= 147,47 (125,6 -26,13) = 14668,8 кДж/с.

Определим величину расхода греющего пара , считая, что температура насыщения С:

кг/с.

2.5.4 Подогреватель химобессоленной воды (ПХОВ)

В ПХОВ производится подогрев добавочной химобессоленной воды, прошедшей обессоливающую установку (ОУ) перед ее подачей в вакуумный деаэратор добавочной воды. Греющим агентом в ПХОВ служит обратный конденсат пара, поступающий с производства:

= 0,6.250 = 150 кг/с.

Из уравнения теплового баланса определим температуру обратного конденсата  на выходе из ПХОВ.

В этом противоточном водо-водяном подогревателе расход греющего агента (обратного конденсата) больше расхода нагреваемой среды – добавочной химобессоленной воды  = 104,27 кг/с, следовательно, минимальный температурный напор находится на горячей стороне теплообменника. Приняв его величину = 15С, определим температуру и энтальпию добавочной воды на выходе ПХОВ:

= - = 95 - 15 = 80С,

= 335 кДж/кг.

Энтальпия обратного конденсата на выходе из ПХОВ определится из уравнения теплового баланса:

=- = 398 – = 250,45кДж/кг.

Температура обратного конденсата на выходе из ПХОВ
= 57,4
С.

2.5.5 Вакуумный деаэратор добавочной воды (ДВ)

В вакуумном деаэраторе добавочной воды производится удаление агрессивных газов из добавочной обессоленной воды. Ее расход в деаэратор = 103,58 кг/с. Расход греющей воды – обратного конденсата = 150 кг/с. Из уравнения теплового баланса определим температуру насыщения и давление в вакуумном деаэраторе добавочной воды:

= 66,6С.

Этой температуре насыщения соответствуют давление 0,0274 МПа и энтальпия = 280,5 кДж/кг. Так как тепла, подводимого в ДВ с обратным конденсатом, достаточно для вакуумной деаэрации добавочной воды, дополнительной подачи греющего пара в вакуумный деаэратор не требуется.

2.5.6 Вакуумный деаэратор подпитки теплосети (ДП)

В вакуумном деаэраторе подпитки теплосети производится деаэрация подпиточной воды, предварительно прошедшей умягчение в ХВО. В качестве греющего агента в ДП используется сетевая вода после верхних сетевых подогревателей (ВСП) теплофикационных турбин . На расчетном режиме при температурном графике теплосети 150/70 и = 0,55 температура сетевой воды за ВСП

= 70 + (150-70)0,55 = 114С,

а ее энтальпия  кДж/кг.

Температура насыщения в вакуумном деаэраторе обычно находится на уровне 45-50С. Примем  = 50С; ей соответствует давление 0,01233 МПа и энтальпия кипящей воды = 209,26 кДж/кг.

Греющим агентом для вакуумных деаэраторов подпитки теплосети (ДП) является часть сетевой воды, отводимой после ВСП. Из уравнения теплового баланса определим требуемую величину расхода греющей сетевой воды в деаэратор подпитки:

Определим температуру обратной сетевой воды перед нижним сетевым подогревателем. При закрытой системе горячего водоснабжения происходит понижение температуры обратной сетевой воды , возвращаемой на ТЭЦ при ее использовании для подогрева водопроводной воды в системах горячего водоснабжения тепловых потребителей.

В расчетном режиме расход тепла на ГВС ТЭЦ равен  = 50 МВт, расход сетевой воды  кг/с, тогда снижение температуры обратной сетевой воды в системе ГВС

С

Температура обратной сетевой воды перед НСП турбин ТЭЦ

=  = 70 – 16 = 54С

Вследствие того, что часть сетевой воды после ВСП турбин Т-50 используется в качестве греющей воды в вакуумном деаэраторе подпитки теплосети, тепловая нагрузка верхних и нижних сетевых подогревателей турбин увеличится на

= ( – ос) = 4,81(478,34–190 ) = 1386,9 кДж/с,

где  = 190 кДж/кг при =54С.

Фактический расход пара из теплофикационных отборов турбин Т-50/60-130 составит кг/с, при этом на подогрев греющей воды ДП в сетевых подогревателях турбин будет израсходовано пара

= 0,64 кг/с.

2.6 Определение расхода пара из промышленных
отборов турбин для обеспечения нагрузок
промышленных потребителей и собственных нужд ТЭЦ

Полный расход обессоленной воды в тепловой схеме ТЭЦ (обратный конденсат и добавочная вода) будет равен

=150 + 103,58= 253,58 кг/с.

Перед тем как приступить к расчету тепловых схем турбин Т-50 и Р-100, необходимо решить вопрос о подогреве такого большого потока обессоленной воды. Исходим из того, что большая часть этой воды будет подогреваться в ПДХОВ; остальной поток обессоленной воды целесообразно направить в точки смешения систем регенерации турбин Т-50 для ее подогрева в ПНД этих турбин.

Прежде всего, определим, какую величину расхода обессоленной воды можно подвести в деаэратор высокого давления турбины Т-100.

Считаем, что турбина Т-50-60/130 будет работать в расчетном режиме с постоянной нагрузкой при номинальном расходе острого пара. Это обеспечит максимальный эффект от её применения.

Номинальный расход питательной воды через ПВД этой турбины, в соответствии с заводскими данными:

= + =71,1+2,13 = 73,23 кг/с (263,63т/ч),

где  = 71,1кг/с (255,96т/ч) – номинальный расход пара на турбину;

– потери с утечками. 

 

Суммарный расход конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД в деаэратор турбины Т-50:

= 17,5+27,3+16,9 = 61,7 кг/с.

В расчетном режиме турбина работает с противодавлением  при расходе пара на голову, соответствующем номинальному режиму.

В табл. 2.2 приведены параметры пара, конденсата и питательной воды при работе турбины Т-50/60-130 на расчетном режиме. При построении таблицы принято, что потери давления в паропроводах отборов равны 8%, температурные напоры в ПВД 3С.

Рисунок 2.3 - Схема системы регенерации турбины Т-50-130

Таблица 2.1- Параметры пара в точках процесса расширения в проточной части турбины Т-50

Точка процесса

Обозначен. на ПТС

Пар в отборах

Количество
отбираемого пара

Р, МПа

t, С

i, кДж/кг

Di, кг/с

0

12,75

565

3510

0'

12,5

563

3510

1

П1

3,32

385

3200

17,5

2

П2

2,28

335

3100

27,3

3

П3

2,22

284

3010

16,9

Д

0,6

6,6

Таблица 2.2 - Параметры пара, конденсата и питательной воды при работе турбины Т-50/60-130 на расчетном режиме

Точка процесса

Параметры пара
в камере отбора

Параметры пара в регенеративных подогревателях

, МПа

, С

, кДж/кг

, С

, кДж/кг

, МПа

0

12,75

565

3510

0'

12,5

563

3510

1

3,32

238,5

2800

230

990,2

3,05

2

2,28

218,37

2800,05

205

875

2,09

3

2,22

217,09

3010

202

860

2,04

Из уравнения материального баланса ДВД турбины Т-50:

расход химочищенной воды, поступающей из ПДХОВ в деаэратор

;    (2.1)

расход греющего пара на ПДХОВ

.    (2.2)

Недогрев воды в ПДХОВ до температуры насыщения в ДВД принят 10С. Тогда температура воды на выходе из ПДХОВ С, соответственно, энтальпия   =  628,2  кДж/кг. Подогрев воды в ПДХОВ осуществляется паром третьего отбора турбины ПТ-135. Недогрев воды в ПДХОВ до температуры насыщения греющего пара принимаем 10С. Соответственно С, энтальпия  кДж/кг.

Величину расхода пара на ПДХОВ можно определить, подставив (2.1) в (2.2):

При этом предварительно принято, что расход пара в деаэратор кг/с.

Из уравнения (2.1) расход химочищенной воды в деаэратор:

кг/с.

Уточненное значение расхода пара на ДВД:

Электрическая мощность турбины Т-50 при расчетном режиме:

=[17,5(3511-2636,3)+27,3(3510-2674,9)+(16,9+6,6+9,6+146)(3511-2725,5)]0,985 = 110459 кВт.

2.7 Уточнение исходных данных для расчета
тепловой схемы турбины Т-50-130

В курсовом проекте требуется выполнить расчет тепловой схемы для расчетного максимально-зимнего режима.

Возможны два варианта расчета тепловой схемы. В первом варианте задана электрическая мощность турбоагрегата. Предварительно оценивают расход пара на турбину, проводят расчет тепловой схемы и определяют расчетное значение электрической мощности. Если расхождение между рассчитанной и заданной мощностямибольше 1%, то выполняют повторный расчет тепловой схемы турбоагрегата при уточненном расходе пара на турбину. Поправка к расходу пара определяется по формуле:

= .

Во втором варианте задаются расходом пара на турбину, а ее электрическую мощность определяют после расчета тепловой схемы, определения расходов пара в отборы и через отсеки турбины.

2.7.1 Построение процесса расширения пара в турбине Т-50/60-130  В is-диаграмме для номинального режима

При номинальном режиме работы, соответствующем температуре наружного воздуха -5С, расход пара на турбину Т-50/60-130 = 71,1кг/с, отпуск тепла из двух теплофикационных отборов = 110 МВт, электрическая мощность турбоагрегата  МВт.

Параметры пара в характерных точках процесса расширения и в регенеративных подогревателях турбины при номинальном режиме приведены в табл. 2.3.

Здесь:  и  – давление пара в проточной части турбины и регенеративных подогревателях;

,  – температура и энтальпия пара в проточной части турбины;

,  – минимальный температурный напор и энтальпия насыщения в подогревателях.

Расходы пара по отсекам турбины Т-50 в номинальном режиме (С) приведены в табл. 2.4. Расход пара на ДВД – 4,05 кг/с.

Таблица 2.3 - Параметры пара в характерных точках процесса расширения и в регенеративных подогревателях турбины

Точка процесса

Параметры пара в камере

Отбора

Параметры пара в регенеративных подогревателях

, МПа

, С

, кДж/кг

, С

, кДж/кг

, МПа

0

12,75

565

3512

12,11

562

3512

1

3,41

396

3215

2

394

2,38

2

2,17

347

3127

2

345

1,519

3

1,128

274

2991

2

272

0,789

4

0,43

197

2853

5

192

0,301

5

0,272

138

2737

5

133

0,19

6

0,0981

126

2730

5

121

0,068

7

0,04

86

2657

5

81

0,028

К

0,0049

32,52

2560

-

27,52

0,0034

Таблица 2.4 - Расходы пара по отсекам турбины Т-50

Отсек

Расход пара через отсек

Величина
расхода через отсек, кг/с

Расходы пара в регенеративные отборы, кг/с

I

73,817

II

70,387

= 3,43

III

66,277

IV

30,627

V

28,247

VI

25,277

VII

24,307

VIII

24,257

При номинальном режиме Т-50 расходы пара на НСП и ВСП равны:

кг/с;   кг/с.

Характеристики турбоагрегатов Т-50/60-130 на расчетном максимально-зимнем режиме даны в табл. 2.5

Таблица 2.5 - Характеристики турбоагрегатов Т-50/60-130

Параметры

Тип турбины Т-50/60-130

Давление острого пара, МПа

12,75

Температура острого пара, С

565

Нагрузка отопительных отборов, МВт

110

Давление в конденсаторе, МПа

0,0049

Электрическая мощность турбоагрегата, МВт

55

2.7.2 Определение давления пара в верхнем и нижнем
теплофикационных отборах турбины Т-50/60-130
в максимально-зимнем режиме

Проведем расчетный анализ тепловой нагрузки сетевых подогревателей турбины Т-50 при ее работе на расчетном режиме.

Ранее для расчетного максимально-зимнего режима работы ТЭЦ определены температура 114С и энтальпия  кДж/кг сетевой воды за ВСП турбин ПТ-135.

Температура насыщения в ВСП при минимальном температурном напоре = 5С,  = 114+5 = 119С, давление насыщения = 0,19233 Мпа. С учетом потери давления в паропроводе отбора (принята потеря давления 8%) давление пара в шестом теплофикационном отборе турбины = 0,209 МПа.

Давление пара в нижнем теплофикационном отборе  найдем графоаналитическим методом как точку пересечения двух кривых.

Для этого вначале зададимся рядом величин тепловой нагрузки  НСП.

По уравнению Флюгеля найдем ряд значений  при различных расходах пара через переключаемый отсек турбины (VII отсек):

,

где , – давление пара в верхнем и нижнем теплофикационных отборах при номинальном режиме работы турбины;

,  – соответственно для рассчитываемого режима;

,– расходы пара через переключаемый отсек турбины при номинальном и расчетном режимах;

=  + ;

– расход пара в конденсатор.

Для этого при нескольких значениях определяем расходы пара на нижний сетевой подогреватель:

,

где  кДж/кг – количество тепла при конденсации 1 кг пара.

Предварительно принимаем, что расход пара в конденсатор на расчетном режиме тот же, что и в номинальном режиме = 3,06 кг/с, расход пара на нижний ПНД турбины . Турбоагрегаты ПТ-135 имеют два теплофикационных отбора, поэтому прежде чем производить расчет их тепловой схемы, нужно определить распределение тепловой нагрузки между нижним и верхним сетевыми подогревателями этих турбин. Оно определяется с использованием графо-аналитического метода, позволяющего определить давление пара в седьмом отборе (на НСП) и соответствующей ему нагрузки НСП как точки пересечения двух кривых =. Для построения этих кривых задаются несколькими значениями тепловой нагрузки НСП . Первая кривая характеризует изменение давления в седьмом отборе турбины в зависимости от расхода пара через промежуточный (переключаемый) отсек турбины между шестым и седьмым отборами =. По формуле Флюгеля определяем для нескольких значений  давления . По полученным точкам рисуем кривую – =.

Вторая кривая строится на основании расчета теплового баланса НСП при тех же, ранее принятых значениях.

Расход сетевой воды через НСП и ВСП турбины Т-100:

= 381,49кг/с.

Температура сетевой воды на выходе из НСП:

=  +.

После этого определяются величины температуры насыщения в НСП  и давления пара . По результатам расчетов строится вторая кривая =.

Точка пересечения кривых дает искомое давление в седьмом отборе и соответствующую ему тепловую нагрузку НСП:

Р7 =  0,095  МПа,  =110 МВт.

Таким образом, расход пара на НСП турбины Т-50 при расчетном режиме равняется

=  = 51,32кг/с.

Расход пара из нижнего теплофикационного отбора

=  + = 51,37 кг/с,

Тепловая нагрузка верхнего сетевого подогревателя

=– = 165 – 11055МВт.

Расход пара из верхнего теплофикационного отбора на ВСП

=  = 25,6 кг/с.

Полный расход пара из шестого отбора турбины

+= 25,6 + 0,97 = 26,57 кг/с.

Предварительно примем, что расход пара на ПНД-6 тот же, что и при номинальном режиме 26,57 кг/с.

2.7.3 Построение процесса расширения в турбине т-50/60-130  для расчетного максимально-зимнего режима

Оценим величину расхода пара на турбину  кг/с.Расход пара на регенеративные подогреватели определяем приближенно по формуле

= ,

где ,  – расход пара на турбину в расчетном и номинальном режимах;

– расход пара в -тый отбор при номинальном режиме.

Оценим величину расхода пара через передние концевые уплотнения ЦВД  кг/с, расход пара на ДВД  кг/с.

Результаты расчетов по определению расхода пара в отборы и через отсеки турбины в расчетном режиме приведены в табл. 2.7.

Таблица 2.7 - Результаты расчетов по определению расхода пара

Отсек
турбины

Расход пара через отсек

Величина
расхода через отсек, кг/с

Расходы пара в отборы,

кг/с

I

73,817

II

70,387

= 3,43

III

66,277

IV

30,627

V

28,247

VI

25,277

VII

24,307

VIII

24,257

Уточним величины давления пара в регенеративных отборах ЦВД турбины Т-50.

Давления пара в отборах из ЦВД пропорциональны отношению расходов пара через отсеки на текущем и номинальном режиме работы турбины:

,

где ,  – давление в -том отборе на расчетном и номинальном режимах;

,  – расход пара в -том отсеке турбины на расчетном и номинальном режимах.

2,7 МПа, 2,15МПа.

Давление в третьем отборе  МПа, поддерживается на заданном уровне регулятором давления промышленного отбора.

Давление пара в пятом и четвертом отборах определяются по формуле Флюгеля. Давление пара в шестом отборе поддерживается на расчетном режиме на постоянном уровне регулятором давления верхнего теплофикационного отбора. Оно было определено ранее ( МПа). Исходя из этого, с помощью формулы Флюгеля можно найти давление пара в пятом, а затем и в четвертом отборах турбины:

==0,336 МПа;

==0,577 МПа.

При построении процесса расширения пара в турбине в isдиаграмме на расчетном режиме считаем, что внутренние относительные КПД части высокого и среднего давления турбины те же, что и при номинальном режиме. Исходя из этого, строим процесс расширения параллельно процессу для номинального режима в ЦВД и ЦСД. В точках пересечения процесса расширения с изобарами давлений в отборах определяем энтальпии пара в этих отборах. В ЦНД точку окончания процесса расширения iк определяем исходя из величины относительного внутреннего КПД (рис. П6). Максимальный пропуск пара через ЦНД  = 330 т/ч.

Параметры пара и конденсата, полученные при построении  диаграммы, сведены в табл. 2.8 . При её составлении принято, что потери давления в паропроводах отборов равны 8% от давления в отборе, температурные напоры в ПВД 2С, в ПНД 5С.

Таблица 2.8 - Параметры пара и конденсата

Точка процесса

Обозн.

на ПТС

Пар в отборах

Конденсат
в подогревателе

Вода за
подогревателем

,

МПа

,

С

,

кДж/кг

,

МПа

,

С

,

кДж/кг

,

С

, кДж/кг

0

12,75

565

3512

0'

12,11

562

3512

1

П1

3,41

396

3215

3,05

230

394

232

1014

2

П2

2,17

347

3127

2,09

205

345

200,6

852

3

П3

1,128

274

2991

2,04

202

272

167,6

700

Д

1,128

274

2991

0,0976

95,6

272

134,6

567,7

4

П4

0,43

197

2853

0,524

146

192

130,6

546,4

5

П5

0,272

138

2737

0,23

126,4

133

104,6

440,2

6

П6

0,0981

126

2730

0,09

93,6

121

78,6

314

7

П7

0,04

86

2657

0,034

66,81

81

52,6

220

К

К

0,0049

32,52

2560

27,52

2.8 Расчет системы регенерации турбины ПТ-135-130/15
на расчетном максимально-зимнем режиме работы ТЭЦ

2.8.1 Анализ и расчет тепловой схемы по заданной
электрической мощности турбоагрегата ПТ-135-165/130

Тепловой схемой ТЭЦ (рис. 2.4) предусмотрено, что из регулируемого промышленного отбора турбины ПТ-135 отбирается пар на нужды промышленных потребителей, на деаэратор высокого давления  и на ПВД-3 этой турбины. В точку смешения I системы регенерации турбины ПТ-135 вводятся потоки конденсата от подогревателя деаэрированной химочищенной воды , подогревателя сырой воды , а в точку смешения II дополнительно вводится часть расхода добавочной химочищенной воды , поступающей из вакуумного деаэратора добавочной воды. Остальной поток добавочной воды направляется после ПДХОВ в ДВД турбины Р-100-130. Греющий пар на ПДХОВ, ПСВ-2 и второй деаэратор высокого давления отбирается из противодавления турбины Р-100.

Оценим величину расхода пара на турбину  кг/с. На первом этапе расчета тепловой схемы определим величину расхода питательной воды, проходящей через ПВД турбины Т-50:

=+ +  = 73,6+ 1,03 + 0,29 = 74,92 кг/с (269т/ч),

где = 0,014  D= 0,014  73,6 = 1,03 кг/с – величина потерь пара и конденсата с утечками;

= 0,004  D= 0,004  73,6 = 0,29 кг/с – расход продувочной воды котла.

Расход пара на ПВД-I определяется из уравнения теплового баланса этого подогревателя:

 =  = 6,76 кг/с.

Расход пара на ПВД-2

кг/с.

Повышение энтальпии воды в питательном насосе

кДж/кг,

где – напор насоса, Па;

= 0,0011 м3/кг – удельный объем воды при = 159С;

= 0,75 – КПД питательного насоса;

= 18,5·106·0,0011·10-3/0,75 = 27 кДж/кг.

Расход пара на ПВД-3

2.8.1.1 Определение расхода пара  на деаэратор высокого давления (ДВД)

Расход основного конденсата, поступающего из подогревателей низкого давления в деаэратор высокого давления

Расход греющего пара на деаэратор Dд турбины Т-100 определим, решив совместно уравнения материального и теплового баланса деаэратора:

;

.

Примем, что расход пара, подаваемого из ДВД на эжектор Dэж = 0,6 кг/с, на уплотнения турбины  кг/с:

+ 17,5 + 27,3 + 16,9+ 0,46 +=74,92 + 0,6 + 0,3;

631,4+0,462756+(17,5+27,3+16,4)827+300,8 =

183,24670 + 0,9275,6.

Решая совместно два последних уравнения, определяем расход греющего пара на деаэратор и величину расхода основного конденсата:

=159,58-; = 0,77 кг/с; = 158,81 кг/с.

Если в результате расчетов уравнений материального и теплового балансов ДВД получится отрицательная величина расхода пара в деаэратор, то это значит, что греющие потоки вносят в деаэратор избыточное количество тепла, тогда конденсат ПВД следует направить в ПНД-4. Но для обеспечения нормальной деаэрации необходим некоторый расход пара в деаэратор.

2.8.1.2 Расчет системы регенерации низкого давления

Расчет системы регенерации низкого давления ведется методом последовательных приближений, так как многие величины расходов конденсата и пара заранее неизвестны.

Предварительно оценим энтальпию основного конденсата после точки смешения I. Учитывая, что в точку смешения вводятся большие внешние потоки конденсата греющего пара ПДХОВ с энтальпией  кДж/кг и от ВСП с  кДж/кг, оценим энтальпию основного конденсата после точки смешения  кДж/кг. В этом случае после смешения всех потоков их дополнительного подогрева в ПНД-5 не требуется и расхода пара на него равен нулю =0.

Примечание. В том случае, если в точку смешения не вводятся дополнительные потоки конденсата и химочищенной воды, имеющие высокую энтальпию, ПНД-5 обеспечивает подогрев основного конденсата с отбором пара из пятого отбора турбины.

Тогда расход пара на ПНД-5 определяется по формуле

.

Расход пара на ПНД-4 определяем по формуле

Для нахождения расхода пара на ПНД-6 и ПНД-7 нужно знать величину расхода конденсата через ПНД-6 Wп6 и энтальпию потока в точке смешения II . Они еще не известны. Предварительно оценим расходы пара в ПНД-6 и ПНД-7 кг/с,  кг/с.

В первом приближении можно определить величину расхода пара, поступающего в конденсатор, приняв расход острого пара через концевые уплотнения ЧВД турбины  = 2,2 кг/с:

;

73–(2,2+3,43+4,11+1,69+2,38+2,97+0,97+0,05+0,6+36+0,05)= 18,55 кг/с.

С учетом направляемых в конденсатор потоков конденсата пара от эжектора, сальникового подогревателя и от сальникового охладителя, общий поток конденсата, проходящий через ПНД-7, равен

= 18+0,6+0,3+1,1+0,05 =20,6 кг/с.

Параметры пара, конденсата и питательной воды в проточной части турбины Т-50 и в подогревателях системы регенерации в расчетном режиме приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9 - Параметры пара, конденсата и питательной воды

Точка
процесса

Обозн.

на ПТС

Пар в отборах

Конденсат
в подогревателе

Вода за подогревателем

,

МПа

,С

,

кДж/кг

,

МПа

,

С

,

кДж/кг

,

С

, кДж/кг

0

13,0

565

3511

0'

12,75

562

3511

1

П1

2,97

363

3145

2,74

228,87

985

226,87

979,6

2

П2

1,88

311

3051

1,73

205,17

876

203,17

873,7

3

П3

1,5

287

3008

1,38

194,38

827

192,38

826,3

Д

0,6

158,8

670

4

П4

0,577

195

2840

0,536

154,48

652

149,48

631,4

5

118,95

6

П6

0,209

121

2681

0,192

499

113,96

479,8

7

П7

0,147

112

2647

0,135

454

415

К

К

0,0034

26,2

2567

Расход пара на ПНД-7:

кг/с.

Учитывая подогрев конденсата в ЭЖ, СО и СП, считаем, что энтальпия конденсата после ПНД-7 равна кДж/кг.

Расход основного конденсата через ПНД-6:

= 17,6 + 36 + 6 +4,53 = 64,13кг/с.

Предварительное значение энтальпии в точке смешения  определится из уравнения ее теплового баланса:

;

Уточним расход пара на ПНД-6 и энтальпию основного конденсата после точки смешения I:

Уточняем энтальпию в точке смешения I:

Примечание: Если 0, то уточненные значения расхода пара на ПНД-6 и энтальпии в точке смешения I определяются по уравнениям:

.

В результате расчета тепловой схемы в расчетном максимально-зимнем режиме предварительно определены расходы пара в отборах и по отсекам турбины ПТ-135. Их величины приведены в табл. 2.10.

Таблица 2.10 - Расходы пара в отборах и по отсекам турбины Т-50

Отсек
турбины

Расход пара через отсек

Величина расхода через отсек, кг/с

Расходы пара в отборы, кг/с

I

177,8

II

168,73

III

165,15

IV

101,83

V

96,6

VI

96,6

VII

80,71

VIII

28,05

Так как разница между предварительно принятой 28,05 кг/с и уточненной величиной расхода пара в конденсатор 27,314 кг/с не превышает 3%, дальнейшего уточнения не требуется.

Примечание: Если уточненное значение расхода пара в конденсатор отличается от предварительно определенного более чем на 3%, необходимо проведение дополнительных уточняющих расчетов по системе регенерации низкого давления турбоустановки.

Для этого уточняем расход основного конденсата через ПНД-7:

= 28,05 + 0,6 + 0,3 + 1,1+4,373 = 34,42 кг/с

и расход пара на ПНД-7:

кг/с.

Скорректированные величины расхода основного конденсата через ПНД-6:

= 34,42 + 48,29 + 6 +38,47 = 127,18кг/с

и энтальпии в точке смешения :

Уточненные значения расхода пара на ПНД-6 и энтальпии основного конденсата после точки смешения I:

Так как разница между предварительно принятой и уточненной величиной энтальпии в точке смешения I превышает 5%, требуется выполнить дополнительный уточняющий расчет системы регенерации низкого давления, приняв энтальпию в точке смешения I (те на выходе из ПНД-4)  кДж/кг.

Вновь определяем расход пара и расход основного конденсата в деаэратор, решая совместно уравнения материального и теплового баланса деаэратора:

;

;

 = 159,58 -; = 0,77 кг/с; = 158,81 кг/с.

Новое значение энтальпии в точке смешения I:

Получено достаточно хорошее совпадение с предыдущим расчетом .

Вновь уточним расходы пара в отборах и по отсекам турбины Т-100(табл. 2.11).


Таблица 2.11 - Уточненный расход пара в отборах и по отсекам турбины ПТ-135

Отсек
турбины

Расход пара через отсек

Величина расхода через отсек, кг/с

Расходы пара
в отборы, кг/с

I

125,13

II

107,63

III

80,33

IV

56,83

V

45,43

VI

23,23

VII

16,23

VIII

15,63

Теперь можно определить электрическую мощность турбины Т-50:

2.8.1.3 Расчет тепловой схемы турбоагрегата ПТ-135-165/130 при работе  в режиме выработки электроэнергии на тепловом потреблении

Результаты расчета тепловой схемы турбоагрегата Т-50 для расчетного максимально-зимнего режима работы ТЭЦ, проведенного по первому варианту – с заданной электрической мощностью  МВт, показали, что из-за принятого расхода острого пара кг/с, существенно меньшего, чем номинальный кг/с (кг/с), турбина имеет значительную конденсационную выработку электроэнергии.

Если при расчетном максимально-зимнем режиме турбоагрегаты Т-50 вырабатывают электрическую энергию на тепловом потреблении, то в их конденсаторы пропускается лишь вентиляционный поток пара.

В этом случае расход тепловой схемы должен вестись по второму варианту с заданным расходом пара на турбину. В результате расчета тепловой схемы определится электрическая мощность турбоагрегата с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.

Ориентируемся на результаты расчета тепловой схемы турбоагрегата Т-50 при расчетном максимально-зимнем режиме, проведенного по первому варианту – с заданной электрической мощностью  МВт и расходе пара на турбину  кг/с. При этом расход пара в конденсатор был равен  28,05 кг/с.

Учитывая, что вентиляционный пропуск пара в конденсатор должен составлять около 4 кг/с, примем, что при расчете тепловой схемы по второму варианту заданный расход пара на турбину будет равен 73 кг/с.

В этом случае расход питательной воды составит

 = DDут Wпр = 73 + 3,87 + 1,09= 77,96 кг/с.

При построении процесса расширения пара в турбине в isдиаграмме на расчетном режиме считаем, что внутренние относительные КПД части высокого и среднего давления турбины ниже, чем на номинальном режиме, и равны  и . относительный внутренний КПД ЦНД определяем по рис. П6: . При этих значениях КПД строим процесс расширения в isдиаграмме.

Расход пара на регенеративные подогреватели определяем приближенно по формуле

= ,

где ,  – расход пара на турбину в расчетном и номинальном режимах;

– расход пара в -тый отбор при номинальном режиме.

Оценим величину расхода пара через передние концевые уплотнения ЦВД  кг/с, расход пара на ДВД  кг/с.

Давления пара в отборах из ЦВД пропорциональны отношению расходов пара через отсеки на текущем и номинальном режиме работы турбины:

,

где ,  – давление в -том отборе на расчетном и номинальном режимах;

,  – расход пара в -том отсеке турбины на расчетном и номинальном режимах.

В табл. 2.12 приведены предварительно определенные значения расходов пара в отборы и в отсеках в ЧВД турбины.

Таблица 2.12 - Значения расходов пара в отборы и в отсеках в ЧВД турбины

Отсек

Расход пара через отсек

Величина расхода через отсек, кг/с

Расходы пара в отборы, кг/с

I

123,9

II

106,4

III

79,1

IV

62,2

Давление в третьем отборе  МПа, поддерживается на заданном уровне регулятором давления промышленного отбора.

Давление пара в шестом отборе поддерживается на расчетном режиме на постоянном уровне регулятором давления верхнего теплофикационного отбора. Оно было определено ранее ( МПа). Давление в седьмом отборе МПа. Давление пара в четвертом и пятом отборах зависят от расхода пара через пятый и шестой отсеки турбины и в дальнейшем будут уточнены по формуле Флюгеля.

Параметры пара и конденсата, полученные при построении isдиаграммы, сведены в табл. 2.13. При её составлении принято, что потери давления в паропроводах отборов равны 7% от давления в отборе, температурные напоры в ПВД 3С, в ПНД 5С.

Пользуясь табл. 2.13, уточним расход пара на ПВД-I, ПВД-2 и ПВД-3:

== 6,81 кг/с;

кг/с,

т.е. второй отбор оказывается вытеснен. Принимаем D= 0, а дренаж из П1 направляем в П3.

Таблица 2.13 - Параметры пара и конденсата

Точка процесса

Обозн. на ПТС

Пар в отборах

Конденсат
в подогревателе

Вода за подогревателем

,МПа

,

С

,

кДж/кг

,

МПа

,

С

,

кДж/кг

,

С

, кДж/кг

0

12,75

565

3512

0'

12,11

562

3512

1

П1

3,41

396

3215

2,38

230

394

232

925

2

П2

2,17

347

3127

1,519

205

345

200,6

826

3

П3

1,128

274

2991

0,789

202

272

167,6

825

Д

1,128

274

2991

0,789

95,6

272

134,6

567,7

4

П4

0,43

197

2853

0,301

146,4

192

130,6

546,4

5

П5

0,272

138

2737

0,19

126,4

133

104,6

700

6

П6

0,0981

126

2730

0,068

93,6

121

78,6

852

7

П7

0,04

86

2657

0,028

66,81

81

52,6

1014

К

К

0,0049

32,52

2560

0,0034

27,52

Предварительно оценим энтальпию основного конденсата после точки смешения I. Учитывая, что в точку смешения I подводятся большие потоки конденсата греющего пара из ПДХОВ с энтальпией  кДж/кг и из ВСП с  кДж/кг, оценим величину энтальпии основного конденсата кДж/кг в точке смешения I. По предварительной оценке, энтальпия основного конденсата после ПНД-5 должна составлять 547,5 кДж/кг. Таким образом, ПНД-5 фактически вытеснен и не потребляет греющего пара .

Для нахождения расхода пара на ПНД-6 нужно знать величину расхода конденсата через ПНД-6 Wп6 и энтальпию в точке смешения II . Они еще не известны. Предварительно оценим вентиляционный расход пара в конденсатор турбины кг/с и расход конденсата, поступающего через ПНД-7 в точку смешения II.

 

= 3,5 + 1,5 = 5 кг/с.

При вентиляционном пропуске пара включается рециркуляция конденсата по замкнутому контуру: конденсатор, эжектор, сальниковый охладитель, сальниковый подогреватель, конденсатор. Избыточное количество тепла, выделяемое в ЭЖ, СО и СП, сбрасывается в конденсатор и отводится с циркуляционной водой.

Учитывая наличие рециркуляции и подогрева конденсата в ЭЖ, СО и СП, считаем, что энтальпия конденсата после ПНД-7, который отключен (), равна кДж/кг.

Расход основного конденсата через ПНД-6 равен сумме потоков конденсата и химочищенной воды после точки смешения II:

= 5+ 48,29 + 6 + 38,47 = 97,76 кг/с.

Предварительное значение энтальпии в точке смешения  определится из уравнения теплового баланса точки смешения:

;

Расход основного конденсата, проходящего после точки смешения I через ПНД-5, ПНД-4 и поступающего в ДВД

.    (2.3)

Предварительно оценив величину расхода основного конденсата в ДВД  кг/с, найдем расход греющего пара на ПНД-4:

кг/с.  (2.4)

Расход пара на ПНД-6:

Решив совместно два уравнения (2.3) и (2.4), определяем расход основного конденсата в деаэратор:

кг/с.

Уточним энтальпию основного конденсата после точки смешения I в системе регенерации турбоагрегата:

Расхождение между предварительно принятой энтальпией основного конденсата в точке смешения I (520 кДж/кг) и полученной в результате расчета (519,14кДж/кг) меньше 5%. Поэтому в дальнейшем не требуется проведения дополнительных итерационных расчетов по уточнению энтальпий основного конденсата в точках смешения системы регенерации и расходов пара на регенеративные подогреватели.

Уточним расход пара на деаэратор высокого давления:

Уточним величину расхода пара в конденсатор:

;

145 – (25+15,5 + 16,9 + 6,6 + 11,4 + 2,2 + 7+ 0,6 +

+ 35+ 23 ) = 1,8 кг/с.

Расходы пара в отборах и по отсекам турбины Т-100 при ее работе на максимально-зимнем режиме с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении приведены в табл. 2.14.

Таблица 2.14 - Расходы пара в отборах и по отсекам турбины Т-50

Отсек

Расход пара через отсек

Величина расхода через отсек, кг/с

Расходы пара
в отборы, кг/с

I

123,9

II

96,6

III

69,3

IV

45,8

V

34,4

VI

12,2

VII

5,2

VIII

4,6

Электрическая мощность турбины Т-50 с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении при работе на расчетном максимально-зимнем режиме:


3 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВОК ПРИ МАКСИМАЛЬНО-ЗИМНЕМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ ТЭЦ

3.1 Энергетические показатели турбоустановок ТЭЦ
при работе турбин ПТ-50/60-130 с конденсационным
пропуском пара

Полный расход тепла на турбоустановку Т-50/60-130:

71,1(3511 – 1014) = 177536,7кВт.

Полный расход тепла на турбоустановки Т-50/60-130:

371,1(3511 - 1010) = 533463,3кВт.

Расход тепла турбоустановками на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

3000000,55 = 165000 кВт.

Полный КПД турбоустановок ТЭЦ

Коэффициент полезного действия турбоустановок ТЭЦ по производству электроэнергии

0,98.

3.2 Энергетические показатели турбоагрегатов ТЭЦ
при работе турбин Т-50-130 с выработкой
электроэнергии на тепловом потреблении

Полный расход тепла на турбоустановку Т-50/60-130

71,1(3511 – 1010) = 177821,1 кВт.

Расход тепла турбоустановками на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

300000  0,55 = 165000 кВт.

 

Полный КПД турбоустановок ТЭЦ

Коэффициент полезного действия турбоустановок ТЭЦ по производству электроэнергии

0,9.


Рисунок П3 - Схема группы ПНД турбины Т-100-130
для расчета точек смешения


 



 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

74172. Эпигерцинские платформы (плиты) РФ и сопредельных территорий (название, расположение) 1.14 MB
  С юга Туранская плита ограничена молодыми горными сооружениями Копет-Дага и альпийским предгорным прогибом, а с юго-востока - глыбово-складчатыми структурами эпиплатформенного подвижного пояса Средней Азии.
74173. Состав и строение пород карбона Подмосковья Восточно-Европейской платформ 3.47 KB
  Нижний отдел представлен загипсованными глинами турнейского яруса с маломощными прослоями бурых углей и известняков затем песками песчаниками и глинами визейского возраста с отдельными пластами известняка а также пластами бурого угля и наконец карбонатными породами известняками и доломитами и глинами намюрского яруса общей мощностью до 100 м на севере области и до 250 м на юге. Средний отдел карбона слагают в Подмосковье осадки московского яруса представленные также карбонатноглинистой толщей и подразделяющиеся на четыре горизонта....
74174. СОСТАВ И СТРОЕНИЕ ПОРОД АРХЕЯ И РАННЕГО ПРОТЕРОЗОЯ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ 10.96 KB
  Докембрийская Сибирская платформа занимает пространство между реками Енисей и Лена. Породы архея и протерозоя слагающие фундамент платформы имеют выходы в пределах Алданского щита Анабарского массива Байкальской складчатой зоны Енисейского массива и Туруханского поднятия.
74175. Состав и строение пород палеозоя Тимано-Печорской области байкалид 17.88 KB
  Отложения нижнего-среднего ордовика представлены базальной (в основании лежащей) терригенной (обломочный материал, образованный в результате выветривания, эрозии и денудации) формацией, сменяемой карбонатами верхнего ордовика, силура и нижнего девона.
74176. Полезные ископаемые Восточно-Европейской платформы (нефтегазоносные месторождения) 13.69 KB
  Восточно-Европейская платформа (Русская платформа) - один из крупнейших, относительно устойчивых участков континентальной земной коры, относящийся к числу древних (дорифейских) платформ. Европы, от Скандинавских гор до Урала и от Баренцева до Черного и Каспийского морей
74177. Полезные ископаемые Алтае-Саянской области каледонид 3.06 KB
  Ведущие полезные ископаемые: руды железа полиметаллов редких металлов марганца уголь асбест фосфориты и бокситы поваренная соль. Полезные ископаемые Западного Саяна: железные и меднокобальтовых руды золото никель хром свинец цинк молибден и асбест. Полезные ископаемые ЮгоВосточной Тувы: медь тантал ниобий и другие металлы.
74180. Понятие о фациях и фациальном анализе. Дайте характеристику вещественного состава фаций (морских, континентальных, переходных) 86.67 KB
  Дайте характеристику вещественного состава фаций морских континентальных переходных Фация – комплекс отложений возникших в определённых физикогеографических условиях и характеризующихся специфическим набором пород и зключённых в них органических остатков. Распределение фаций по площади отражает морфологию рельефа поверхности осадконакопления древнего бассейна. преобладание глинистых известковисто-глинистых и известковых отложений присутствие последних отличает батиаль от более глубоководных фаций развитие массивных текстур в...