Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы

Содержание

 

Введение

. Краткая характеристика турбоустановки

.Тепловая схема установки

. Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме

Предварительная оценка расхода пара на турбину

Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы

Составление тепловых балансов для сетевых подогревателей

4.2 Турбопривод питательного насоса

Подогреватели высокого давления

Деаэратор повышенного давления

Подогреватели низкого давления

5. Проверка правильности результатов расчета

5.1 Сведение балансов

Определение показателей тепловой экономичности

Выбор вспомогательного оборудования

Выводы

Литература

 

Введение

 

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

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

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

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

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

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

В курсовом проекте рассчитывается тепловая схема турбины К-800-240 и оцениваются её технико-экономические показатели. Цель расчёта тепловой схемы - определение параметров и расходов пара и воды на электростанции и показателей её тепловой экономичности. Расчёт начинается с выбора давлений пара в отборах и построения h, s - диаграммы процесса работы пара в турбине. КПД проточной части турбины оценивается предварительно, а в дальнейшем, при проектировании турбины и тепловом расчёте её ступеней, может быть уточнён. Давление пара в отборах на регенерацию выбираются из условия оптимального распределения подогрева воды по ступеням. При этом ί_ΠΒ обычно задаётся на основе технико-экономических расчётов. Далее составляется таблица расчётных параметров пара и воды, и подсчитываются коэффициенты недовыработки отбираемого пара.

 

ТЕПЛОВАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ

 

Принципиальная тепловая схема установки изображена на листе 1 графической части проекта.

Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для

подогрева питательной воды (основного конденсата) в ПНД, деаэраторе и ПВД до температуры 274 °С (при номинальной мощности турбины и питании приводных турбин главных питательных насосов паром из отборов турбины).

Допускается работа турбины с отключенными регенеративными ПНД: при отключении одной нитки ПВД мощность турбины не должна превышать 785 МВт;

при отключении двух ниток ПВД мощность турбины не должна превышать 730 МВт.

Допускается длительная работа при отклонениях (в любых сочетаниях) параметров (пара и охлаждающей воды) от номинальных в следующих пределах: давление пара перед стопорными клапанами от 23,04 до 24,02 МПа; температура пара перед стопорными клапанами 540±10°С; температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы не выше 33 °С. Допускается кратковременная непрерывная работа турбины в течение не более 30 мин при повышении выше номинальных температуры свежего пара и температуры промежуточного перегрева на 10 °С или начального давления на 0,98 МПа. При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины не более 200 ч в год.

Турбина может длительно работать с минимальной мощностью 240 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время постепенного перехода от номинальной мощности до 30 % составляет не менее 60 мин.

В диапазоне мощности от 100 до 60 % температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна быть номинальной. При снижении мощности от 60 до 30 % возможно плавное снижение температуры от номинальной до 505 °С за время не менее 60 мин.

Турбина может работать при скользящем давлении свежего пара. Допускается устойчивая работа турбины с мощностью менее 30 % номинальной вплоть до нагрузки на собственные нужды, а также работа на собственные нужды и на холостом ходу после сброса нагрузки. При этом длительность работы на холостом ходу и нагрузке на собственные нужды не более 40 мин.

Допускается работа турбины в беспаровом режиме длительностью до 3 мин. Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины

Конденсационная установка состоит из конденсаторной группы, воздухо- удаляющего устройства, конденсатных насосов, эжекторов для отсоса воздуха из водяных камер, циркуляционных насосов.

Конденсаторная группа включает в себя два продольных конденсатора с одинаковой поверхностью теплопередачи. Общая поверхность теплопередачи конденсаторной группы составляет 41200 м².

Конденсаторы устанавливаются на пружинных опорах.

Воздухоудаляющее устройство, обеспечивающее нормальный процесс теплообмена в конденсаторе и прочих теплообменных аппаратах, состоит из трех основных эжекторов, один из которых резервный, и двух пускового.

Турбоагрегат обслуживается тремя конденсатными насосами (один из них резервный). Для срыва вакуума предусматриваются две параллельно установленные задвижки с электроприводами. Управление задвижками осуществляется со щита управления.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины.

Установка состоит из подогревателя замкнутого контура газоохладителей генератора, двух охладителей шара лабиринтовых уплотнений, четырех ПНД, деаэратора, трех ПВД и насосов.

Установка сетевых подогревателей предназначена для снабжения потребителя горячей водой и состоит из двух ПСВ (основного и пикового). Производительность установки - 586 ГДж/ч.

 

Предварительная оценка расхода пара на турбину

 

Расчёт принципиальной тепловой схемы по методу последовательных приближений основан на предварительной оценке расхода пара на турбину с помощью диаграммы режимов или по приближенным формулам. В настоящее время этот метод нашёл очень широкое применение в связи с удобством его применения при расчётах на ЭВМ.

Предварительный расход пара на конденсационную турбину определяется по следующей приближённой формуле:

 

G_к.э. = N_э× 10³ /(H_i × h_мех × h_г),

 

где: i₀ - энтальпия пара в начале процесса расширения его в турбине

i_отб - энтальпия пара теплофикационного отбора

i_конд - энтальпия пара на выходе из последней ступени турбины

где N_э - заданная электрическая мощность турбоустановки, МВт;

H_i - используемое теплопадение в турбине, кДж/кг;

h_мех, h_г - механический КПД турбины и КПД электрического генератора (принимаются в пределах 0,98 - 0,995);

к_р - коэффициент регенерации, зависящий от температуры питательной воды, числа регенеративных подогревателей и начальных параметров пара:

к_р = 1,26 [2].

G_к.э. = 800 × 10³ / (1587,58 × 0,98 × 0,99) = 519,4 кг/с» 1869,8 т/ч;

G_o» 1,26 × (1869,8+0,28*6,6)» 2355,9 т/ч.

 

 

паропроизводительность котлоагрегата;

;где

-доля от расхода пара на турбину G₀;

Расход питательной воды:

 

,

 

Где -доля непрерывной продувки котлоагрегата; =0, т.к. используется прямоточный котёл;

 

 

Сведение балансов

 

1. Материальный баланс

 

G₀¹ =G_n1 +G _n2 +G _n3+G_нд + G _n5+G _n6+G_n7 + G_n8 + G_к + G_сп

 

G₀¹ = 2355 т/ч» G ₀

2. Энергетический баланс

Найдём для каждого отбора используемое теплопадение.

 

h_i1 = h₀ - h₁ = 3379-3068=311 кДж/кг

h_i2 = h₀ - h₂ = 3379-2994=385 кДж/кг

Dh_nn = h_nn¹¹ - h_nn¹= 3588-2927=661 кДж/кг

h_i3 = h₀ - h₃ +Dh_nn =3379-3352+661=688 кДж/кг

h_iд = h₀ - h_д +Dh_nn =3379-3230+661=810 кДж/кг

h_i5 = h₀ - h₅ +Dh_nn =3379-3190+661=850 кДж/кг

h_i6 = h₀ - h₆ +Dh_nn =3379-2929+661=1111 кДж/кг

h_i7 = h₀ - h₇+Dh_nn =3379-2874+661= 1166 кДж/кг

h_i8 = h₀ - h₈ +Dh _nn= 3379-2576+661= 1464 кДж/кг

h_ik= h₀ - h_k + Dh_nn =3379-2500+661=1540 кДж/кг

 

Для удобства расчёт энергетического баланса сводим в таблицу.

 

Номер Отбора	Теплопадение кДж/кг	Расход пара		Мощность МВт
		т/ч	Кг/с
1	311	182,1	50,58	15,7
2	385	234,9	65,25	25,12
3	688	103,1	28,64	19,7
Д	810	22,34	6,2	5,022
5	850	79,6	22,1	18,78
6	1111	87,5	24,3	26,99
7	1166	134,7	37,42	43,63
8	1464	53,6	14,88	21,78
СП1	2307	23,4	6,5	15
СП2	2343	23,04	6,4	15
К	1540	1445,16	401,43	618,2
Сумма	12975	2389,3	663,7	824,9
Т	808	125,6	34,89	28,2

 

N_э= 800 Мвт

N_i = 796,7 Мвт

 

N_i¹=N_i*h_г*h_м = 796,7*0.99*0.985=776,9 Мвт

DN_i = (N_i¹- N_э) / N_э = (776,9-800)/800 =2,8%

 

Погрешность в допустимых пределах.

 

Длина 13500 мм

Масса 27650 кг

Сетевые подогреватели.

Исходя из величины тепловой нагрузки по уравнению теплопередачи определяется необходимая поверхность сетевого подогревателя:

 

F=Q_cп*10³/K*Δt_ср= 15*1000/(3.5*16,68)= 256,94м²

Δt_ср=Δt/ln(Δt+δ_cn)/δ_cn)=40/ln((40+4)/4)=16,68 ⁰C

 

K=3.5 кВт/м² ˚С

Выбираем по П10 [1] 2 подогревателя ПСВ- 315-3-23.

Выводы

 

В курсовом проекте произведён расчёт принципиальной тепловой схемы турбины К-800-240, выбор основного и вспомогательного оборудования и произведена оценка технико-экономических показателей работы энергоблока.

В данном курсовом проекте по проведенным расчётам было выбрано оборудование:

По параметрам острого пара и паропроизводительности установки выбираем один котёл типа ПП-2650-255 ГМ (ТГМП-204)

Подольского завода им. С.Ордженикидзе, работающий на природном газе и мазуте. Техническая характеристика [2].

В качестве турбопривода принимаем приводную турбину типа К-17-15П [4].

деаэрационные колонки типа ДСП-800 [4].

В качестве ПСГ-1 по поверхности теплообмена и давлению греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСВ -315-3-23.В качестве ПСГ-2 по поверхности теплообмена и давления греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСВ-315-3-23

На основании проделанной работы можно сделать выводы о работе энергоблока: КПД турбоустановки получили равным 0,33. Удельный расход условного топлива на отпущенную потребителям электроэнергию:

В_кэс^н =0.372 кг у. т./ кВт*ч.

Литература

 

1. Методические указания для выполнения расчетных работ по дисциплине «Теплоэнергетические процессы и установки» и «Тепловые электрические станции», Минск, 2003г.

.   Справочник “Тепловые и атомные электрические станции”. Под редакцией В.А. Григорьева и В.Ш. Зорина, М., Энергоатомиздат, 1982г.

.   Леонков А.М. “Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций” Минск, “Беларусь”, 1974г.

.   “Теплоэнергетические установки электростанций”, Елизаров Д.П., М., “Энергоатомиздат” 1982г.

.   “Термодинамические свойства воды и водяного пара”. Справочник под редакцией Ривкин С.И., Александров А.А., М., “Энергоатомиздат” 1984г.

.   Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. Минэнерго СССР, М., 1981г.

Содержание

 

Введение

. Краткая характеристика турбоустановки

.Тепловая схема установки

. Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме

Предварительная оценка расхода пара на турбину

Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы