Обзор научно-технической литературы

Аннотация

 

В пояснительной записке к курсовому проекту составлена принципиальная схема тепловой электростанции на базе турбоустановки ПТ–60/75-130, изучены условия работы и требования, предъявляемые к паровой турбине. Освоена методика расчета принципиальной тепловой схемы электростанции. Рассчитаны показатели тепловой экономичности турбоустановки и энергоблока. Выполнен расчет теплового баланса ТЭЦ

Изучены технические характеристики регенеративного подогревателя ПН-130-16-9-I.

Выполнен обзор научно-технической литературы на тему паротурбинные, газотурбинные и парогазовые технологии производства электрической и тепловой энергии

Отчет выполнен на 72 листах, включает 16 рисунка, 10 таблиц и 8 приложений.

Введение

 

Природные запасы топлив с каждым годом уменьшаются, в то время как потребление энергии возрастает. Например, в 2010-ом году суммарная выработка электроэнергии в мире составила 23100 млрд. кВтч, в то время как в 1990-ом году эта величина была на уровне 11900 млрд. кВтч. В связи с этим, проблема эффективного использования энергетических ресурсов в энергетике становится все более актуальной. Одним из путей решения этой проблемы является техническое перевооружение отрасли производства тепловой и электрической энергии.

Технический прогресс в энергетике характеризуется следующими основными направлениями:

созданием высокоэкономичных энергоблоков, с сверхкритическими параметрами рабочих сред, для работы по определенному графику нагрузки с максимально возможной автоматизацией технологического процесса;

повышением экономичности и совершенствованием топливного баланса;

снижением удельных капитальных затрат при производстве электрической и тепловой энергии;

повышением надежности защиты окружающей среды от вредных воздействий.

В Российской Федерации до 80% электроэнергии производят паросиловые установки с паровыми турбинами. В основе технологического процесса паротурбинных установок лежит термодинамический цикл Ренкина, который характеризуется относительно невысокими начальными параметрами рабочего тела. Для паросиловой установки рассчитанной на начальные параметры 24 МПа и 540⁰С среднеинтегральная температура подвода теплоты в цикле составляет около 400⁰С. Дальнейшее повышение начальных параметров (среднеинтегральной температуры подвода теплоты) уже мало повышает экономичность паротурбинных блоков, но сильно увеличивает их стоимость из-за технологической сложности и повышенных требований к конструкционным материалам. Необходимо отметить, что наряду со сложностью повышения средней температуры подвода тепла, пароводяное рабочее тело характеризуется относительно низкой температурой отвода теплоты из цикла.

В последние годы значительно возрос интерес к энергетическим газотурбинным установкам и особенностям их работы. Применение газа в газотурбинных установках существенно упрощает задачу повышения средней температуры рабочего тела, при подводе теплоты в цикле Брайтона. Но при этом значительно сложнее снизить температуру газа при отводе теплоты из цикла.

Таким образом, развитие газовых и паровых циклов привело к созданию комбинированной парогазовой установки, в которой максимально используются положительные свойства двух циклов. В ней теплота выходных газов газотурбинного двигателя почти полностью используется в нижней паровой части объединенного цикла Брайтона-Ренкина, что значительно повышает экономичность.

Парогазовые установки на при-родном газе единственные энергетические установки, которые по расчетам в конденсационном режиме отпускают электроэнергию с КПД нетто до 58%.

В энергетике применяется ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и отличия в технологическом процессе. Наиболее широкое применение получили ПГУ с котлами утилизаторами, также используются ПГУ с параллельной схемой работы, со сбросом газов ГТУ в паровой котел паросиловой установки, ПГУ контактного типа, где рабочим телом является газопаровая смесь.

ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Паротурбинные энергетические установки ТЭЦ.

Паротурбинная установка предназначена для преобразования тепловой энергии пара, получаемой в котле при сгорании топлива, в механическую энергию на валу турбины.

Современные паровые турбины являются основным двигателем тепловых и атомных электростанций, значение которых для энергетики определяется все возрастающими потребностями страны в электроэнергии. Паровые турбины позволяют осуществлять совместную выработку электрической энергии и теплоты, что повышает степень полезного использования теплоты органического и ядерного топлива.

Паровая турбина достигает высокой экономичности и имеет высокий К.П.Д.

Современные паротурбинные ТЭЦ различают по следующим признакам:

1) по назначению (видам покрываемых нагрузок) — районные (коммунальные, промышленно-коммунальные), снабжающие теплом и электроэнергией потребителей всего района, и промышленные(заводские);

2) по начальным параметрам пара перед турбиной — низкого

(до 4 МПа), среднего (4-6 МПа), высокого (9-13 МПа) и сверхкритического (24 МПа) давления.

Основными типами турбин на паротурбинных ТЭЦ являются:

1) теплофикационные (тип Т), выполняемые с конденсатором и
регулируемыми отборами пара дли покрытия жилищно-коммунальных
нагрузок;

2) промышленно-теплофикационные (тип ПТ), выполняемые с конденсатором и регулируемыми отборами пара для покрытия промышленных и жилищно-коммунальных нагрузок;

3) противодавленческие (тип Р), не имеющие конденсатора; весь
отработавший пар после турбины направляется потребителям тепла.

Турбины типа Т и ПТ являются универсальными, так как за счет перепуска части или всего количества пара в конденсатор могут вырабатывать электрическую энергию независимо от тепловой нагрузки отборов. Турбины типа Р вырабатывают электроэнергию только комбинированным методом, поэтому они используются для покрытия постоянных тепловых нагрузок, как правило, технологических нагрузок промышленных предприятий.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ НА БАЗЕ ТУРБОУСТАНОВКИ ПТ-60/75-130

 

Таблица 3.1 - Исходные данные

Исходные данные	Обозначение	Величина	Размерность
Температура атмосферного воздуха	tн	-5	^0C
Начальное давление пара	Ро	12,75	МПа
Начальная температура пара	t0		^0С
Расход пара на турбину	DО	83,4	кг/ с
Расход пара на производственные нужды	Dп	22,2	кг/ с
Давление пара, поступающего в конденсатор	Рк	0,0035	MПа
Внутренние относительные КПД турбины по отсекам ЦВД, ЦСД, ЦНД	ho i	0,8/0,84/0,85	-
Число регенеративных отборов	z		-
Давление пара в деаэраторе	Рд	0,6	МПа
Конечная температура регенеративного подогрева воды	tПВ		^0С
Наличие сетевых подогревателей и их тепловая нагрузка	n/Q	2/46,4	-/МВт
Коэффициент продувки барабанного котла	aпр	0,3	%
Тип парогенератора	подобрать
Процент утечки пара и конденсата	yут	1,5	%

 

По заданной температуре окружающей среды , используя температурный график сетевой воды, определяем:

- температура сетевой воды в подающей магистрали

;

- температура обратной сетевой воды

.

Принимаем значения КПД элементов тепловой схемы:

- КПД расширителя непрерывной продувки ;

- КПД нижнего сетевого подогревателя ;

- КПД верхнего сетевого подогревателя ;

- КПД регенеративных подогревателя высокого давления ПВД7- ПВД5

;

- КПД регенеративных подогревателя низкого давления ПНД4- ПНД1

;

- КПД питательного насоса ;

- КПД деаэратора питательной воды ;

- КПД охладителя продувки ;

- КПД подогревателя очищенной воды ;

- КПД деаэратора конденсационной воды ;

- КПД смесителей ;

- КПД подогревателя уплотнений ;

- КПД эжектора уплотнений ;

- КПД генератора – механический ;

- КПД генератора – электрический ;

- КПД трубопроводов .

ПТ-60-130

 

Расчет тепловой схемы теплофикационной турбины производится исходя из заданного расхода пара на турбину (D₀=83,4 кг/с).

 

ПВД 7

Рисунок 4.2 – Регенеративный подогреватель высокого давления (ПВД7)

 

Уравнение теплового баланса ПВД7

(4.28)

 

где ;

;

.(или из таблицы 4.1)

- расход греющего пара на ПВД7 определяем из уравнения (4.28)

,

 

ПВД6

Рисунок 4.3 – Регенеративный подогреватель высокого давления (ПВД6)

Уравнение теплового баланса ПВД6

(4.29)

- расход греющего пара на ПВД6 определяем из уравнения (4.29)

 

где , из таблицы 4.1, из таблицы 4.2

- тепло, отводимое из дренажа

 

Питательный насос (ПН)

Рисунок 4.4 – Регенеративный подогреватель высокого давления (ПВД5) и питательный насос (ПН)

Подогрев воды в питательном насосе (это внутренняя работа сжатия воды в насосе):

Давление после ПН .

Давление на всасе в ПН

Перепад давления , .

Удельный объем воды в ПН – определяем из таблиц [2] по значению . . КПД питательного насоса .

Подогрев воды в питательном насосе:

, (4.30)

.

Энтальпия питательной воды после ПН:

, (4.31)

,

где - энтальпия питательной воды после деаэратора питательной воды (ДПВ), из таблицы4.1.

 

ПВД5

Уравнение теплового баланса ПВД5

, (4.32)

где - из таблица 4.1.

 

Количество переданной теплоты в подогревателе П5 от дренажной воды:

, (4.33)

.

Тепло от утечек принимаем .

Расход греющего пара на ПВД5 составляет:

, (4.34)

Деаэратор питательной воды

Рисунок 4.5 – Деаэратор питательной воды

 

 

Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ принимаем

.

Энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов принимаем:

, принимают при Р = 12,0 МПа и t = 550 ⁰С;

- из таблицы 4.1. - из таблицы 4.2

Количество пара, отводимое из деаэратора на концевые уплотнения:

(4.35)

 

.

Расход пара на эжекторную установку:

, (4.36)

.

Расход пара на эжектор отсоса уплотнений и концевые уплотнения

, (4.37)

.

Поток конденсата на входе в деаэратор ДПВ из группы ПВД

, (4.38)

.

Поток конденсата на входе в ДПВ

(4.39)

.

Уравнение теплового баланса деаэратора

(4.29)

После подстановки выражения D _КД и численных значений известных величин получаем:

Расход греющего пара из третьего отбора турбины на ДПВ

отсюда расход греющего пара из отбора №3 турбины на деаэратор питательной воды:

Поток конденсата на входе в деаэратор:

 

Рисунок 4.6 – Установка для подогрева и деаэрации добавочной воды

 

Уравнение материального баланса деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ.

 

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

(4.40)

Расход химически очищенной воды:

(4.41)

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП

, (4.42)

где теплота, подводимая к добавочной воде в ОП.

где: энтальпия продувочной воды на выходе из ОП.

Принимаем возврат конденсата от производственных потребителей теплоты К = 0,5 (50%), тогда:

,

Подогрев добавочной воды в ОП определим из уравнения теплового баланса ОП:

,

После охладителя продувки (ОП) добавочной воды поступает на химводоочистку, а затем в подогреватель химически очищенной воды.

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды ПОВ

, (4.43)

где – количество теплоты, переданной в подогревателе паром из отбора №6 турбины(из таблицы 4.1);

-подогрев воды в ПОВ. Принимаем h _ОВ = 140 кДж / кг, тогда

.

Расход пара на ПОВ определим из теплового баланса подогревателя химически очищенной воды:

.

Таким образом,

.

Уравнение теплового баланса деаэратора химически очищенной воды:

. (4.44)

Отсюда – расход греющего пара на ДКВ и отбора №6 турбины.

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

 

 

ПНД4

Рисунок 4.7 – Регенеративный подогреватель низкого давления (ПНД4)

 

Уравнение теплового баланса ПНД4

. (4.45)

 

Расход греющего пара на ПНД4

,

ПНД3 и смеситель СМ2

 

Рисунок 4.8 – Регенеративный подогреватель низкого давления (ПНД3) и смеситель СМ2

 

Объединенное уравнение теплового баланса:

(4.46)

где

подставим в объединенное уравнение теплового баланса:

 

ПНД2 и смеситель СМ1

Рисунок 4.9 – Регенеративный подогреватель низкого давления (ПНД2) и смеситель СМ1

 

Объединенное уравнение теплового баланса:

(4.47)

где

(4.48)

 

Уравнение теплового баланса смесителя СМ2:

(4.49)

откуда - энтальпия конденсата после смесителя СМ2.

 

Уравнение теплового баланса смесителя СМ1:

(4.50)

откуда - энтальпия конденсата после смесителя СМ1.

БО(Бойлер основной)

Рисунок 4.10 – Бойлер основной (БО)

 

Уравнение теплового баланса смесителя БО:

(4.51)

,

где при

,

где при

 

Расход греющего пара на БО:

 

 

ПНД1

Рисунок 4.11 – Регенеративный подогреватель низкого давления (ПНД1)

 

 

Уравнение теплового баланса ПНД1

(4.52)

Расход греющего пара из отбора №7 турбины на ПНД1

Паровой баланс турбины

 

В результате проведенного расчета получен расход пара в отборах турбины, приведенный в табл.4.5.

 

Таблица 4.5 - Расходы пара по отборам турбины

Суммарный расход пара из отборов турбины

, (4.58)

Поток пара, поступающий в конденсатор после турбины:

, (4.59)

.

Поток конденсата, на выходе из конденсатора

Материальный баланс пара и конденсата сходится с точностью:

,.

Турбинная установка

 

1. Полный расход теплоты на турбоустановку

, (5.1)

.

2. Расход тепла на производственные потребители

(5.2)

 

.

3. Расход теплоты на отопление

, (5.3)

.

где – коэффициент, учитывающий потери теплоты в системе отопления.

4. Общий расход теплоты на внешних потребителей

(5.4)

5. Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии

, (5.5)

6. Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии)

(5.6)

.

7. Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

, (5.7)

.

Тепловой баланс ТЭЦ

Рисунок 5.1 – Расчетная схема ТЭЦ (тепловой баланс)

 

Тепловой баланс:

(5.22)

где - тепло, переданное парогенератором,

- потери в трубопроводах,

- отпуск тепла потребителям,

- отпуск тепла на производство,

- потери в конденсаторе,

- потери с охлаждением подшипников,

- потери с охлаждением генератора,

- мощность турбоагрегата,

- расход тепла на собственные нужды станции.

 

1. Тепло, переданное парогенератором

 

2. Потери в трубопроводах

Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)

3. Отпуск тепла потребителям

4. Отпуск тепла на производство

5. Потери тепла в конденсаторе.

Определяются по формуле:

(5.23)

где - расход пара в конденсатор,

- энтальпия пара на входе в конденсатор и на выходе.

 

Таблица 5.1 – Данные к расчету потерь в конденсаторе

Номер турбоагрегата	Расход пара в конденсатор, кг/с	Давление в конденсаторе, МПа	Энтальпия пара на выходе из конденсатора, кДж/кг
ПТ-60-130	7.677	0.0035	111.82

 

 

6. Потери с охлаждением подшипников

,

где - КПД генератора механический

 

7. Потери тепла с охлаждением генератора

где - КПД генератора электрический

 

8. Расход тепла на собственные нужды станции:

 

9. Баланс ТЭЦ

Баланс сошелся с погрешностью

 

Пароводяной баланс ТЭЦ

Рисунок 5.2 – Расчетная схема ТЭЦ(пароводяной баланс).

Основные потоки пара:

1) Паровая нагрузка парогенератора

2) Расход свежего пара на турбоустановку

3) Промышленный отбор пара

4) Утечки пара через уплотнения

5) Расход пара в конденсатор

6) Расход греющего пара в верхний сетевой подогреватель

7) Расход греющего пара в нижний сетевой подогреватель

8) Расход пара из расширителей продувки

9) Расход пара в регенеративную систему ТЭЦ

 

Основные потоки воды:

1) Расход конденсата возвращаемого из производства

2) Поток конденсата на выходе из конденсатора

3) Расход химически очищенной воды

4) Расход воды из котла на продувку

Проверка пароводяного баланса ТЭЦ

Устройство, принцип работы

Подогреватель низкого давления представляет собой кожухотрубный теплообменник вертикального типа, основными узлами которого являются: корпус, трубная система, водяная камера.

Сборка узлов осуществляется с помощью фланцевого соединения, обеспечивающего возможность их профилактического осмотра и ремонта.

Корпус подогревателя состоит из цилиндрической обечайки, эллиптического днища и фланца для соединения с трубной системой и водяной камерой.

Трубная система состоит из трубной доски, каркаса, U-образных теплообменных труб, концы которых развальцованы в трубной доске.

Каркас трубной системы образуют: каркасные стойки (швеллеры и трубы), поперечные сегментные перегородки, направляющие поток пара и служащие промежуточными опорами для теплообменных труб, пароотбойный щит.

На трубной доске предусмотрена установка воздушного клапана для отвода воздуха из корпуса при гидроиспытании и клапана для слива воды из водяной камеры.

Водяная камера состоит из цилиндрической обечайки, эллиптического днища и фланца для соединения с трубной системой и корпусом, патрубков подвода и отвода воды. Внутренний объём камеры разделён перегородками на отсеки, благодаря которым вода совершает необходимое количество ходов.

В верхней части днища установлена муфта воздушного клапана для отвода воздуха из трубной системы при гидроиспытании.

Сиcтема регенерации низкого давления выполняется преимущественно однопоточной, с нагревом воды в одной группе последовательно расроложенных подогревателей низкого давления. Причем в некоторых случаях отдельные ступени регенеративного подогрева могут иметь два аппарата ПН параллельно подсоединенных по питательной воде и греющему пару.

В подогревателе нагреваемая вода движется по теплообменным трубкам, а греющий пар поступает через пароподводящий патрубок в межтрубное пространство.

Конденсат пара стекает в нижнюю часть корпуса и отводится из подогревателя через регулирующий клапан, управляемый электронным автоматическим устройством.

Аппаратура автоматического регулирования уровня конденсата поддерживает нормальный уровень конденсата в корпусе, выпускает избыток конденсата в дренажную сеть и препятствует выходу пара из корпуса.

Накапливающиеся в подогревателе неконденсирующиеся газы отводятся через патрубок на корпусе.

Техническая характеристика.

 

Полная площадь поверхности теплообмена (только зона КП), ..130

Рабочее давление,

вода в трубной системе…………………………………….1,6(16)

пара в корпусе……………………………………………….0,9(9)

Рабочая температура, :

вода в трубной системе……………………………………….159

пара в корпусе………………………………………………....400

Максимальная температура пара, ………………………………...400

Расчетный тепловой поток, ………………………7,3(6,3)

Гидравлическое сопротивление при номинальном расходе воды, ………………………………………………………0.88(9)

Номинальный расход воды, ……………………………………...230

Габаритные размеры, :

высота………………………………………………………..4585

диаметр корпуса……………………………………….........1020

Размер труб в пучке, :

высота…………………………………………………………..16

диаметр стенки..…………………………………………...........1

Число ходов воды……………………………………………………….6

Масса подогревателя, т:

сухого………………………………………………………...3,55

заполненного водой…………………………………………..8,3

 

Заключение

В пояснительной записке к курсовому проекту составлена принципиальная схема тепловой электростанции на базе турбоустановки ПТ–60/75-130, изучены условия работы и требования, предъявляемые к паровой турбине. Освоена методика расчета принципиальной тепловой схемы электростанции.

Рассчитаны показатели тепловой экономичности турбоустановки и энергоблока.

Расход условного топлива на выработку электроэнергии .

Расход условного топлива на выработку теплоты, отпущенной внешним потребителям .

Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто) .

Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто) .

Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии

Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление ,

Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии) .

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии .

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии .

Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ .

Удельный расход условного топлива "нетто" .

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии .

Электрическая мощность турбоагрегата

Выполнили расчет парового баланса турбины. Материальный баланс пара и конденсата сходится с точностью: ,.

Построили процесс реального расширения пара в h-s диаграмме,

Выполнен расчет теплового баланса ТЭЦ. Погрешность составила

Выполнен расчет солевого баланса ТЭЦ. концентрация солей в продувочной и питательной воде не превышает установленное солесодеожание ,при

При величине продувки менее 2% необходимо предусматривать периодическую продувку.

Выполнили гидравлический расчет трубопровода. Потери давления в трубопроводе составили

Изучены технические характеристики регенеративного подогревателя ПН-130-16-9-I.

Выполнен обзор научно-технической литературы на тему паротурбинные, газотурбинные и парогазовые технологии производства электрической и тепловой энергии из которого видно, что развитие энергетики основывается на внедрении парогазовых установок с использованием ГТУ, отвечающим высоким современным требованиям по экономичности, надежности и экологическим характеристикам.

Список литературы

1. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов. – 3-е. изд., перераб. – М.: изд МЭИ, 2004. – 424 с.

2 Тепловые электрические станции: учебник для вузов. Под ред. В.М. Елизаров, А.С. Седлов, С.В. Цанев. – 3-е изд., - М.: изд МЭИ, 2009. – 446с.

3 Бойко Е.А. Паротрубинные энергетические установки ТЭС: Справочное пособие – ИПЦ КГТУ, 2006. -152с

4 Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник – М.: Издательство МЭИ, 1999. – 168с.

5 Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. – 3-е изд., прераб. И доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

6 Расчет тепловых схем паротурбинных установок: Учебное электронное издание/Полещук И.З.. – ГОУ ВПО УГАТУ, 2005.

7 Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/Под общей ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и В.М. Зорина. – 3-е изд. - М.: Изд МЭИ, 2003. – 648с.: ил. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).

8 Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов/ Под ред. А.Г, Костюка, В.В. Фролова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд МЭИ, 2001. – 488 с.

9 Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции – М.: Энергия, 1976. – 446с

10 Щегляев А.В. Паровые турбины: Учеб. для вузов. – 6-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1993. – 416 с.

11. Щегляев А.В. Паровые турбины: Учеб. для вузов. – 3-е изд., перераб. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1955. – 320 с

12 http://foraenergy.ru/klassifikaciya-parovyx-turbin/

13 Программа на ЭВМ WATER-STEAM.PRO

 

Приложение А

Принципиальная тепловая схема ТЭС на базе турбоустановке ПТ-60-130