1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭЦ С ТУРБИНОЙ ПТ-60-90/13

Принципиальная тепловая схема (ПТС) характеризует сущность и совершенство основного и технологического процесса тепловой электрической станции – процесса преобразования тепловой энергии сжигаемого топлива в электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям. Она определяет тепловую экономичность отпуска потребителям от ТЭС электрической и тепловой энергии.

При составлении ПТС учитываются возможные режимы работы станции. Расчёт ПТС производят с целью определения параметров и величин потоков рабочего тела (пара, конденсата, питательной воды, сетевой воды) в различных участках технологического цикла, а также мощности и показателей тепловой экономичности.

1.1.1 Последовательность расчета и исходные данные

Приводим расчет тепловой схемы промышленно-отопительной ТЭЦ с турбоустановкой ПТ-60-90/13 номинальной мощностью 60МВт, с параметрами свежего пара 8.8 МПа 535°С. Максимальная мощность турбины 75 МВт.

Турбина имеет производственный отбор 1,27±0,3МПа, 140т/ч при номинальном режиме и теплофикационный отбор с номинальным отпуском тепла 70МВт при расчетном режиме, соответствующем температуре наружного воздуха минус 1,1°С. Для подогрева сетевой воды предусматриваются пиковые водогрейные котлы.

Турбина ПТ-60-90/13 двухцилиндровая, рассчитана на максимальный расход пара 390 т/ч. Расход пара на конденсационном режиме при номинальной нагрузке составляет 198 т/ч. [2] Промышленный отбор осуществляется после цилиндра высокого давления, пар на подогрев сетевой воды отбирается из цилиндра низкого давления. Часть цилиндра низкого давления выполнена однопоточной.

Температура подогрева питательной воды при номинальном режиме принята 232°С. [2] Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в охладителях эжектора конденсатора турбины и эжектора уплотнений, в подогревателе уплотнений, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД); при расчетном режиме ПНД 7 отключен, в деаэраторе 0,6МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из двух регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины. Пар на ПВД1 и ПВД2 отбирается из цилиндра высокого давления (ЦВД), на ПВД3 и деаэратор – из регулируемого промышленного отбора за ЦВД, на ПНД4 и ПНД5 – из нерегулируемых теплофикационных отборов. [3]

Дренаж из подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор. Из ПНД4 дренаж сливается в ПНД5 и затем в ПНД6, откуда сливным насосом подается в смеситель СМ1 на линии основного конденсата между ПНД5 и ПНД6. Из ПНД6 дренаж каскадно направляется в конденсатор, куда сливаются также дренажи из охладителей эжекторов. ПНД7 в схеме отключен.

Конденсат из сетевого подогревателя подается сливными насосами в смеситель СМ1 между пятым и шестым подогревателями. Насос сетевой воды установлен перед сетевым подогревателем.

Характерным для турбин данного типа является необходимость обеспечить подогрев и деаэрацию добавочной воды, восполняющей потери конденсата производственного отбора, а также подогрев обратного конденсата производственного отбора. Для этой цели в тепловой схеме турбоустановки ПТ-60-90/13 предусматривается использование теплофикационного отбора для подогревателя добавочной воды и деаэратора 0,12МПа. После подогревателя добавочная вода поступает в деаэратор 0,12 МПа, куда направляется обратный конденсат производственного отбора и дренаж подогревателя химически очищенной воды (ПОВ), затем общий поток воды перекачивается в смеситель перед ПНД5.

Пар из уплотнений турбины направляется в ПВД3 и охладитель уплотнений (ОУ). Паровоздушная смесь из концевых уплотнений отсасывается эжектором. Пар из уплотнений штоков клапанов направляется в деаэратор питательной воды.

Первым этапом расчета тепловой схемы теплофикационной турбоустановки является составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расходов пара на каждый из них на основании заданной тепловой нагрузки турбины и температурного графика.

Давление пара в отборах турбины устанавливается исходя из требований промышленного потребителя и температурного графика сетевой воды. После этого составляются тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления, деаэраторов и подогревателей низкого давления. [3]

Расчет тепловой схемы теплофикационной турбины удобнее проводить, задаваясь расходом пара на турбину и в конце расчета, определяя электрическую мощность турбоагрегата. Заканчивается расчет определением показателей тепловой экономичности турбоустановки в целом.

Рабочий процесс пара в турбине показан на рисунке 1.1. Параметры пара и воды в турбоустановке приведены в таблице 1.1, где приняты следующие обозначения:

Р,t,h – давление, температура и энтальпия пара, МПа, С, кДж/кг;

Р` - давление пара перед подогревателями регенеративной установки, МПа;

t`<sub>н</sub>, h`_н – температура и энтальпия конденсата при насыщении для давления Р`, соответственно С и кДж/кг;

 - недогрев воды в поверхностных теплообменниках на выходе из встроенного пароохладителя (если есть), С;

Р_в, t_в, h_в – давление, температура и энтальпия воды после регенеративных подогревателей, соответственно МПа, С, кДж/кг;

_i=h_вi-h_в(i-1) – подогрев воды в ступени регенерации, кДж/кг;

q_i=h_i-h`_i – тепло, отдаваемое греющим паром, кДж/кг. [1]

Рисунок 1.1 – Процесс работы пара в турбине ПТ-60-90/13

При построении процесса работы пара в турбине приняты некоторые значения внутренних относительных к.п.д. отсеков турбины. Их значения указаны в таблице 1.2.

Таблица 1.2 КПД отсеков турбины.

Отсеки турбины	Интервалы давлений, МПа	КПД отсека, %
ЦВД	8.55 – 3.39	77.3
	3.39 – 2.2	76
	2.2 – 1.3	85.5
ЦНД	1.3 – 0.57	73.5
	0.57 – 0.3	69.6
	0.3– 0.13	70.2
	0.13 – 0.05	0

1.1.2 Определение паровой нагрузки парогенератора и величины потерь пара на продувку и протечек через уплотнения.

Промышленный отбор D_п = 36.37 кг/с. Отопительная нагрузка принята равной Q_т = 70 МВт, расход пара на голову турбины равен D₀ = 106.92 кг/с.

Паровая нагрузка парогенератора определяется с учётом потерь на продувку и протечек через уплотнения.

Величину продувки принимаем равной 1.5% от расхода свежего пара D₀, то есть

D_пр=0.015D₀; (1.1)

D_пр=0.015106.92=1.605 кг/с.

Величину протечек через уплотнения направляемых в ПВД5 принимаем равной 0.642 кг/с, то есть D_у3=0.642 кг/с. Величину протечек направляемых в подогреватель уплотнений принимаем 1%, то есть

D_пу=0.01D₀ (1.2)

D_пу=0.01106.92=1.069 кг/с.

Сумма протечек через уплотнения

D_уп=D_у3+D_пу (1.3)

D_уп=1.605+1.069=2.674 кг/с.

Утечки пара подводимого к турбине

D_ут=0.015D₀ (1.4)

D_ут=0.015106.92=1.391 кг/с.

Паровая нагрузка парогенератора

D_пг=D₀+D_ут (1.5)

D_пг=106.92+1.391=108.311 кг/с.

Расход питательной воды

D_пв=D_пг+D_пр (1.6)

D_пв=108.311+1.605=110.216 кг/с.

Расход пара из уплотнений штоков клапанов 0.45% от D₀

D_уш=0.0045D₀ (1.7)

D_уш=0.0045106.92=0.481 кг/с.

Расход пара на эжектор D_э=0.252 кг/с.

Расход пара на концевые уплотнения 0.1% от D₀

D_ук=0.001D₀ (1.8)

D_ук=0.001106.92=0.107 кг/с.

Суммарный расход пара на эжектора и уплотнения

D_эу=D_э+D_ук (1.9)

D_эу=0.252+0.107=0.259 кг/с.

Для использования тепла воды продувки парогенератора предусмотрена ус­тановка расширителей для сепарации продувочной воды. Параметры рабочих сред в расширителе приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. Параметры пара и воды в расширителях.

Рас­ширитель	Вода в расширитель			Пар из расширителя			Вода из расширителя
	Pпр, МПа	tпр, С	hпр, кДж/кг	Pпр, МПа	tпр, С	h``пр, кДж/кг	Pпр, МПа	tпр, С	h`пр, кДж/кг
РI	11.3	320.1	1462.7	0.60	158.8	2756.14	0.60	158.8	670.50
РII	0.60	158.8	670.50	0.12	104.8	2683.06	0.12	104.8	439.30

где P_пр, t_пр, h_пр – соответственно давление, температура и энтальпия теплоносите­лей.

Определяем выход пара из расширителя РI. Из уравнения теплового ба­ланса расширителя имеем:

; (1.10)

где

=0.998 – коэффициент, учитывающий потери тепла в расширителе;

кг/с.

Расход продувочной воды выходящей из расширителя рi

D`_пр1=D_пр-D``_пр1; (1.11)

D`_пр1=1.605-0.607=0.998 кг/с.

Пар из расширителя РI поступает в деаэратор питательной воды (ДПВ), а продувочная вода – в расширитель РII. Расход пара из расширителя РII

; (1.12)

кг/с.

Расход продувочной воды выходящей из расширителя рii

D`<sub>пр2</sub>=D`_пр1-D``_пр2 ; (1.13)

D`_пр2=0.998-0.102=0.895 кг/с.

Пар из расширителя РII поступает в деаэратор добавочной воды (ДДВ), а продувочная вода – в охладитель продувки ОП, где подогревает воду для водоподготовки. [4]

1.1.3 Определение параметров в охладителях дренажей

В охладителях дренажей происходит понижение температуры конденсата греющего пара путём нагрева питательной воды, поступающей в подогреватель. Принимаем разность температур охлаждённого дренажа и воды на входе в подогреватель _д=8С. Данные о параметрах пара и воды в охладителях дренажа приведены в таблице 1.3. [1]

Таблица 1.3. Параметры пара и воды в охладителях дренажей.

Теплообменник	tд, С	hод, кДж/кг	P`п, МПа	qод, кДж/кг
ОД1	219.54	941.74	3.09	72.06
ОД2	194.30	827.08	2.0	81.78
ОД3	167.31	707.68	1.18	89.72

где t_д, h`<sub>од</sub> – соответственно температура и энтальпия дренажа после охладителя дренажа, определяемые по таблицам воды и водяного пара в состоянии насыщения в зависимости от P`_п;

P`<sub>п</sub> =0.98Р` – давление дренажа греющего пара;

q_од=h`<sub>н</sub>-h`_од – тепло отданное конденсатом греющего пара в охладителе дренажа.

1.1.4 Определение расхода пара на теплофикацию

Параметры пара и воды сетевой подогревательной установки приведены в таблице 1.4.

Схема движения рабочих сред в сетевом подогревателе показана на рисун-ке 1.2.

D_сп, h_сп

G_св, h_в.пс. G_св, h_в.ос.

D_сп, h`_сп

Рисунок 1.2 – Схема движения пара и воды в сетевом подогревателе

По графику температуры сетевой воды (при температуре наружного воздуха t_нар= –1.1С) определяем температуру прямой t_пс=98С и обратной t_ос =32С сетевой воды. [11]

Принимаем недогрев сетевой воды _сп=4С. Тогда температура насыщения пара шестого отбора (на сетевой подогреватель)

t`_сп=t_пс+_сп; (1.14)

t`_сп=98+4=102С,

По таблицам воды и водяного пара в состоянии насыщения по t`<sub>сп</sub> определяем давление греющего пара в сетевом подогревателе P`_сп=0.109 МПа. [1]

Давление сетевой воды Р_св=0.6 МПа

По таблицам воды и водяного пара определяем энтальпии обратной сетевой воды h_в.ос=134.64 кДж/кг, прямой сетевой воды (после сетевого подогревателя) h_в.пс=411.02 кДж/кг, насыщения в сетевом подогревателе h`_сп=427.54 кДж/кг. [1]