7. Расчет тепловой схемы

Расчет тепловой схемы необходим для определения материального баланса потоков пара и воды на электростанции и ее технико-экономических показателей. Расчет схемы выполняют для нескольких характерных режимов работы станции.

Для АЭС в качестве характерных режимов работы могут рассматриваться следующие:

а) Режим номинальной электрической нагрузки - используется для определения номинальных технико-экономических показателей электростанции.

б) Режим максимальной электрической нагрузки в зимний период - используется для выбора числа и единичной мощности основного оборудования.

в) Режим максимальной электрической нагрузки в летний период - используется для определения расчетных условий работы и выбора системы охлаждения.

г) Режим технического минимума электрической нагрузки - используется для определения условий рабочего оборудования на минимальной мощности.

д) Режим частичной электрической нагрузки, средней для какого-то характерного периода времени - используется для определения технико-экономических показателем станции с учетом ее эксплуатации на режимах частичных нагрузок.

При выполнении курсового проекта обычно рекомендуется выполнение расчетов тепловой схемы КЭС на режимах помеченных буквами а, г, д.

Основными расчетными режимами работы ТЭЦ являются следующие.

1. Режим - максимально-зимний, соответствующий расчетной температуре наружного воздуха для систем отопления. Этот режим определяет максимальную выработку пара на ТЭЦ и, следовательно, суммарную производительность устанавливаемых энергетических котлоагрегатов. Отопительно-вентиляционные нагрузки и нагрузки по технологическому пару на этом режиме принимаются максимально - суточными, нагрузка горячего водоснабжения - среднечасовой за неделю.

2. Режим - расчетно-контрольный. Этот режим соответствует средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха и просчитывается при условии аварийной остановки одного наиболее мощного котлоагрегата ТЭЦ. При этом согласно нормам технологического проектирования должны обеспечиваться: максимально-длительная отдача пара на производство; средняя за наиболее холодный месяц отдача теплоты на отопление; среднесуточной расход теплоты на сантехнические нужды (для горячего водоснабжения - средненедельный). Одновременно для электростанций, имеющих связь с районной энергосистемой, допускается снижение электрической мощности ТЭЦ на величину одного наибольшего турбоагрегата, а на изолированных электростанциях выработка электроэнергии должна обеспечиваться в пределах допускаемого потребителем регулирования электрической нагрузки. Данный режим определят число и единичную производительность устанавливаемых на ТЭЦ энергетических котлоагрегатов и пиковых паровых и водогрейных котлов.

3. Режим – среднеотопительный. Этот режим рассчитывается при средней за отопительный период температуре воздуха и соответствующих тепловых нагрузках.

4. Режим - летний, характеризующий работу ТЭЦ при отсутствии отопительных нагрузок.

Результаты расчета тепловой схемы на III и IV режимах ис­пользуются для определения годовых технико-экономических показателей ТЭЦ.

Кроме указанных основных расчетных режимов при необходимости могут рассматриваться и другие режимы.

При выполнении курсового проекта обычно рекомендуется выполнение расчетов тепловой схемы ТЭЦ на III и IV режимах работы.

Основными исходными данными к расчету тепловой схемы, однозначно характеризующими рассматриваемый расчетный режим, являются: расход свежего пара на турбину или электрическая мощность турбогенератора; температура охлаждающей воды; для ТЭЦ кроме этого - тепловая нагрузка ТЭЦ по промышленному пару и горячей воде, а также температура наружного воздуха. Особенности формирования исходных данных к расчету тепловой схемы ТЭЦ на характерные режимы работы рассмотрены в /7/.

Расчет тепловой схемы КЭС целесообразно выполнять в следующей последовательности.

Сначала, если расчет проводится на заданную электрическую мощность турбоагрегата, оценивается расход свежего пара в турбину, после чего по формуле Флюгеля уточняются давления в регенеративных отборах пара, строится процесс расширения пара в турбине в h s - диаграмме, определяются параметры пара, питательной воды, основного конденсата и конденсата греющего пара (дренажа) в характерных точках тепловой схемы.

Затем при использовании барабанных котлоагрегатов выполняется расчет сепарации котловой воды, в расширителях непрерывной продувки и охладителях продувочной воды, (перед сбросом ее в канализацию).

После этого проводится расчет расходов пара из отборов турбин на регенеративный и прочие подогреватели и электрической мощности турбоагрегата. Затем, если расчет выполнялся на заданную электрическую мощность турбоагрегата, при необходимости корректируется расход свежего пара в турбину и уточняется расчет тепловой схемы.

В конце расчета определяются технико-экономические показатели станции на заданном режиме ее работы.

Расчет тепловой схемы ТЭЦ выполняется в такой же последовательности, однако при этом перечисленому выше должно предшествовать следующее.

Сначала строятся графики тепловых нагрузок ТЭЦ в горячей воде и промышленном паре; строится температурный график теплосети. Определяется тепловая нагрузка ТЭЦ в горячей воде и промышленном паре (в том числе нагрузка соответствующих теплофикационных отборов турбины и пиковых котлов), а также температуры сетевой воды в обратной и подающей магистралях и на выходе сетевых подогревателей. Затем выполняются расчеты узла подпитки теплосети, определение расходов сетевой воды в прямой и обратной магистралях, давлений в отопительных отборах турбины. Рассчитывается пароохладительная установка, используемая для охлаждения пара из производственного (промышленного) отбора турбины до температуры, заданной потребителем.

Оценку расхода свежего пара в турбину выполняют либо по диаграмме режимов, либо с помощью энергетической характеристики, либо по формуле:

где - расход пара конденсационного потока, кг/с;;N - электрическая мощность турбоагрегата, кВт; Н_к - теплоперепад, срабатываемый паром конденсационного потока, кДж/кг; - произведение механического к.п.д. турбины и к.п.д. генератора; - расходы пара из промышленного и отопительных верхнего и нижнего теплофикационных отборов пара, кг/с;- коэффициенты недовыработки паром промышленного и отопительных верхнего и нижнего отборов;- коэффициент регенерации, зависящий от параметров термодинамического цикла,= 1,07…1,25.

Для выполнения расчета по данным формулам необходимо предварительно задаться величинами и.

При построении процесса расширения пара в hs - диаграмме учитывают следующее:

1. Потери давления в клапане автоматического затвора (КАЗ), перепускных трубах и регулирующих клапанах высокого давления при их полном открытии оцениваются как:

,

где - давление свежего пара (перед КАЗ), МПа

2. Потери давления при перепуске пара из одного корпуса ЦВД в другой принимаются равными ,при перепуске из цилиндра в цилиндр

,

где - давление пара перед перепуском, МПа

3. Потери давления пара в тракте промежуточного перегрева и отсечных клапанах (при их открытии) равны

,

где - давление пара после промперегрева (перед отсечными клапанами турбины), МПа.

4. Потери давления в регулирующей диафрагме отопительного отбора при полном ее открытии

,

где - давление в отопительном отборе, после которого установлена регулирующая диафрагма, МПа.

5. Потери давления в выхлопном патрубке турбины может быть оценено, как

,

где - давление пара в конденсаторе, МПа.

Внутренний относительный к.п.д. отсека турбины зависит, главным образом, от типа парораспределения (наличия и типа или отсутствия регулирующей ступени), среднегеометрического объёмного пропуска пара (являющегося превалирующим фактором для конденсационного отсека нерегулируемых ступеней) и от перепада давлений на входе и выходе отсека. При выполнении проекта значения внутренних относительных к.п.д. отсеков турбины на режиме с расходами пара через проточную часть, близких к номинальным, следует принять по заводским или справочным данным. При расчете тепловой схемы на режиме с расходами пара через отсеки турбины значительно отличающимися от номинальных, необходимо выполнять оценку поправок к номинальным значениямпо методикам, при введенным в /22,23,24,25/. По этим же методикам следует оценивать номинальные значения к.п.д. отсеков турбины при отсутствии заводских или справочных данных.

Основы и примеры построения процесса расширения пара в hs-диаграмме для турбин с различным парораспределением рассмотрена в /22,23,24,25,26,27/.

При расчете параметров пара, питательной воды, основного конденсата и конденсата греющего пара в характерных точках необходимо учитывать следующее.

1. Потери давления пара в трубопроводах отборов можно оценивать, как

,

где - давление пара в отборе, МПа.

2. Недогрев воды до температуры насыщения греющего пара может приниматься равным: около 2 °С - для ПВД, 4 °С - для ПНД, 4...6 °С - для подогревателей сетевой воды.

3. Разница температур конденсата греющего пара на выходе и нагреваемой воды на входе (то есть температурный напор на «холодном» конце) охладителя дренажа может приниматься равным около 10 °С.

4. Нагрев основного конденсата в группе охладителей основных эжекторов, эжектора уплотнений и сальникового подогревателя для конденсационных турбин составляет около 15...30 кДж/кг, а для теплофикационных при малом пропуске пара в конденсатор достигает 100 кДж/кг и выше.

5. Давление основного конденсата на выходе конденсатного насоса может приниматься равным 1,8...2,5 МПа, а питательной воды на выходе питательного насоса - оцениваться, как

,

где - коэффициент, учитывающий потери давления по водопаровому тракту на участке от питательного насоса до стопорного клапана (КАЗ) турбины;=1,3…1,5

Расчет расходов греющего пара из отборов турбины на регенеративные подогреватели выполняется, начиная с верхнего ПВД, последовательно для всех ПВД, ДВД и ПНД на основе решения уравнений теплового и (для деаэратора и смешивающих ПНД) материального балансов. Расчет может вестись в относительных (в долях от расхода пара в турбину, например) или абсолютных единицах.

Построение графиков тепловых нагрузок ТЭЦ и температурного графика теплосети рассмотрено в /7,8,9,12,14,15/.

Методики и примеры расчета тепловой схемы электростанций приведены в /7 .В,12,14,15,17,28/.