Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Расчет двухтопливной ПГУ с параллельной схемой работы. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

1 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 125 6 7 8 9 10 11 12 > Следующая >>>

8. КПД-брутто ГТУ с учетом электромеханических потерь:



η 0, 96...0,98 – электромеханический КПД.

где

эм

ηη

ГТУ эм



, (2.8)



9. Удельный расход условного топлива ГТУ, кг у.т/кВт  ч:

b  . (2.9)

ГТУ

0,123

ГТУ

10. Секундный расход топлива и тепловой поток, подведенный к

ГТУ, кг у.т/с, МВт:

BN

ГТУ ГТУ

0,123

3, 6η

;

ГТУ

под ГТУ

29,3 .QB (2.10)

11. При отсутствии достоверных данных допустимо принять (в по-

рядке оценки) температуру уходящих из котла-утилизатора газов, C:

= 100. (2.11)

ух

12. Тогда тепловой поток, переданный рабочему телу в котле-

утилизаторе, кВт:

QcGTT

КУ в ГТУ к ух

().

 (2.12)

Здесь

арифметической температуре процесса

c , кДж/кг  К, – изобарная теплоемкость воздуха при средне-

вp

TT



кух

 

. Изобарную

теплоемкость воздуха в диапазоне температур 273…1000 К можно определить по выражению

+ 7,494012  10

–7Т 2

– 3,417338  10

c = 1,036772 – 3,038808  10–4Т +

вp

–10Т 3

, до 2500 С (см. приложение 4).

2.3. РАСЧЕТ ПТУ

Цель расчета: определение энергетических и расходных характеристик ПТУ в виде КПД, при заданной электрической мощности расходов рабочего тела, топлива.

Задачи расчета:

построение (качественное) процесса расширения пара в турбине



с выявлением всех характерных точек процесса и определением термодинамических параметров рабочего тела;



установление всех физических величин для первого приближе-

ния (первой итерации) при ведении расчетов;



определение расходных характеристик для формирования тепло-

вой схемы ПГУ.

1. Построим процесс расширения пара в турбине в hs-диаграмме

(рекомендуется использовать диаграмму в «бумажном» исполнении) для определения термодинамических характеристик рабочего тела в каждой точке (рис. 2.2). Здесь и на всех последующих рисунках количественные значения отражают параметры, процессы, энергетические и другие показатели для вариантов, предложенных в качестве примера в исходных данных

3460

2947

p0 = 12,8

= 545

ПП'

6,7

6,6

3000

2248

(см. раздел 2.1).

pпп = 2,13

= 540

пп

ПП

3555

pпп = 0,7

t = 370

3206

= 0,0035

2392

7,99

7,5

а б

3341

2935

p0 = 23,5

ПП

6,28

6,2

= 545

2979

ПП

2935

pпп = 5,25

пп

3525

ПП

3000

7,19

7,07

ППs

2211

= 540

ПП

7,52

2321

пп

3206

370t 

8,15

пп

0, 7p 

= 0,0024

Рис. 2.2. Процесс расширения пара в турбине в hs-диаграмме:

а – докритические параметры; б – закритические параметры; t = 370 °C

отражает точку ввода дополнительного потока пара из КУ в турбину

Для серийно изготовляемой паротурбинной установки необходимо использовать ее паспортные технические характеристики при построении процессов расширения в hs-диаграмме. При использовании в ПГУ вновь проектируемой паровой турбины ее основные технические

характеристики следует определить расчетным путем. В этом случае









для заданной мощности паровой турбины необходимо установить (при использовании справочных данных, аналогов, опыта, инженерной интуиции) температуры и давления острого пара (p

,()

промежуточного перегрева

t , при необходимости – второго

пп пп

II II

,pt

пп пп

, давления конденсации к()p.

, t0), пара первого

Температуру острого пара и пара первого промежуточного перегрева в настоящей работе допускается принимать на уровне

tt

0 пп

= 540…555 С. Температура пара промежуточного перегрева может быть несколько ниже/выше температуры острого пара

t = (t0 ± 5) С.

пп

Температура пара второго промежуточного перегрева может быть



принята на уровне

пп пп

... °С







При определении температуры пара второго промежуточного перегрева следует обратить внимание на температуру выхлопа газовой турбины для того, чтобы совместить потоки горячей нитки с добавочным паром второго контура, получаемым в котле-утилизаторе.

Давление острого пара целесообразно принимать на уровне стандартных значений: 13 МПа – для блоков с докритическими параметрами

пара и 24 МПа – для блоков с закритическими параметрами. На входе в турбину с учетом потерь в трубопроводе

составит 12,8 и

23,5 МПа соответственно. (Энергоблоки на суперкритические пара-

метры с давлениями до 32 МПа и температурами до 620 С здесь не рассматриваются, однако весь алгоритм проектирования для них подобен предложенному в настоящем пособии.) Давление пара первого и второго промежуточного перегрева может приниматься на уровне



пп 0

...







При установлении давления второго промперегрева



пп пп

...







соответственно.

надо

пп

обратить внимание на разность температур t между его холодной и горячей ниткой. Рекомендуется принимать t ≥ 100 С. В то же время

давление

следует принимать, по меньшей мере, на 10 % выше

пп

давления деаэрации (в том случае, когда предусмотрена установка деаэратора на выхлопе). Давление деаэрации целесообразно принимать

на уровне стандартных значений при совмещении отбора с ближним



подогревателем высокого давления. При невозможности выполнить указанные требования допустимо устанавливать несерийный деаэратор. Во всех случаях предусматривают установку РОУ перед деаэратором.

Для блоков малых мощностей или при модернизации действующих энергоблоков средних параметров допустимо не использовать промежуточный перегрев и принимать значения

острого пара, характерные

для турбин средних параметров (9 МПа, 500 С).

Давление в конденсаторе

()

определяют при условии обеспече-

ния систем технического водоснабжения с градирнями в диапазоне значений 2,4…5,5 кПа (меньшие значения для турбин со сверхкритическими параметрами).

С учетом представленных рекомендаций строят изоэнтропийный процесс расширения пара в турбине (см. рис. 2.2).

Принимают внутренний относительный КПД частей турбины. Следует учитывать, что из-за наличия у ЧВД

первой регулирующей, а у ЧНД последней ступени коэффициент полезного действия для них ниже, чем для ЧСД. Часто разделение турбины на отсеки или цилиндры весьма условно, вместе с тем для вновь проектируемых паровых турбин нового поколения сверхкритических параметров в диапазоне мощностей 100…300 МВт КПД частей допустимо принимать

 0,88…0,9, а

ВД ЧНД

= 0,9…0,92. Большие значения вы-

СД

бираются для турбин большей мощности. Для вновь проектируемых паровых турбин докритических параметров в диапазоне мощностей

60…140 МВт можно принимать

  0,84…0,86, а

ВД ЧНД

СД

= 0,86…0,9. Бо´ льшие значения – для турбин большей мощности. Для модернизируемых паровых турбин в диапазоне мощностей 25…120 МВт допустимо принимать

 = 0,8…0,86. Бо´льшие значения – для турбин с более высокими

СД

 0,76…0,82, а

ВД ЧНД

параметрами острого пара.

Принимая все значения параметров (p, t, ), надо стремиться к мак-

симально высоким технически достижимым показателям для обеспечения наивысшей эффективности установки в целом.

На основании данных о КПД процессов в каждой из частей турби-

ны определяют величину потерь

располагаемого теплоперепада,

откладывают ее на изобаре соответствующего промперегрева и давле-











ния в конденсаторе и строят реальный процесс расширения пара (см. рис. 2.2). При помощи любого инструментария (hs-диаграмма,

термодинамические таблицы, WSPro) определяют все термодинамические параметры в каждой точке процесса.

Например, для того чтобы определить энтальпию в точке оконча-

ния реального процесса расширения в

ЧВД турбины докритических

параметров (см. рис. 2.2, а), необходимо располагаемый теплоперепад

(– )

ЧВД

умножить на величину

)1 –(

. Полученное значе-

ВД

ние будет характеризовать потери на этом участке процесса расширения. Если к энтальпии конца процесса расширения

()

h прибавить

величину потерь, то получим энтальпию окончания реального процесса расширения в ЧВД турбины

hh hh

пп 000 ЧВД

()( )–1 –

, при

этом точка окончания реального процесса расширения будет лежать на изобаре, характеризующей давление промперегрева (см. рис. 2.2, а). Аналогичным образом строят процесс расширения для всей турбины.

Полученные термодинамические характеристики сводят в таблицу.

Пример таблицы для двух типов турбины представлен в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Значения параметров в характерных точках

процесса расширения пара в турбине

Характерная точка процесса расширения

Параметр

t, С p, МПа 23,5 5,25 5,25 5,25 0,7 0,7 0,7 0,0024 0,0024 h, кДж/кг 3341 2935 2979 3525 2935 3000 3206 2211 2321 s, кДж/кг  К

V, м

/кг 0,013 0,043 0,045 0,069 0,33 0,352 0,419 48,8 51,3

С одним промперегревом (13 МПа)

t, С p, МПа 12,8 2,13 2,13 2,13 – – – 0,0035 0,0035 h, кДж/кг 3460 2947 3000 3555 – – – 2248 2392 s, кДж/кг  К

V, м

/кг 0,027 0,109 0,115 0,174 – – – 34,5 36,9

0 0s

545 306 320 540 241 272 370 20 20

6,2 6,2 6,28 7,07 7,07 7,19 7,54 7,54 7,92

545 269 291 540 – – – 27 27

6,6 6,6 6,7 7,5 – – – 7,5 7,99

пп

пп пп

С двумя промперегревами (24 МПа)

пп

кs К

пп

2. С использованием данных табл. 2.2 определяем располагаемый











теплоперепад на турбину, кДж/кг:

для турбины с одним промежуточным перегревом



()( );

для турбины с двумя промежуточными перегревами



Hhh hh

000 пп к



(2.13)

Hhhhhhh (2.14)

00 пп пп к

пп пп II



3. С использованием данных табл. 2.2 рассчитывается использо-

ванный теплоперепад на турбину, кДж/кг:

для турбины с одним промежуточным перегревом



()();

hh h h

для турбины с двумя промежуточными перегревами



и 0 пп пп к

     (2.16)

и 0 пп пп пп пп к

 (2.15)





().Hhh hh hh



4. Внутренний относительный КПД турбины

. (2.17)



5. Расход острого пара на турбину, кг/с:

где

k = 1,1…1,35 – поправочный коэффициент к расходу острого па-

 , (2.18)

ПТУ

0 о

ра, учитывающий пар, направляемый в R-отборы. Бо´льшие значения принимают для мощных турбин. При определении k

можно использо-

вать данные таблицы приложения 2.

6. КПД цикла Карно

η 1

Карно

 . (2.19)

В этом выражении температуру подвода теплоты определяют как

среднеарифметическую

0 п.в

T

тельной воды необходимо задаться. Ориентировочные значения

, где температурой пита-

273

п.в

предложены в таблице приложения 2. Для модернизируемых блоков допустимо принимать

базового блока: для паровых турбин с 160…240 С; для паровых турбин с

t с учетом температуры питательной воды

п.в

= 50…140 МВт –

ПТУ

= 150…300 МВт –

ПТУ

п.в

t =

п.в

220…240 С. Во всех случаях необходимо учитывать параметры

острого пара ПТУ, ее тип (докритическая, закритическая), мощность ГТУ, температуру сбросных газов, ожидаемый сбросной после ГТУ тепловой поток, предполагаемую структуру системы регенерации. При выборе температуры питательной воды, а также структуры системы регенерации следует опираться на опыт проектирования, аналоги, литературные данные. Первым

приближением как по

t , так и по си-

п.в

стеме регенерации в целом могут быть значения, принятые по аналогии с тепловой схемой традиционного энергоблока сопоставимой мощности. Необходимо помнить, что этот параметр может быть уточнен в последующих итерациях расчетов.

Температуру отвода теплоты от цикла определяют по температуре

конденсации

1 к

273 СTt .

7. КПД-брутто паротурбинной установки

бр

 . (2.20)

ПТУ

ηηηη

Карно к о эм

Здесь

– КПД котла и электромеханичекий соответственно.

эм

В первом приближении для вновь проектируемого оборудования КПД котла принимают по аналогии с аналогичными энергетическими котлами с учетом мощности, топлива, вида шлакоудаления на уровне

η = 0,92…0,95 – для газа и кη = 0,88…0,9 – для угля. Для модерни-

зируемых блоков

= 0,86…0,9 с учетом фактических данных модер-

низируемого котла.

Электромехинический КПД во всех случаях допустимо принять на уровне 0,96…0,98 при отсутствии иных достоверных данных.

8. Секундный расход топлива ПТУ при работе в автономном режи-

ме, кг у.т/с:

BN

ПТУ ПТУ

0,123

3, 6η

(2.21)

бр ПТУ

2.4. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ПГУ

Цель расчета: разработка принципиальной расчетной тепловой схемы ПГУ со связями, отражающими основные тепловые потоки, влияющие на эффективность установки.

Задачи:



формирование тепловой схемы паротурбинной установки;



установление мест «врезки» и формирование тепловой схемы

утилизационного контура;



установление температурных напоров в элементах тепловой

схемы.

Сформируем расчетную тепловую схему парогазовой установки (рис. 2.3).

Тепловую схему формируют на основании полученных выше результатов по параметрам и расходам рабочего тела в обоих циклах. Предполагают автономную работу ПТУ. При формировании тепловой схемы используют любую доступную справочно-учебную литературу

[10–15]. Некоторые примеры тепловых схем

ПГУ параллельного типа

и фрагменты их систем регенерации и способов включения групп поверхностей нагрева котлов-утилизаторов представлены в приложениях (приложение 2).

Формирование схемы целесообразно начинать с ПТУ, учитывая ее автономный режим работы. Зная параметры конденсации и температуру питательной воды, надо определить параметры деаэрации и количество регенеративных подогревателей с

учетом нагрева воды в каждом из них. При выборе типа (поверхностный или смешанный) подогревателя необходимо следовать рекомендациям по их применению. Устанавливают температурные напоры на каждый из R-подогревателей и деаэратор.

ГТУ

газ

ГТУ

ЧВД

ЧСД

ЧНД

ПТУ

на ПНД

V-VIII

III

КН

ТВД

ТНД

ПН

уголь

ПКПГ

П7

РОУ

П8

П1

П2

П3

П4

ПН

П5

П6

Рис. 2.3. Пример расчетной тепловой схемы ПГУ для блока

с двойным промежуточным перегревом:

ГТУ – газотурбинная установка; ПТУ – паротурбинная установка; ПГ, ТВД, ТНД – поверхности нагрева котла-утилизатора (парогененраторные, теплообменники высокого и низкого давления соответственно); ПК – паровой котел энергетический; ЧВД, ЧСД, ЧНД – части высокого, среднего и низкого давления паровой турбины соответственно; П1, П2, П3, П4 – группа подогревателей высокого давления; П5, П6, П7, П ления; Д – деаэратор; К – конденсатор; КН, ПН – конденсатные и питательные насосы; РОУ – редукционно-охладительная установка; I–VIII – нерегулируемые отборы из паровой турбины;

мощность соответствующего агрегата

8 – группа подогревателей низкого дав-

, N

ГТУ

– электрическая

ПТУ

Затем определяют места размещения («врезки») поверхностей нагрева котла-утилизатора (ПГ, ТВД, ТНД) в схеме. Для этого учитывают темепературный напор в КУ по газовому тракту (для современных технических решений допустимо принимать температуру уходящих газов в котлах-утилизаторах

t = 80…110 С) и температурный

ух

напор по пароводяному тракту в каждой расчетной поверхности нагрева. Байпасирование всего объема конденсата или питательной воды через поверхности нагрева котла-утилизатора теоретически возможно, однако на практике чаще применяют схему с частичным байпасом (это связано с мощностью ГТУ). Долю байпаса каждого потока определяют дальнейшим расчетом тепловой

схемы ПГУ и КУ. Устанавливают температурные напоры как по газовому, так и по пароводяному тракту для каждой из поверхностей нагрева КУ.

По температурным напорам на R-подогревателях определяют количество и параметры нерегулируемых отборов. При этом стараются минимизировать количество отборов за счет их совмещения, а дополнительный паровой поток, подготовленный в

утилизационном контуре, совмещают с промежуточным перегревом пара (со вторым промежуточным перегревом для турбин на закритические параметры). Температуру промперегрева, совмещенного с дополнительным (утилизационным) паровым потоком, устанавливают с учетом возможности утилизационного контура.

2.5. РАСЧЕТ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА

Цель расчета: определение всех термодинамических и расходных характеристик котла-утилизатора, площади нагрева каждой поверхности и марки материала для их изготовления.

Задачи:

формирование схемы котла-утилизатора с учетом его парогене-



рирующих и водоподогревательных поверхностей нагрева;

определение количества теплоты, передаваемой к каждой по-



верхности, ее площади и марки стали;

проверка корректности расчетов при помощи теплового баланса.



В проектных работах определяют проходные сечения для теплоносителей, сортамент труб каждой поверхности, их массу, вариант компоновки (шахматный или коридорный), размеры и форму газоходов,

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 125 6 7 8 9 10 11 12 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]