КП ТЭС И АЭС / доп папка / тепловая схема(правильно посчитаная)

3.1. Исходные данные тепловой схемы с турбиной

Т – 100/120 – 130.

Исходные данные:

1. Номинальная электрическая мощность: N_э = 100 Мвт.

2. Начальные параметры пара:

3. Давление в конденсаторе турбины:

4. Схема отпуска теплоты от ТЭЦ:

Горячая вода на отопление и коммунально-бытовые нужды:

Теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя, два пиковых водогрейных котла и встроенный теплофикационный пучок, который при данном режиме работы отключен.

5. Температурный график теплосети в расчётном режиме: .

6. Параметры пара парогенератора: .

7. Температура питательной воды: .

8. Коэффициент продувки парогенератора: , где – производительность парогенератора (брутто).

9. Схема использования теплоты продувочной воды парогенераторов:

Одноступенчатый сепаратор и подогрев химически очищенной воды в поверхностном теплообменнике.

10. Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения , где – производительность парогенератора (нетто).

11. Внутристанционные потери конденсата: .

12. Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые): – 7.

13. Давление в деаэраторе: .

14. Схема приготовления добавочной воды парогенератора – химводоочистка.

15. Температура химически очищенной воды: .

16. Недогрев воды в подогревателях высокого давления: , а в подогревателях низкого давления .

17. Нагрев конденсата турбины в сальниковом и эжекторном подогревателях принимаем .

18. Коэффициент полезного действия теплообменников: .

19. Электромеханический к.п.д. генератора: .

20. Принимаем по заводским данным: количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжектора , с энтальпией пара .

21. Принимаем по заводским данным потерю давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей в количестве 8% давления в отборе и 5% до сетевых подогревателей.

Рисунок 1. – Процесс расширения пара в турбине в i-S диаграмме

3.1 Расчет сетевой подогревательной установки

1. Количество отпускаемой теплоты по формуле (4):

(МВт).

2. Расход сетевой воды:

= ; (12)

= = 742,54 (кг/с).

3. Тепловая нагрузка пиковой водогрейной котельной всей станции:

= - ; (13)

= 896 – 474,9 = 421,1 (МВт).

4. Температура сетевой воды на выходе из СП 2:

(14)

112,4 ( С).

5. Температура сетевой воды на выходе из СП 1 (принят равномерный подогрев):

t_СП1^ВЫХ = (t_СП2^ВЫХ – t_СП1^ВХ)/2 + t_СП1^ВХ, (15)

t_СП1^ВЫХ = (112,4 – 70)/2 + 70 = 91,2 ( С).

Таблица 4. – Параметры основный точек сетевой подогревательной установки

	tОС = tСП1ВХ	tСП1ВЫХ = tСП2ВХ	tОТБ6	tСП2ВЫХ	tОТБ7
Температура,  С	70	91,2	96,6	112,4	116,2
Энтальпия, кДж/кг	293,3	383,67	404,7	474,3	487,6
Давление в подогревателе, МПа			0,089		0,176
Давление в отборе, МПа			0,094		0,185

6. Расход пара на сетевой подогреватель верхней ступени:

= ; (16)

= (кг/с).

7. Расход пара на сетевой подогреватель нижней ступени

=; (17)

= (кг/с).

8. Тепловая нагрузка подогревателей:

= ; (18)

= 742,54 (383,67-293,3) = 67,1 (МВт);

= ; (19)

= 742,54 (474,3-383,67) = 67,3 (МВт).

Q_ОТ = 67,1 + 67,3 = 134,4 (МВт).

, 134,4 =134,4 (МВт) (20)

3.2 Определение предварительного расхода пара на турбину

1. Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов:

= ; (21)

= = 0,249;

= ; (22)

= = 0,324.

2. Оценочный расход пара на турбину определяем по формуле:

= (++); (23)

Задаемся коэффициентом регенерации =1,17; /5/

= 1,17 ( + 0,249 ∙ 31,81 + 0,324  31.76) = 127.14 (кг/с).

Расход пара на турбину при нерасчетном режиме работы уменьшился на 5.8%.

По формуле Стодолы-Флюгеля определяем новые величины давлений пара в отборах с учетом изменения расхода пара при неизменном значении давления пара в конденсаторе и в регулируемых отборах.

; /4/ (24)

(МПа);

(МПа);

(МПа);

(МПа);

(МПа).

3.3 Расчет сепараторов непрерывной продувки

1. Производительность парогенераторов:

= + = (1 + ); (25)

= 1,012  127,14 = 128,67 (кг/с).

2. Расход пара на собственные нужды котельного отделения:

= ; (26)

= 0,012  127,14 = 1,53 (кг/с).

3. Расход питательной воды:

= + = (1 + ); (27)

= 1,015  128,67 = 130,6 (кг/с).

4. Расход продувочной воды:

= ; (28)

= 0,015  128,67 = 1,93 (кг/с).

5. Выпар из сепаратора:

= ; (29)

= (кг/с),

где - энтальпия воды в барабане парогенератора при Р = 13,75 МПа; - энтальпия продувочной воды, сливаемой сепаратора; r – теплота парообразования при давлении = 0,588 МПа. /7/

6. Количество воды, сливаемой в техническую канализацию (= 60С):

= - ; (30)

= 1,93 – 0,83 = 1,1 (кг/с).

7. Расход химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор:

= = + + ; (31)

= 1,93 + 0,013  127,14 + 1,53 = 5.11 (кг/с).

8. Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки:

= +; (32)

= 125,7 + = 281,8 (кДж/кг).

3.4 Расчет регенеративной схемы

4.4.1 Расчет группы ПВД

1. Расход пара на ПВД 7:

; (33)

(кг/с).

2. Расход пара на ПВД 6:

; (34)

(кг/с).

3. Расход пара на ПВД 5:

; (35)

(кг/с).

4. Повышение энтальпии питательной воды в насосе:

= ; (36)

Принимаем давление питательной воды после питательного насоса:

= 1,3 = 1,3  13,75 = 17,86 (МПа),

= 0,8 /9/.

По таблицам воды и водяного пара находим = 0,001089 м³/кг, при Р_ср=15,81 МПа и t_ср=195˚С; /7/

= (кДж/кг). (37)

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД 5:

(кДж/кг). (38)

3.4.2 Расчет деаэратора

1. Материальный баланс деаэратора:

D­₁ + D₂ + D₃ + D_УПЛ + D_СЕП + D_Д + D_КД = G_ПВ + G_УТ + G_ВЫП. (39)

Принимаем G_ВЫП  0, так как это значение составляет примерно 2–3 кг на тонну деаэрированной воды. Получим:

5,26+7,23+3,75+0,56+0,78+ D_Д + D_КД = 123,61+1,57;

D_Д + D_КД = 107,59 (кг/с).

2. Тепловой баланс деаэратора:

(40)

где - энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе;

4,7  D_Д + D_КД = 111,76;

Из решения конечных пунктов уравнений 39 и 40 находим:

D_Д = 1,13 кг/с, D_КД = 106,46 кг/с.

3.4.3 Расчет группы ПНД

1. Расход пара на ПНД 4:

D₄ =; (41)

D₄ = (кг/с).

2. Расход пара на ПНД 3:

D₅ = ; (42)

Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД 3 (с последующим уточнением):

(кДж/кг); (43)

(кг/с).

3. Проверка принятого значения :

= ; (44)

где (кг/с) – расход конденсата через ПНД 2. (45)

= (кДж/кг).

Погрешность составляет δ = 1,4%, что не превышает допустимого значения точности инженерных расчетов.

4. Расход пара на ПНД 2:

; (46)

Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД 2 (с последующим уточнением):

(кДж/кг);

(кг/с).

5. Расход пара на ПНД 1:

; (47)

где (кДж/кг) – энтальпия пара на входе в ПНД 7 (после прохождения сальникового и эжекторного подогревателей, в которых конденсат нагревается на 5˚С);

Расход конденсата через ПНД 1:

(кг/с).

Из полученного уравнения находим :

(кг/с).

6. Уточнение ранее принятой энтальпии смеси :

; (48)

(кДж/кг).

Погрешность составляет δ = 1,9%, что не превышает допустимого значения точности инженерных расчетов.

7. Расход пара в конденсатор турбины:

(49)

8. Внутренняя мощность турбины:

N_i = ; (50)

N_i = 5,26  285,72 + 7,23  367,08 + (3,75+1,13)  516,59 + 3,36  652,03 + + 2,46  763,53 + (1,97 + 35,43)  835,6 + (1,94 + 35,49)  928,3 + 19,38  1236,7 + 0,56 ∙ 285,72 + 1,72 ∙ 652,03 = 102,02 (МВт).

9. Электрическая мощность турбогенератора:

N_Э = N_i ; (51)

N_Э = 102,02  0,98 = 99,98 (МВт);

небаланс мощности: (МВт), что составляет 0,02%.

10. Уточнение расхода пара на турбину:

= К_РЕГ ; (52)

= (кг/с).

11. Уточнение расхода пара на турбину:

; (53) (кг/с).

12. Уточнение значения коэффициента регенерации:

= ; (54)

= ,

что совпадает с ранее принятым (см. п. 3.2).

5. Расчет технико-экономических показателей станции

1. Удельный расход пара на турбоустановку: /2/

(55)

где кг/с – расход пара на турбину на рассчитываемом режиме;

кВт – электрическая мощность, снимаемая с клемм генератора на рассчитываемом режиме.

().

2. Удельный расход тепла на турбоустановку: /2/

(56)

где кДж/кг – энтальпия пара в начале процесса расширения;

кДж/кг – энтальпия питательной воды на входе в котел.

(),

3. Удельный расход тепла на выработку электроэнергии: /2/

; (57)

где МВт – мощность теплофикационного отбора турбины на рассчитываемом режиме.

().

4. Абсолютный внутренний КПД: /2/

; (58)

где кДж/кг – использованный теплоперепад в турбине.

или 49,9%.

5. Абсолютный электрический КПД турбоустановки: /2/

(59)

или 66,4 %.

6. Условный расход условного топлива на выработку электроэнергии:

; /2/ (60)

().