Архив3 / kursach_moy_turbina_T / 5 готово

5 РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭЦ

5.1 Расчет коэффициента теплофикации, выбор турбины и пикового водогрейного котла

Основным источником централизованного теплоснабжения в на­стоящее время является ТЭЦ (теплоэлектроцентраль), где осуществля­ется одновременная выработка электрической и тепловой энергии.

Максимальное расчетное потребление тепловой энергии потре­бителями района непродолжительно по времени (в сравнении с про­должительностью всего отопительного периода). Завышение тепловой мощности основного энергооборудования ТЭЦ и соответствующий подбор турбины и теплофикационных (сетевых) подогревателей с це­лью покрытия кратковременных максимумов тепловой нагрузки при­водит к неоправданным перерасходам капиталовложений. Поэтому те­пловая мощность энергоблоков ТЭЦ должна обеспечивать только базовую часть теплового потребления, остальная часть тепловой на­грузки должна покрываться пиковым водогрейным котлом (ПВК).

При температурах наружного воздуха от +8 °С до t_ср.от тепловая нагрузка обеспечивается за счет регулируемых теплофикационных отборов турбины и сетевых (теплофикационных) пароводяных подог­ревателей. При более низких температурах в работу включается ПВК. Если обозначить максимальную расчетную тепловую нагрузку района Q¹, кДж/с, а нагрузку, соответствующую среднеотопительной темпе­ратуре t_ср.от, Q³, кДж/с, то отношение этих тепловых нагрузок назы­вается коэффициентом теплофикации а_т:

(5.1)

Для современных турбин оптимальное значение коэффициента теплофикации лежит в интервале 0,4-7.

Турбину для ТЭЦ, которая должна обеспечить теплом заданный район, выбирают таким образом, чтобы номинальная нагрузка тепло­фикационного отбора турбины была достаточна

для покрытия сум­марной тепловой нагрузки среднеотопительного режима Q³.

Для покрытия разницы нагрузок (Q¹-Q³), кДж/с, предназначен ПВК. Выбор пикового водогрейного котла осуществляется по формуле 5.2

(5.2)

Выбираем теплофикационную турбину ПТ-135/165-130/13 ([1], табл. П.1.6). Основные параметры теплофикационной турбины приведены в таблице 5.1

Таблица 5.1 – Основные параметры теплофикационной турбины

Тип турбины	Номинальная мощность, МВт	Давление свежего пара, °С	Температура свежего пара	Номинальный расход свежего пара, т/ч	Количество отборов пара регенеративного подогрева питательной воды	Давление в регулируемых отборах, МПа		Номинальная нагрузка теплофикационного отбора, т/ч	Номинальная нагрузка производственного отбора, т/ч	Расход пара в отборе, т/ч
						Теплофикационном	Производственном
Т-50/60-130	55	13	565	256	4/3	0,05-0,2 0,06-0,25	-	704	-	310

Выбираем два пиковых водогрейных котла КВ-ГМ-30 ([1], табл. П.1.7). Технические характеристики котла приведены в таблице 5.2.

19

19

Таблица 5.2 – Технические характеристики котла

Наименование	Марка котла
	КВ-ГМ-30
Теплопроизводительность, Гкал/ч	30
Расход воды, т/ч	370
Расход топлива: - газа, м3/ч - мазута, кг/ч	3680 3490
Радиационная поверхность нагрева, м2	126,9
Конвективная поверх­ность нагрева, м2	592,6
Температура уходящих газов, °С: - на газе - на мазуте	160 250
КПД при номинальной нагрузке, %: - на газе - на мазуте	91,2 87,7
Сопротивление газово­го тракта, мм вод. ст.: - на газе - на мазуте	67 67
Гидравлическое сопро­тивление котла, кгс/м2	19000
Глубина топки L1 мм	8484
Глубина конвективной шахты L2, мм	2300
Длина котла L3, мм	11800
Общая длина котла (включая площадки) L4, мм	13530

5.2 Построение процесса расширения пара в турбине в h-s диаграмме

5.2.1 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение параметров пара в отборах

Для получения равномерного подогрева воды по ступеням РППВ заданный интервал температур от t_к до t_пв, с учетом подогрева питательной воды в сальниковом и эжекторном подогревателях Δt_эж+Δt_сп =5-10 °С, разбивается на (n+1) равных участков, соот­ветствующих количеству регенеративных подогревателей (ПВД и ПНД). Оптимальное количество отборов пара и регенеративного подогрева питательной воды (РППВ) принимается в зависимости от электрической мощности турбины.

Примем n=7 ([1], табл. 5.7). Далее следует определение температур греющего пара, по которым устанавливаются значения давления и энтальпии регенеративных отборов.

20

Эту задачу удобнее решать графическим способом. Для этого в масштабе по оси ординат откладываются значения темпе­ратуры питательной воды t_пв и конденсата с учетом подогрева его в сальниковом и эжекторном подогревателях t_к+Δt_эж+ Δt_сп. Ось абсцисс делят на (n+1) равных участков. Зная значения t_пв, t_к+Δt_эж+Δt_сп и t_д (температура воды в деаэраторе, определяемая по давлению в деаэраторе Р_Д=0,588 МПа по таблице свойств воды и водяного пара), на графике откладывают фиксированные точки, кото­рые соединяют прямыми линиями. Установив значе­ния температуры t₁-t₇, с учетом величины недогрева воды до темпе­ратуры насыщения в подогревателях высокого давления (ПВД) Ɵ_ПДВ=2 °С, в подогревателях низкого давления (ПНД) Ɵ_ПНД=5 °С, в деаэраторе Ɵ_Д=0 °С, вычисляют температуры насыщения отборов греющего пара :

(5.3)

по которым из таблиц свойств воды и водяного пара находят давления греющего пара в регенеративных отборах Р₁…Р₇ (с учетом величины потери давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей), и по точкам пересечения изобар отборов с линиями процесса расширения в h-s диаграмме – значения энтальпий пара соответствующий отборов i₁…i₇.

Исходные данные для построения графика распределения регенеративного подогрева питательной воды по ступеням:

1. t_пв=t₁=235 °С ([1], табл. 5.5)

2. t_д=158 °С определяется по давлению в деаэраторе P_д ([3], стр. 453), где P_д=0,588 МПа ([1], стр. 23).

3. t_к=29,95 °С, определяется также, как и t_д, где P_к=0,004 МПа ([1], стр.23)

t_к+Δt_сп,эж=29,95+7=36,95 °С

По графику распределения регенеративного подогрева питательной воды по ступеням определяем температуры t₁…t₇:

t₁=235 °С; t₂=209,5 °С; t₃=185,1 °С; t₄=135,1 °С; t₅=110,7 °С; t₆=86,2 °С; t₇=60,7 °С;

Определяем температуры насыщения по формуле 5.3:

21

По таблице свойств воды и водяного пара ([3], стр. 452-453) определяем давление греющего пара в регенеративных отборах (без учета величины потери давления пара на пути от турбины регенеративных подогревателей):

Определяем давление греющего пара в регенеративных отборах P₁…P₇ с учетом величины потери давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей:

(5.4)

22

5.2.2 Описание построения процесса расширения пара в h-s диаграмме

Процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме условно показывают прямыми линиями по сеткам турбины. Внутренний относительный КПД ƞ_oi турбины или данного ее отсека оценивают по данным испытаний аналогичных турбин или ступеней турбины. Обычно ƞ_oi проточной части турбины для турбин типа ПТ и Т принимается в пределах 0,78-0,85, а отсеков . ([1], стр.20).

Примем

Внутренний относительный КПД турбины:

(5.5)

где η_oc, η_м – соответственно относительный и механический КПД, зависящий от электрической мощности турбины N_э, примем η_oc=0,84; η_м=0,993 ([2], табл. 5.2);

Полезно используемый теплоперепад в турбине H_i, кДж/кг:

(5.6)

где Н_о - располагаемый теплоперепад, определяемый разностью энталь­пий в начале (при р₀, t₀) и конце процесса расширения (при р_к, t_к), кДж/кг.

На отсеки турбина делится согласно следующим конструктив­ным соображениям: Первый отсек (часть высокого давления ЧВД) – от давления перед стопорным клапаном р₀ до давления в промыш­ленном отборе p_пр для турбин типа ПТ и до давления в первом отбо­ре пара р₁, для турбин типа Т. Потеря давления пара в стопорном и регулирующем клапанах составляет 3-5 % от давления пара перед турбиной р₀.

23

Второй отсек (часть среднего давления ЧСД) – от давления в первом отборе пара р₁ для турбин типа Т до давления в отопитель­ном отборе р_от.

23

Третий отсек (часть низкого давления ЧНД) - от давления в отопительном отборе р_от до давления в конденсаторе р_к.

Потеря давления в регулирующих клапанах промышленного и отопительного отборов принимается в размере 10% от давлений соответствующих отборов. Потеря давления пара между отсеками – 12-15%.

Коэффициент регенерации К_р, учитывающий увеличения расхода пара на турбину вследствие наличия регенеративного подогрева питательной воды (РППВ), также выбирается в зависимости от параметров пара перед турбиной, К_р=1,17 ([1], табл. 5.1).

Рисунок 5.1 Процесс расширения пара в h-s диаграмме в турбине типа ПТ

24

5.3 Исходные данные и расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ с турбинами типа Т

Исходные данные:

1. Электрическая мощность турбины: N_э=55 МВт.

2. Начальные параметры пара: P₀=13 МПа; t₀=565 °С; i₀=3520 кДж/кг.

3. Давление в конденсаторе турбины: Р_к=0,004 МПа.

4. Давление промышленного и отопительных отборов пара:

- промышленного: Р_пр=1,91 МПа;

- верхнего отопительного: Р_от1=0,079 МПа;

- нижнего отопительного: Р_от2=0,028 МПа;

5. Схема отпуска теплоты от ТЭЦ:теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя 2 сетевых подогревателя и 2 пиковых водогрейных котла; количество отпускаемой теплоты от ТЭЦ .

6. Температурный график сети в расчетном режиме τ_п/ τ_о = 150/70 °С.

7. Тип парогенератора – барабанный.

8. Параметры пара на выходе из парогенератора: Р_пг=13,72 МПа, t_пг=570 °С.

9. Температура питательной воды: t_пв=235 °С.

10. Коэффициент продувки парогенератора α_пр=1,5% от , где - расход пара из парогенератора (брутто)

11. Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения от , где - расход пара из парогенератора (нетто), равный расходу пара на турбину.

12. Число отборов пара на регенерацию: n=7.

13. Давление пара в деаэраторе: Р_д=0,588 МПа.

14. Подогрев конденсата в сальниковом и эжекторном подогревателях: t_к=36,95 °С.

15. Недогрев воды в подогревателях высокого давления Ɵ_ПДВ=2 °С, в подогревателях низкого давления и сетевых подогревателях Ɵ_ПНД=5 °С.

16. Коэффициент полезного действия теплообменников: η_то=0,98.

17. Электромеханический КПД генератора: η_эм=0,98.

18. Расходы пара в уплотнениях, сальниковом и эжекторном подогревателях принять следующие:

а) количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель, D_с.п=1,795 кг/с;

б) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы, (D_эж+ D_с.эж)=0,654 кг/с.

25

Таблица 5.3 – Параметры в основных точках принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

Наименование величин	Элементы схемы
	ПВД1	ПВД2	ПВД3	Деаэратор	ПНД1	ПНД2	ПНД3	ПНД4	Конденсатор	СП1	СП2
Давление отборного пара, МПа	P1	P2	P3	P3	P4	P5	P6	P7	Pк	P5	P6
	3,43	2,12	1,91	1,91	0,392	0,19	0,079	0,028	0,004	0,19	0,079
Энтальпия пара, кДж/кг	io1	io2	io3	io3	io4	io5	io6	io7	iк	io5	io6
	3200	3100	3083	3083	2817	2707	2690	2600	2475	2707	2690
Давление в подогревателе, МПа	P’1	P’2	P’3	Pд	P’4	P’5	P’6	P’7	-	Pс2	Pс1
	3,174	1,965	1,777	0,57	0,363	0,173	0,073	0,026	-	0,173	0,073
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг	i'н1	i'н2	i'н3	i'нд	i'н4	i'н5	i'н6	i'н7	-	i'нс2	i'нс1
	1023	904	882	662	590	485	381	276	-	485	381
Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг	iпв	i'2	i'3	i'нд	i'4	i'5	i'6	i'7	i'нк	i'с2	i'с1
	1014,6	895,6	873,6	653,6	569	464	360	255	198	498,7	360
Энтальпия воды перед подогревателем, кДж/кг	i'2	i'3	i'3	i'4	i*с4	i*с5	i*с6	i*с7	-	i'с1	iс1
	895,6	873,6	873,6	569	464,5	360	255	154	-	360	293,3
Энтальпия дренажа пара, кДж/кг	i'о1	i'о2	i'о3	-	i'о4	i'о5	i'о6	i'о7	-	i'нс2	i'нс1
	937,5	915,5	915,5	-	569	464	360	255	-	498,7	276
Использованный теплоперепад потока пара, кДж/кг	h1	h2	h3	h3	h4	h5	h6	h7	Hi	h6	h7
	320	420	437	437	703	813	830	920	1045	830	920

26

5.3.1 Расчет сетевой подогревательной установки

1. Повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе (ПН), кДЖ/кг:

(5.7)

где ΔP_п.н – повышение давления в питательном насосе, ΔP_п.н=15,19 МПа;

η_н – КПД питательного насоса, η_н=0,79;

P_н – давление питательной воды на выходе из питательного насоса, МПа:

(5.8)

ν_ср – средний удельный объем питательной воды, ν_ср= 0,00139 м³/кг,

(5.9)

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД3, кДЖ/кг:

(5.10)

2. Расход сетевой воды, кг/с:

(5.11)

где Δi_с.в – повышение энтальпии сетевой воды в расчетном режиме, Δi_с.в=335,2 кДж/кг

27

3. Энтальпия сетевой воды на выходе из теплофикационной установки турбины (на выходе из СП2), кДж/кг: