Методические указания
.pdfМинистерство образования Российской Федерации
Томский политехнический университет
________________________________________________________________
УТВЕРЖДАЮ Декан ТЭФ
_____________ С.А.Беляев
"____"____________2000 г.
РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Методические указания для студентов направления 550900 "Теплоэнергетика", специальностей 100500 «Тепловые электрические станции» и
101000 «Атомные электрические станции и установки»
Томск 2001
УДК 621.311
РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. Методические указания для студентов направления 550900 "Теплоэнергетика", специальностей 100500 «Тепловые электрические станции» и 101000 «Атомные электрические станции и установ-
ки». - Томск: Изд. ТПУ, 2001.- 44 с.
Составители: доц., канд.техн.наук Антонова А.М. доц., канд.техн.наук Воробьев А.В.
Рецензент доцент, канд.техн.наук В.И.Беспалов
Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры атомных и тепловых электростанций
"___"__________________2000 г.
Зав.кафедрой, доц., канд.техн.наук_____________________Л.А.Беляев
2
ВВЕДЕНИЕ
Определение энергетических показателей необходимо для анализа работы тепловых и атомных электростанций. При этом производится расчет тепловых схем ТЭС
иАЭС, результаты которого используются при проектировании и выборе их оборудования. Если установка спроектирована, расчеты проводятся для режимов ее работы, отличных от номинального, с целью определения показателей и возможности эксплуатации установки в диапазоне заданных режимов.
Вданной работе рассматривается расчет показателей для проектируемой электростанции.
Предлагаемые методические указания ставят целью помочь студенту:
-научиться разбираться в тепловых схемах современных ТЭС и АЭС;
-изучить назначение, принцип действия и связи основного и вспомогательного оборудования паротурбинных энергоблоков;
-научиться определять параметры потоков в любых точках тепловой схемы ТЭС
иАЭС;
-научиться составлять и решать уравнения материальных и тепловых балансов элементов тепловых схем и энергетическое уравнение турбоустановки;
-научиться определять показатели тепловой экономичности ТЭС и АЭС;
-приобрести навыки выбора основного и вспомогательного оборудования, обращения со справочной литературой;
-изучить пути развития тепловых и атомных электростанций и возможные способы повышения их экономичности.
Методические указания могут быть использованы в курсовом проектировании по дисциплинам «ТЭС и АЭС», «АЭС» и др.
Вметодических указаниях приняты следующие обозначение:
Nэ |
- электрическая мощность турбогенератора, МВт; |
G0 |
– расход свежего пара на турбину, кг/с; |
Gпт |
- расход пара технологическим потребителям, кг/с; |
φ- доля отпуска пара от РОУ;
Qот |
- |
нагрузка тепловых потребителей, МВт; |
Р0 |
- |
давление пара перед турбиной, МПа; |
t0 |
- |
температура пара перед турбиной, оС; |
х0 |
- степень сухости пара перед турбиной; |
|
tпп |
- |
температура пара за промежуточным пароперегревателем, оС; |
Рк |
- |
давление в конденсаторе, МПа или кПа; |
Рд, Рд2 - давления в деаэраторах, МПа; |
||
Рп |
- давление у технологических потребителей пара, МПа; |
|
tпв |
- |
температура питательной воды перед котлом, оС; |
3
Р1, Р2, ... , Р7 - давления пара в отборах турбины, (нижний индекс обозначает номер отбора, а дополнительный верхний индекс "р" обозначает, что отбор является регулируемым), МПа, бар или кПа;
ηоi - относительные внутренние КПД ЦВД, ЦСД, ЦНД турбины и турбопривода. Условные обозначения элементов тепловых схем:
ПГ - парогенератор; ПК – паровой котел; ПЕ - пароперегреватель;
Р– ядерный реактор; С – сепаратор; ПП - промежуточный пароперегреватель; СПП – сепаратор и промежуточный пароперегреватель; ЦВД, ЦСД, ЦНД - цилиндры высокого, среднего и низкого давления турбины; К - конденсатор; Д - деаэратор; Д2 - атмосферный деаэратор; П1, П2, ... , П7 - регенеративные подогреватели; ОУ, ОЭ - охладители уплотнений и эжекторов; РОУ - редукционно-охладительная установка;
ВСП, НСП - верхний и нижний сетевые подогреватели; ОСП, ПСП - основной и пиковый сетевые подогреватели; ПВК - пиковый водогрейный котел; П - паропреобразователь;
ОД - охладитель дренажа; ОТ - тепловые потребители сетевой воды; ПТ - потребитель технологического пара;
Р- расширитель непрерывной продувки; ОП - охладитель продувки;
И - испаритель; КИ - конденсатор испарителя; РУ - редукционное устройство; Г - электрический генератор;
СК, РК, ОК - стопорный, регулирующие и отсечные клапаны; РО - регулирующий орган регулируемого отбора;
ПН, БН, КН, ПеН, ДН, СН - питательный, бустерный, конденсатный, перекачивающий, дренажный и сетевой насосы; ТП - турбопривод питательного насоса; ДВ - добавочная вода.
ЭТАПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ РАСЧЕТА
1.На основе исходных данных о характере и величинах энергетических нагрузок электростанции устанавливают наиболее представительные расчетные режимы для соответствующей категории электростанций.
2.При расчете принципиальной тепловой схемы (ПТС) блока, имеющего отопительную нагрузку, необходимо сначала построить графики тепловой нагрузки и температур сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха, а также график продолжительности тепловых нагрузок.
3.Анализ тепловой схемы блока и исходных данных.
4.Выбор метода расчета тепловой схемы блока.
5.Расчет ПТС заданного блока.
6.Определение расхода топлива и других показателей работы электростанции в
целом.
7.Выбор состава основного и вспомогательного оборудования электростанции.
8.Расчет показателей системы технического водоснабжения электростанции.
4
1. ВЫБОР РАСЧЕТНЫХ РЕЖИМОВ
Для конденсационных электростанций (КЭС) расчет тепловой схемы может производиться на следующих режимах:
а) режим максимальной (номинальной) нагрузки блока. По данным этого расчета производится выбор котлов и вспомогательного оборудования.
б) режим технического минимума нагрузки блоков, определяющий экономичность их работы в часы провала графика электрических нагрузок энергосистемы.
в) режим промежуточной частичной нагрузки паротурбинной установки (ПТУ). Для отопительных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) характерные режимы работы
ПТУ определяются графиками тепловых нагрузок:
а) зимний режим с максимальной тепловой нагрузкой турбины и давлениями в отопительных отборах, определяемыми температурным графиком сетевой воды при
расчетной для отопления температуре наружного воздуха tнвр. По этому режиму выбирают мощность котлов и вспомогательное оборудование;
б) режим максимальной тепловой нагрузки турбины при температуре наружного
воздуха tнвв, соответствующей моменту включения пиковых водогрейных котлов. Этому режиму отвечает максимальная теплофикационная мощность ПТУ;
в) летний режим при заданном расходе теплоты из отборов турбины на горячее водоснабжение;
г) конденсационный режим при отключенных отопительных отборах пара.
Для турбин типа ПТ, кроме того, могут рассматриваться режимы с различной нагрузкой производственного отбора (нулевой, номинальной или максимальной).
2. АНАЛИЗ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА И ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
На этом этапе необходимо обратить внимание на:
-тип парогенерирующей установки (ПК, Р или Р и ПГ), число контуров;
-уровень начальных параметров, наличие сепаратора, промежуточного перегревателя и способ промежуточного перегрева пара (газовый или паровой (одноили двухступенчатый));
-тип турбины, количество цилиндров, наличие регулирующих органов отборов;
-значения разделительных давлений пара на выходе из ЦВД, ЦСД турбины (по давлению соответствующих отборов);
-количество ступеней регенеративного подогрева питательной воды;
-наличие смешивающих подогревателей и их место в схеме;
-схему отвода дренажей из регенеративных и сетевых подогревателей;
-место ввода добавочной воды в тепловую схему и способ ее подготовки;
-способ отпуска теплоты от станции;
-состав сетевой установки (количество сетевых подогревателей, наличие ПВК);
-состав установки отпуска технологического пара (наличие паропреобразователя, пароперегревателя, охладителя дренажа);
5
-наличие элементов вспомогательного оборудования тепловой схемы (турбопривода, расширителей, охладителей продувки, испарителей, конденсатора испарителя, атмосферного деаэратора, охладителей пара эжекторов и уплотнений);
-схему использования теплоты от различных элементов оборудования (уплотнений, расширителей продувки котла и пр.).
3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ОТОПИТЕЛЬНОЙ НАГРУЗКИ И ТЕМПЕРАТУР СЕТЕВОЙ ВОДЫ
Отпуск теплоты на отопление зависит от температуры наружного воздуха. Для различных климатических районов установлены и приведены в климатологическом
справочнике [4], [5] значения расчетной температуры наружного воздуха tp |
, средней |
нв |
|
температуры отопительного периода tcp , продолжительности отопительного сезона |
|
нв |
|
τoc , продолжительности стояния температур наружного воздуха. Изменение |
отопи- |
тельной нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха Qот =f (tнв) представлено на рис.1 слева. Эта зависимость является прямой линией, пересекающей ось
абсцисс в точке с tнв= tв, где tв- температура воздуха внутри отапливаемых зданий, |
|||||
для жилых помещений |
t |
в |
= +18o C . Ось ординат пересекается указанной прямой при |
||
|
|
|
|
|
|
максимальной отопительной нагрузке Qp , соответствующей расчетной температуре |
|||||
|
|
|
от |
|
|
наружного воздуха tp |
. На практике отопление включается при t |
нв |
= 8 oC, поэтому |
||
нв |
|
|
|
|
|
прямая Qот= f( tнв) при этой температуре наружного воздуха имеет срезку. |
|||||
Зависимость отопительной нагрузки от продолжительностей стояния температур |
|||||
наружного воздуха можно представить графически или аналитически в виде формулы Россандера:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qот |
|
|
|
τ |
|
f −fo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
=1 −(1 −f |
o |
)( |
) |
1 −f |
, |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qр |
|
τoc |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где Qот – |
|
нагрузка отопления при текущем значении температуры |
наружного |
||||||||||||||
воздуха t |
нв |
; |
Qp |
– нагрузка отопления при расчетном значении температуры наруж- |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
от |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
ного |
|
|
воздуха |
|
|
|
tнвp ; fo - начальная |
|
относительная отопительная |
нагрузка, |
|||||||||
f = |
|
tв −8 |
; |
t |
в |
- |
температура воздуха внутри отапливаемых зданий, для жилых по- |
||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
o |
t |
|
− t |
р |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
нв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6
мещений t |
в |
= +18o C ; 8 oC - температура |
начала отопительного сезона; f - средняя от- |
|||
|
|
|
tв −8 |
|
||
носительная отопительная нагрузка, f = |
|
; τ - текущее значение времени, ч. |
||||
|
|
|||||
|
|
|
t |
в |
− tcр |
|
|
|
|
|
нв |
||
Графическое построение кривой продолжительностей отопительных нагрузок приведено на рис.1. Ордината любой точки этого графика равна часовой тепловой нагрузке ТЭЦ при данной температуре наружного воздуха tнв , а абсцисса – длительно-
сти стояния температур наружного воздуха, равных или ниже данной.
Qот
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
р |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пик |
|
∑Qпик |
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
.в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
t н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
( |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
f |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
то |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
= |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
f |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
τ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qтр |
τ
t |
нв=+18°С tнвг |
tнвв |
tнвр |
|
τос |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис.1. Зависимость отопительной нагрузки от температуры наружного воздуха и график продолжительностей отопительных нагрузок.
Площадь под кривой продолжительности отопительных нагрузок равна годовому отпуску теплоты на отопление от ТЭЦ. Приблизительно количество теплоты на отопление за отопительный сезон может быть оценено как площадь прямоугольника
длиной τoc и высотой Qотср при температуре tcpнв.
Тепловая нагрузка отопительной ТЭЦ (ОТЭЦ) имеет максимальное (расчетное) значение Qотр при расчетной для отопления температуре наружного воздуха и покры-
вается отборами турбин Qрт и пиковыми источниками Qпикр :
Qopт = Qpт +Qпикp .
Доля расчетной тепловой нагрузки ОТЭЦ, удовлетворяемая из отборов турбин, определяется из соотношения
7
Qp
αp = т
тэц Qopт
и называется расчетным коэффициентом теплофикации ТЭЦ.
Обоснование выбора величины αpтэц является самостоятельной технико-
экономической задачей, поэтому при выполнении работы можно принять значение коэффициента теплофикации в пределах [6]:
0.50 ÷ 0.55 – для турбин с Nэ = 25 ÷ 50 МВт;
0.55÷ 0.60 – для турбин с Nэ = 100 ÷ 175 МВт;
0.60÷ 0.65 – для турбин с Nэ = 180 ÷ 250 МВт.
По принятому значению αpтэц определяют максимальный отпуск теплоты из отборов турбины на отопительно-бытовые нужды
Qpт = αpтэц Qopт .
Кроме графиков тепловой нагрузки ТЭЦ, строятся также зависимости изменений температур прямой tпс и обратной tос сетевой воды от температуры наружного воздуха
– температурный график теплосети tпс =f(tнв) и tос =f(tнв) (рис.2).
св
|
) |
|
в |
t |
|
( |
н |
f |
|
= |
|
с |
|
t |
|
п |
|
в
|
|
|
t ) |
|
|
|
( |
в |
|
г |
f |
н |
||
t с |
|
|
||
|
|
= |
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
г |
|
в |
|
|
|
|||
|
|
|
|||
tв=+18°С |
t |
|
t |
||
|
|
нв |
|
нв |
|
а tпср
tвспр
c tоср
tнв
tнвр
Рис.2. Построение температурного графика теплосети
8
Эти зависимости принимаются линейными и строятся каждая по двум точкам: линия а-б для зависимости tпс =f(tнв) и линия с-б для зависимости tос =f(tнв).
Точка а соответствует расчетной температуре наружного воздуха tнв = tнвp ; тем-
пература прямой сетевой воды tпсp максимальна и составляет в зависимости от климатического района - 95, 130, 150 или 180 оС.
Точка с соответствует расчетной температуре наружного воздуха tнв = tнвp ; тем-
пература обратной сетевой воды tоср максимальна и составляет для всех районов - 70
оС.
Точка б (tпс = tос = tнв = tв) – значение tнв равно расчетной температуре внутри помещения tв=+18 оС.
На графике tпс= f( tpнв) точка в соответствует моменту включения ПВК, точка г
– моменту включения отопления при tгнв = +8 oC.
По температурному графику теплосети можно определить температуры прямой tпс и обратной tос сетевой воды и температуры воды за сетевыми подогревателями при любой температуре наружного воздуха tнв.
Поскольку нагрев сетевой воды в ступенях подогрева пропорционален их тепловой нагрузке, то распределение нагрева воды между ПВК и сетевыми подогревателями на режиме расчетной температуры можно выполнить с помощью коэффициента теплофикации. Тогда температура сетевой воды за верхним сетевым подогревателем на этом режиме равна
tвспр = tоср + αpтэц (tпср − tоср ) .
Тепловая нагрузка сетевых подогревателей для турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды может быть приблизительно распределена на расчетном режиме поровну между верхним и нижним сетевыми подогревателями.
Тогда температура сетевой воды за нижним сетевым подогревателем на этом режиме равна
tнспр = tоср +0.5 (tвспр −tоср ) .
По найденным значениям tвспp и tнспp определяются давления в соответствующих
отборах на режиме расчетной температуры наружного воздухаtнвp .
Распределение тепловой нагрузки между сетевыми подогревателями и ПВК при температурах наружного воздуха tнв, отличных от расчетной tнвp , производится про-
порционально нагреву воды в них. Нагрев воды определяется по построенному температурному графику теплосети при данной температуре наружного воздуха.
9
4. ВЫБОР МЕТОДА РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Различают расчет тепловой схемы на проектный (номинальный) режим и расчет какого-либо режима работы уже спроектированной ПТУ.
В зависимости от постановки задачи и исходных данных различают следующие основные методы расчета тепловых схем.
4.1. Метод относительных расходов, когда расходы пара, конденсата и воды определяются в долях от искомого расхода пара на турбину, который затем находится по энергетическому уравнению турбины.
4.2.Метод последовательных приближений, когда расчет ведется по предварительно принятому расходу пара на турбину с последующим его уточнением.
4.3.Метод расчета по заданному расходу пара в конденсатор. Этот метод рекомендуется применять для режимов работы ТЭЦ по тепловому графику. При этом расход пара минимально-вентиляционный, его значение определяется давлением перед
ЧНД (в нижнем отопительном отборе) Pтн:
Gк = a·Pтн ,
где a – постоянный для конкретной турбины коэффициент, характеризующий плотность поворотной диафрагмы ЧНД.
Данный метод применяется также для расчетов ПТУ при ограничении предельного расхода пара через последние ступени турбины, либо при необходимости сохранить неизменной конденсационную установку и систему технического водоснабжения (водные ресурсы ограничены).
4.4. Расчет с использованием диаграммы режимов турбины. Если турбоустановка спроектирована, то расчеты проводятся для режимов ее работы, отличных от номинального. В этом случае можно воспользоваться заводской диаграммой режимов, которая связывает между собой мощность турбины, расход свежего пара, расходы пара в регулируемые отборы. Диаграмма режимов турбины представляет собой графическую зависимость, построенную по результатам расчетов работы турбины в переменных режимах, а также по результатам испытаний. Влияние на расход пара отклонения от номинальных значений давления и температуры свежего пара, температуры промежуточного перегрева, температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор турбины, давления отработавшего пара в конденсаторе, отключения подогревателей учитывается в таких расчетах с помощью поправочных кривых.
При проектировании ПТУ обычно исходной величиной является электрическая мощность турбины, поэтому широко используются первые два метода. Для ПТУ КЭС первый метод обеспечивает решение задачи без последовательных приближений.
Примеры расчета тепловых схем первым методом приведены в работах [1], [2], [4], [6], [8].
Для расчета тепловых схем с отпуском теплоты потребителям более пригоден второй метод.
Пример расчета тепловой схемы АЭС приведен в литературе [16].
Ниже приведен алгоритм расчета тепловой схемы ПТУ по второму методу.
10