15

3. Выбор оборудования турбинного и котельного отделений.

каждого турбоагрегата).

Состав оборудования теплоподготовительных систем ТЭС выбирается с учетом возможных остановов одного котла (энергетического или водогрейного)

мощностью 25 МВт и ниже пиковый сетевой подогреватель может питаться не только из соответствующего отбора турбины, но и, для повышения надежности, от иного источника: энергетического котла через РОУ (при наличии магистрали свежего пара для ТЭС с поперечными связями– от этой магистрали), от магистрали пара с давлением 0,5-1,5 МПа (на ТЭЦ), от деаэратора постоянного давления.

В составе оборудования котельных отделений ТЭС выбор питательных насосов производится только в том случае, если они не были выбраны в составе оборудования конденсатно-питательного тракта (при дубль-блочной схеме или для ТЭС с поперечными связями, когда количество энергетических котлов больше или меньше, чем число турбин). Выбор дутьевых вентиляторов и дымососов производится в зависимости от типа, паропроизводительности котла и вида сжигаемого топлива[1, § 2.15]. В котлоагрегатах, работающих под

наддувом, устанавливаются только высоконапорные дутьевые вентиляторы (воздуходувки).

Выбор оборудования систем золоулавливания и удаления шлаков для котлов, работающих на твердом топливе, производится в соответствии со справочными данными, приведенными в [1, § 2.16].

При необходимости установки систем сероочистки и азотоочистки данные для выбора таких систем можно найти в справочной литературе [11].

4. Выбор общестанционных объектов.

технического водоснабжения.

При прямоточной системе вся вода отбирается из водоема(крупная река, море), проходит через конденсаторы и сливается обратно на значительном

средний расход воды через конденсаторы при прямоточной системе, что

вытяжных башен и приемных бассейнов и обеспечивают тепло- и массообмен подогретой воды (при этом 2-4 % ее испаряется в атмосферу) с окружающим воздухом. Основной размер градирни - площадь оросительного устройства. Для типовых градирен она составляет от 1600 м2 до 6400 м2 [5, 12]. Выбор градирен сводится к определению их типа и количества, что зависит от суммарного расчетного расхода охлаждающей воды на ТЭС, который определяется как сумма номинальных расходов охлаждающей воды всех конденсаторов турбин. Этот расход не должен превышать максимального суммарного расхода воды всех градирен ТЭС (их суммарной гидравлической нагрузки). Установка менее двух градирен при оборотной системе не допускается.

потребления технической воды в случае увеличения мощности либо пр значительных колебаниях расхода воды в источнике прямоточной системы.

Выбор системы технического водоснабжения включает в себя и выбор циркуляционных насосов, подающих воду в конденсаторы турбин. На блочных ТЭС эти насосы устанавливают в блочных насосных станциях. На каждый корпус конденсатора устанавливается обычно один насос, при этом число насосов на турбину должно быть не менее , двухаих суммарная подача определяется по расчетному расходу охлаждающей воды на блок.

На ТЭС с поперечными связями по пару, как правило, сооружаются центральные (единые) насосные станции или применяется установка насосов в турбинном отделении (при оборотной системе с градирнями). Число насосов, устанавливаемых в центральных насосных станциях, принимается не менее

18

четырех с суммарной подачей, равной расходу охлаждающей воды без резерва [1]. При выборе подачи насосов принимают, что 1 кг/с соответствует 3,6 м3/час, при средней плотности воды, равной 1000 кг/ м3.

Водоподготовка на ТЭС предназначена для компенсации потерь пара и

воды. При среднем содержании в исходной воде органических соединений

открытых систем теплоснабжения к расходу подпиточной воды добавляется расчетный среднечасовой расход воды на горячее водоснабжение.

Водоподготовительное оборудование ТЭС выбирается в соответствии с принятой схемой и производительностью ВПУ[1]. Следует отметить, что в

входящих в состав ПТС энергоблоков и предназначенных одновременно и для обессоливания турбинного конденсата.

В системах топливного хозяйства ТЭС, работающих на твердом топливе (основном или резервном), выбору или расчету подлежат: емкость склада

19

Мазутное и газовое хозяйство ТЭС(емкость резервуаров мазута и их

Емкость золоотвалов ТЭС и необходимая площадь отчуждаемых под них земель оценивается в соответствии с нормативами, приведенными в [1, § 2.16].

Количество одноствольных дымовых труб, устанавливаемых на ТЭС, должно быть не менее двух, многоствольных – одной. Увеличение труб сверх минимального количества допускается при наличии на ТЭС очень большого числа паровых и водогрейных котлов или при очень большой длине главного корпуса. Кроме того, отдельная труба может быть установлена около здания пиковой водогрейной котельной, если она размещена на значительном отдалении от главного корпуса. Многоствольные трубы с металлическими стволами применяются, если агрессивность дымовых газов не позволяет

определяться по методике, приведенной в [5]. Окончательно высота трубы и диаметр ее устья выбираются из стандартного ряда[1, 5]. Если требуемая высота трубы превышает400 м, необходимо предусмотреть дополнительные мероприятия по снижению выбросов загрязняющих вещ(сествро- и азотоочистка, улавливание золы и т.д.).

Задание на дипломное проектирование не предусматривает определение технических характеристик топлива, расчета процесса горения, определения количества и характеристик уходящих газов, и поэтому расчет высоты дымовых труб в проекте может не производиться. Определение их количества и высоты в таком случае производится по аналогии с действующими, ТЭС работающими на сходном топливе, и не требует расчетного обоснования.

Выбранные общестанционные объекты, наряду с оборудованием турбинного и котельного отделений и электротехнической части, изображаются на генеральном плане ТЭС [5. 12].

20

5.Расчет годового отпуска теплоты

ивыработки электроэнергии ТЭС и определение среднегодовых

энергетических показателей

5.1. Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии на ТЭС

сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха. Для этого по справочной литературе [4, 11, § 6.2] находят температуру tн.о , затем, отложив по оси тепловых нагрузок величину Qгв = rгвQот¢ , проводят прямую линию от

21

точки tн = tн.о , когда Qот = Qот¢ , до точки tн = tв. р = +18 оС, когда Qот = Qгв , обрывая ее при tв.о. = 8 оС , так как при tн = +8... +18 оС отопительные системы не включают. Оси абсцисс на графиках(рис. 2, 3, 4) направлены в сторону уменьшения температуры tн . На рис. 2 график нагрузки отопительной системы в целом изображен жирной ломаной линией. Здесь же по прямой, параллельной оси абсцисс, проведена линия Qототб.н = const(tн ), определяющая постоянную

жирной пунктирной линией, в отличие от растущей при убывании tн линии t11 после сетевых подогревателей других теплофикационных . турбинЭто определяется постоянством давления, поддерживаемого в магистрали отбора пара на основные подогреватели турбин ПТ-25-90/10, которое целесообразно

принять равным для этой турбиныР = 0,12 МПа. Таким образом,

осп

отопительного отбора, то есть Qотmax = 56,2 МВт (табл. 1), а саму температуру t11осп определять по формуле (1, 2) аналогично КЭС.

Qп = Gп × Diп , кВт,

принимая Diп » Diпсп = 2200 кДж/кг.

Расход сетевой воды в произвольном режиме для ТЭС в целом и по отдельным агрегатам определяют как:

Расход сетевой воды по отдельным агрегатам и ТЭС в целом остается неизменным в зоне качественного регулирования теплосети (при tн < tнпер ).

23

принимают нагрузку ОСП или отопительных отборов турбин, а t1 и t2 определяют по графику (рис. 3) при tн = tнотб.н .

Дальнейшее построение графика (рис. 3) проводят следующим образом.

После этого рассчитывают температуру t1min :

сетевой воды после сетевых подогревателей теплофикационных турбин при полной загрузке этих подогревателей мощностью50 МВт и выше проходит эквидистантно (параллельно) линии t2 . Затем по полученным данным строится график расходов сетевой воды (рис. 4).

При tн < tнпер температура t11 совпадает с температурой t1, поскольку дополнительного нагрева сетевой воды в ПВК или ПСП не происходит.

24

Рис. 2. График отопительной тепловой нагрузки и его построение

Рис. 3. График температуры прямой t1и обратной t2 сетевой воды

(пунктиром показана температура t11осп после основного подогревателя турбин КЭС и турбин ПТ-25-90)

25

0

Рис. 3. График расходов сетевой воды

или же обеспечивать минимальную электрическую нагрузку, при полностью закрытых регулирующих диафрагмах ЧНД и уменьшении расходов пара на турбину пропорционально снижению тепловой нагрузки(работа по тепловому

Режимы нагрузки в каждом температурном интервале студенты задают произвольно или консультируясь с преподавателем. При этом необходимо учитывать примерное соотношение стоимости электроэнергии, производимой на ТЭЦ по конденсационному циклу, с одной стороны, и поступающей из энергосистемы для покрытия заданной нагрузки, с другой.

26

Для увеличения среднегодовой электрической нагрузки турбин ТЭЦ в неотопительный период следует предпочитать их работу по электрическому

рассчитывают расходы пара при заданных тепловых и электрической нагрузках либо электрическую мощность при заданном расходе пара. Для этого они используют либо программы расчета тепловых схем турбоагрегатов(для турбин типов Т-50, Т-110, Т-175), имеющихся в дисплейном классе ЭТФ, либо диаграммы режимов [2, 3, 5, 8, 9]. В приложении приведены диаграммы режимов основных типов турбин ТЭЦ.

В качестве примера рассмотрим применение диаграммы для турбины ПТ- 25-90/10 (см. приложение 2, рис.18). Допустим, в результате расчета тепловых

Qпсп = 30556 кВт. Приняв электрическую нагрузку в данном режимеNэ = 22,5 МВт (точка А на диаграмме), проводим под заданным на нижнем квадранте диаграммы углом, обеспечивающим постоянную электрическую нагрузку, линию до пересечения с Gт = 40 т/час (точка В). Здесь же можно определить, что максимально возможный отбор Gп составляет 87 т/час (при номинальном

горизонтальная прямая позволяет определить фактический расход пара на турбину Gо =133 т/час = 36,94 кг/с (точка Д) и температуру питательной воды

tпв = 210 оС (точка Е). Если температура питательной воды из диаграммы режимов не определяется, ее можно оценить, исходя из снижения температуры насыщения в 1 отборе турбины на регенерацию(давление снижается прямо пропорционально уменьшению расхода пара по сравнению с номинальным расходом на турбину) или, более грубо, расход теплоты на турбоустановку рассчитывать по уравнению энергетической характеристики турбины.

Для расчета годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии полученные результаты в температурных интервалах(произведение нагрузки в интервале на число часов работы) суммируют по каждому из агрегатов, а также для ПВК и РОУ, а затем находят соответствующую величину для всей ТЭС путем суммирования годовых значений этих величин для всех агрегатов ТЭС.

При этом учитывают, что в неотопительный период турбоагрегаты совместно с котлами поочередно выводятся в соответствии с ремонтными циклами.

Расчет производят как по нагрузкам, так и по затратам теплоты топлива в одних и тех же энергетических единицах, именно – в мегаватт-часах. Это

27

необходимо, чтобы исключить ошибки, связанные с переводом величин,

работы (за вычетом ремонтных и иных простоев) расходом пара на турбину и обеспечивает выработку некоторой средней в течение года электрической мощности Nэ . Годовая выработка электроэнергии при этом составляет

W = Nэ ×t р , кВт·час,

где t р - число часов работы в году.

Естественно, что фактическая мощность Nэ будет меньше, чем мощность на чисто конденсационном режиме Nэ¢ , которая и может использоваться для определения расхода теплоты на турбоустановку Qту ( см. приложение 1):

Nэ = Nэ¢ - DNэ , кВт,

где DNэ - недовыработка электрической мощности конденсационной турбины в условном среднегодовом режиме при работе по графику тепловой нагрузки при заданном среднегодовом расходе Gо .

Величину DNэ определяют как:

DNэ = DNэ1 + DNэ2 , кВт,

где DNэ1- среднегодовая недовыработка электрической мощности за счет работы основных подогревателей (ОСП);

DNэ2 - среднегодовая недовыработка за счет отбора пара на пиковые сетевые подогреватели (ПСП).

Величина недовыработки мощности за счет любого из подогревателей DNэj равна:

DN эj =hм ×hг × G j × (i j - iк ), кВт,

Величину G j можно определить как:

кДж/кг).

Среднюю нагрузку Qотj определяют как:

j

Qотj = Qот.год , кВт, t p

где Qотj .год - годовой отпуск теплоты из отбора на j -й подогреватель, киловатт-

часов (по результатам расчета графика тепловых нагрузок по температурным интервалам наружного воздуха и времени стояния температур в указанных интервалах в течение года[4, 11]).

Данные расчетов годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии на ТЭС позволяют определить расходы теплоты и топлива ТЭС и распределить их по видам энергии, а затем рассчитать годовые энергетические и техникоэкономические показатели работы тепловой электростанции.

29

5.2. Определение среднегодовых энергетических показателей турбоагрегатов и ТЭС

В задании по технологической части дипломного проекта расчет ПТС турбоагрегата, как правило, не предусматривается. Однако для определения энергетических и технико-экономических показателей работы ТЭС необходимо иметь исходные данные по величинам тепловых и электрических нагрузок при работе по годовому графику и затратам теплоты на турбоустановку в этих режимах. Использование аналитических характеристик турбин в этих целях допустимо, однако в весьма ограниченных пределах, поскольку, во-первых, эти характеристики для конденсационных турбин не учитывают их тепловую нагрузку, покрываемую из нерегулируемых отборов, а для теплофикационных турбин они не учитывают взаимные ограничения по величинам отопительных и производственных отборов пара и электрической мощности, а также имеют погрешности, превышающие 5%.

Поэтому все характерные режимы теплофикационных турбин при работе по графику отопительной нагрузки просчитываются по временным интервалам

работы в течение года) расхода пара на турбину определяется фактическая электрическая мощность и годовая выработка электроэнергии (см. гл. 5.1).

На данном этапе проектирования необходимо также определить места расположения в ПТС конденсационного энергоблока основного(ОСП) и пикового (ПСП) сетевых подогревателей. Этот этап производится на основе данных заводского расчетного режима энергоблока по давлениям температурам в нерегулируемых отборах. На основании этих данных студент строит упрощенно процесс расширения пара в турбине на расчетном режиме.

После этого он определяет давления в нерегулируемых отборах в режиме при

пропорциональны расходу, эти давления определяются путем умножения давлений на расчетном режиме на заданный в исходных данных коэффициент

режиме.

Заданная расчетная тепловая нагрузка КЭС распределяется равномерно между установленными однотипными агрегатами. В режиме максимальной

где Pосп - давление в отборе турбины на ОСП при заданном среднегодовом расходе пара;

k »1,05 - коэффициент потерь давления в трубопроводе отбора. Температуру tso определяют по температуре Pso по таблицам [10].

Как правило, ОСП присоединяют к отбору, где на расчетном режиме давление составляет Росп » (0,15...0,25), МПа.

Подогреватель ПСП присоединяют к отбору более высокого давления. Обычно это отбор, предшествующий отбору на ОСП. Необходимо проверить, достаточно ли давление в этом отбореРпсп в режиме среднегодового расхода пара, чтобы нагреть сетевую воду до максимальной заданной температуры t1¢ . Для этого должно выполняться соотношение:

здесь tsп = f (Psп )- температура насыщения в ПСП по [10]; dtпсп =5оС – температурный напор в ПСП.

где Рпсп - давление в отборе на ПСП при заданном среднегодовом расходе пара.

При невыполнении неравенства (3) отбор на ПСП переносится в сторону следующего отбора большего давления в проточной части.

Расчет расходов пара на ОСП и ПСП при работе на заданную графиком тепловую нагрузку (по интервалам изменения температуры наружного воздуха) приведен в гл. 5.1.

31

Для определения энергетических показателей турбоустановки в любом режиме (для конденсационного энергоблока– в среднегодовом, для теплофикационного – при каждой среднеинтервальной температуре наружного воздуха) вычисляют расход теплоты на турбоустановку:

где Go - расход пара в голову турбины, кг/с;

io - энтальпия пара, поступающего в турбину, кДж/кг;

tпв - энтальпия питательной воды на входе в котлоагрегат, кДж/кг;

Gпп - расход пара через промежуточный пароперегреватель (в турбинах без промперегрева Gпп = 0 ), кг/с;

iпп ,iппо - энтальпии пара на выходе из промежуточного пароперегревателя и на входе в него соответственно, кДж/кг.

Отпуск теплоты на отопление и горячее водоснабжение Qот равен:

следует определять с учетом мощности турбопривода, если используется турбинный привод питательного насоса:

задавшись значением КПД. транспорта теплоты hтр » 0,98 - 0,99 , по формуле:

Расход теплоты на энергоблок определяют с учетом к.п.д. парогенератора (брутто) hпг , который определяют в соответствии с паспортными данными котлоагрегата:

К.п.д. энергоблока (станции) по выработке электроэнергии равен:

где hт » 0,990...0,995 - к.п.д. турбоустановки по отпуску теплоты.

Удельный расход топлива на ТЭС на выработку электроэнергии равен:

Удельный расход топлива на ТЭС по отпуску теплоты равен:

Расчет среднегодовых показателей работы ТЭС(энергетических и экономических) может производиться по формулам(6-16) по среднегодовым значениям нагрузок в течение года, определенным как частное от деления годовой выработки по графику нагрузок на годовое число часов работ оборудования (календарное время – 8760 часов – минус число часов ремонтных

затратам энергии за год в мегаватт-часах. При этом могут быть определены среднегодовые энергетические показатели либо для агрегатов каждого из

электростанции. Пример расчета среднегодовых энергетических показателей ТЭЦ приведен в приложении 1.

34

Приложение 1

Пример выполнения подраздела дипломного проекта

2.5 Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии ТЭЦ и определение годовых энергетических показателей

Необходимые для расчета климатические данные места расположения ТЭЦ приводятся в таблицах 2.12, 2.13.

Таблица 2.12 - Климатические данные места расположения ТЭЦ

Отопительная нагрузка, соответствующая полной загрузке отопительных отборов турбин, составляет Qотбот =728,3 МВт.

Максимальная нагрузка ПВК Qпвкот =471,7 МВт.

Тепловая нагрузка на нужды горячего водоснабжения Qг.в , МВт,

Qд.е. = 0,22 *1200 = 264 МВт.

Тепловая нагрузка при переходе от качественного регулирования к количественному и наоборот Qперот , МВт,

количественному, tперн =0 °С;

tн.о. - расчётная минимальная температура наружного воздуха;

dQот - производная от тепловой нагрузки ТЭЦ по температуре наружного dt

воздуха, МВт/°С,

где tв.р. - расчётная температура в отапливаемых помещениях, tв.р.=+18 °С;

где tв.о. - температура наружного воздуха при которой происходит включение отопления, tв.о.=+8 °С;

Qвклот =1200 - (8 - (-23))× 22,83 = 492,27 МВт.

Расход сетевой воды на ТЭЦ в зоне качественного регулирования тепловой нагрузки, Wс¢.в , кг/с,

1200 Ч103

Wсў.в = = 2785,37 кг/с. (143 - 68)Ч4,19

Минимальная расчётная температура прямой сетевой воды τ1min , °С,

36

τmin

где 2 - минимальная расчётная температура обратной сетевой воды, с;

τmin2 =40 °С;

тепловой сети (сеть принимается закрытой). Далее на основе климатических данных места расположения ТЭЦ, приведённых в таблице 2.12, определяется

расход сетевой воды и температурыt1 , t2 ,t11 для данной среднеинтервальной температуры (пользуясь рисунками 2.2, 2.3, 2.4). Результаты расчёта сводятся в таблицу 2.14.

38

По графику рис. 2.2 определяется отопительная нагрузка при средней температуре наиболее холодного месяца,

Qсрот =590 МВт.

Далее определяется отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение при аварийном выходе из строя отопительной турбины, с одновременной максимальной загрузкой производственных отборов турбин «ПТ», МВт,

Qавот =2 ×54,9+1×204 + 3×116=661,8 МВт>590 МВт.

возникновении аварии, приводящей к отключению турбины, потребителю будет отпущено тепло в необходимом объеме.

Для каждого температурного интервала определяется число работающих турбин и распределение тепловой нагрузки(расхода сетевой воды) между работающими турбинами.

В отопительный период турбины Т-100/120-130 работают с номинальной тепловой нагрузкой (612 МВт), в неотопительный период две турбины останавливаются и выводятся в ремонт, после ремонта вводятся в резерв до начала следующего отопительного периода. Производственные отборы турбин ПТ-50/60-130 загружены полностью в течение всего, пригода этом отопительная нагрузка, покрываемая турбинами, в течение года неизменна.

По диаграмме режимов соответствующей турбиныопределяется вырабатываемая электрическая мощность Nптэл =63 МВт.

Расчет основных параметров турбин -100/120Т -130 осуществляется по программе Т-100. Все агрегаты загружаются равномерно. Распределение тепловой нагрузки ТЭЦ приводится в таблицах 2.14, 2.15.

39

Таблица 2.14 – Нагрузки Т-110/120-130

Затраты теплоты на турбины типа" Т " на интервале отопительного периода Qтту , МВт,

где αут - утечки пара через уплотнения турбины и коллекторов, αут = 0,015; i0 – энтальпия острого пара котлоагрегата, кДж/кг по /14/, i0 = 3478,8; αпр - расход пара из котла в расширитель непрерывной продувки, αпр =

0,015;

iпр – энтальпия пара, поступающего на продувку, кДж/кг по /14/, iпр =

1600,4;

Qкат » 2· (123,25·(1+0,015)·(3494,7– 999,7)+123,25·0,015·(1600,4 – 999,7)) ·36·10-3

=

=22552,70 МВт.

40

Таблица 2.15 – Нагрузка ПТ-50/60-130