Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
2013.pdf
Скачиваний:
79
Добавлен:
02.06.2015
Размер:
3.74 Mб
Скачать

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Электротехнический факультет

Кафедра теплотехники и гидравлики

Д. М. СУВОРОВ

ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС.

РАСЧЕТ ГОДОВОГО ОТПУСКА ТЕПЛОТЫ И ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ТЭС

Учебно-методическое пособие

Киров

2013

1

УДК 621.311.22(07) С891

Допущено к изданию методическим советом электротехнического факультета ФГБОУ ВПО «ВятГУ» в качестве учебно-методического пособия для студентов специальности 140204.65 «Электрические станции», направлений 140100.62 «Теплоэнергетика и теплотехника», 140400.62 «Электроэнергетика и электротехника» всех профилей подготовки, всех форм обучения

Рецензент кандидат технических наук, доцент,

заведующий кафедрой электрических станций А. В. Новиков

Суворов, Д. М.

С891 Выбор основного оборудования и принципиальной тепловой схемы ТЭС. Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии ТЭС: учебно-методическое пособие / Д. М. Суворов. – Киров: ФГБОУ ВПО «ВятГУ», 2013. – 66 с.

УДК 621.311.22(07)

Учебно-методическое пособие предназначено для выполнения курсового проекта по дисциплине «Тепловые электрические станции» студентами направления 140100.62 «Теплоэнергетика и теплотехника» всех форм обучения, для изучения курса «Основы производства тепловой энергии» для студентов направления 140400.62 «Электроэнергетика и электротехника» всех профилей подготовки, всех форм обучения, а также для дипломного проектирования студентов специальности 140204.65 «Электрические станции» всех форм обучения. Пособие содержит необходимый справочный материал и примеры расчетов.

Тех. редактор Е. В. Кайгородцева

© ФГБОУ ВПО «ВятГУ», 2013

2

Оглавление

 

Введение...............................................................................................................

4

1. Выбор основного технологического оборудования ТЭС ...........................

5

2. Выбор принципиальной тепловой схемы (ПТС) ТЭС и ее отдельных

агрегатов.............................................................................................................

15

2.1. Содержание и назначение ПТС............................................................

15

2.2. Выбор основных элементов ПТС турбоагрегата и ТЭС в целом......

16

3. Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии ТЭС и

определение среднегодовых энергетических показателей...........................

21

3.1. Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии на

ТЭС.................................................................................................................

21

3.2. Определение среднегодовых энергетических показателей

турбоагрегатов и ТЭС...................................................................................

32

Приложение 1. Пример выполнения подраздела 3.2 дипломного проекта. 39

Приложение 2. Принципиальные тепловые схемы и диаграммы режимов

теплофикационных турбин ..............................................................................

51

Библиографический список..............................................................................

64

3

Введение

В данном учебно-методическом пособии содержатся рекомендации и некоторый справочный материал, а также ссылки на литературу, необходимые для выполнения технологической части курсового или дипломного проекта тепловой электростанции (ТЭС).

Они предназначены для студентов, выполняющих дипломный или курсовой проект ТЭС, преимущественно паротурбинной.

Технологическая часть проекта ТЭС выполняется в соответствии с индивидуальным заданием, в котором указываются: тепловые нагрузки среднего и низкого потенциалов; температурный график сетевой воды; примерный район размещения ТЭС (для распределения тепловых нагрузок во времени); климатические данные; вид топлива.

Задание предполагает в общем случае выполнение следующих основных подразделов технологической части.

1.Выбор (в том числе обоснование выбора) основного технологического оборудования ТЭС (энергетические котлы, водогрейные котлы, турбины, электрогенераторы).

2.Выбор принципиальной тепловой схемы (ПТС) ТЭС и ее отдельных турбоагрегатов и построение процесса расширения пара в турбине на расчетном режиме.

3.Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии в соответствии с заданными нагрузками, получение исходных данных для расчета среднегодовых технико-экономических показателей ТЭС, расчет среднегодовых значений КПД и удельных расходов топлива на единицу выработки электроэнергии и отпуска теплоты.

Отдельные элементы подразделов по согласованию с консультантом могут исключаться (например, при отсутствии доступного справочного материала).

4

При проектировании конденсационной электростанции (КЭС) заданием предусматривается отопительная нагрузка, покрывающая нужды станционного поселка или близлежащего городского района, которая обеспечивается из нерегулируемых отборов конденсационных турбин.

Справочный материал для проектирования, приведенный в данном пособии, может быть дополнен таблицами и схемами, приведенными в ранее изданном учебно-методическом пособии [18]. В нем же имеются более крупные версии диаграмм режимов, приведенных на рис. 11–17.

1. Выбор основного технологического оборудования ТЭС

Основное технологическое оборудование паротурбинных ТЭС составляют энергетические котлы, водогрейные котлы, паровые турбины и электрические генераторы. Выбор основных агрегатов ТЭС начинают с турбинного оборудования, которое обеспечивает оптимальное покрытие тепловых нагрузок и выработку электроэнергии согласно графику нагрузок

потребителей и выдачу избыточной

мощности в

энергосистему.

В практике реального проектирования

выбор состава

оборудования

производят из нескольких вариантов, которые сравнивают по экономической эффективности. При выполнении учебного проекта допускается принимать к расчету единственный вариант, но желательно представить аргументы, что именно этот вариант имеет преимущества перед альтернативными (обеспечивающими тот же или сопоставимый энергетический эффект).

На современных паротурбинных КЭС применяют, как правило, однотипное оборудование в виде моноблоков «котел-турбина-генератор» одинаковой единичной мощности и на одинаковые параметры пара. Основное и резервное топливо для всех котлоагрегатов также выбирают одинаковыми, причем как для газовых, так и для угольных ТЭС в качестве резервного топлива выбирают мазут.

5

Если на КЭС допустима установка энергоблоков номинальной электрической мощностью 300 МВт и более, то применяют турбоагрегаты на сверхкритические параметры свежего пара с однократным промежуточным перегревом (23,5 МПа, 540/540 оС) одного из следующих типоразмеров [1, c. 159] К-300-240; К-500-240; К-800-240; К-1200-240.

Выбор типоразмера и завода-изготовителя, что предопределяет последующий выбор принципиальной тепловой схемы (ПТС) и состав вспомогательного оборудования, осуществляют по справочной литературе

[1–3, 14].

При меньшей допустимой единичной мощности применяются турбоагрегаты К-210-130 (с электрогенераторами мощностью 210…220 МВт) и К-160-130 (с генераторами мощностью 150…165 МВт), работающие при давлении свежего пара 12,8 МПа при температурах свежего пара и пара после промежуточного перегрева 555/555 оС.

Выбор состава основного оборудования ТЭЦ более сложен, чем для КЭС.

В задании на проектирование указываются величины максимальной низкопотенциальной (отопительной) нагрузки Qот , МВт, и среднепотенциальной тепловой нагрузки Gп, кг/с. Отопительная нагрузка (собственно отопления, вентиляции и горячего водоснабжения) обеспечивается сетевой водой по заданному температурному графику теплосети, причем ее базовая часть в размере Qототб.н определяется как располагаемая при номинальной (расчетной) загрузке отопительных отборов турбин типа «Т» и расчетной загрузке отопительных отборов турбин типа «ПТ» (при номинальном расходе пара на турбину и заданной расчетной нагрузке производственного отбора). Оставшаяся часть отопительной нагрузки Qотпик покрывается от пиковых водогрейных котлов (ПВК), а для ТЭС малой мощности, имеющих турбины единичной

6

мощностью 25 МВт и ниже, – из производственных отборов турбин типа «ПТ» (в этом случае пиковые котлы могут не устанавливаться, а необходимый резерв тепловой мощности обеспечивается энергетическими котлами).

При расчете отопительного коэффициента теплофикации для ТЭЦ,

от

отб.н

 

имеющих ПВК, следует считать оптимальным, если ТЭЦ Qот

Qот

лежит в диапазоне 0,4…0,75. Если данный коэффициент выходит за указанные пределы, то это требует дополнительного обоснования.

Среднепотенциальная нагрузка обеспечивается паром из производственных отборов или противодавления турбин и резервируется редукционно-охладительными установками (РОУ) от энергетических котлов. В задании указывается номинальная величина этой нагрузки Gп, кг/с, и давление отбираемого пара Рп, МПа. В условиях учебного проекта долю возврата конденсата с производства вк можно принять равной единице. При выполнении проекта считается, что среднепотенциальная нагрузка в течение всего года неизменна, за исключением нагрузки производственных отборов турбин (например, типа ПТ-25-90), обеспечивающей покрытие пиков отопительной нагрузки (в этом случае в состав ПТС ТЭЦ включаются пиковые сетевые подогреватели).

Среднепотенциальная нагрузка ТЭЦ обеспечивается турбинами с противодавлением (типа «Р») и турбинами с производственным и отопительными отборами (типа «ПТ»). Суммарная максимальная мощность противодавления и производственных отборов всех турбин ТЭЦ должна быть на 10–20 % выше заданной нагрузки Gп, что определяется и необходимостью резервирования, и потребностью обеспечить отопительную нагрузку турбин типа «ПТ», которая при максимальной загрузке производственного отбора Gпmax в несколько раз меньше

номинальной величины Qотн . При этом нагрузка производственных

7

отборов турбин типа «ПТ» может быть и ниже, и выше номинальной величины Gпн.

Основные параметры отечественных теплофикационных турбин мощностью 25 МВт и выше сведены в табл. 1–4. При выборе турбин следует учитывать, что указанное значение номинальной отопительной нагрузки турбин типа «ПТ» достигается при нагрузке производственного отбора, не превышающей номинальную величину Gпн. Конкретное значение максимальной отопительной нагрузки турбины Qот при расчетном значении Gп для заданной турбины проектант определяет по

диаграмме режимов данной турбины, после чего уточняет значение ТЭЦот

и нагрузку ПВК для всей ТЭЦ (кроме ТЭЦ с турбинами ПТ-25-90/10, на которых ПВК обычно не устанавливают).

При выборе состава основного оборудования агрегатов ТЭЦ следует учитывать следующие рекомендации:

1.Для чисто отопительной ТЭЦ следует применять блочную тепловую схему (без поперечных связей по пару), с однотипными агрегатами максимально возможной единичной мощности. Это не относится к ТЭЦ с турбинами типа Т-50-130, для которых отсутствуют котлы для реализации блочной схемы.

2.Повышение экономичности работы ТЭЦ достигается при применении агрегатовспромежуточнымперегревомпаратипаТ-250 иТ-180.

3.На промышленно-отопительных ТЭЦ поперечные связи по пару целесообразно применять только между агрегатами, резервирующими среднепотенциальную тепловую нагрузку.

4.При установке агрегатов одного типа («Т» или «ПТ»), но разной единичной мощности в первую очередь устанавливать агрегат меньшей мощности. Это следует учитывать при формировании главной схемы электрических соединений.

8

При выборе котельного оборудования всех ТЭС учитывают также следующие соображения:

1.Выбранный котлоагрегат должен соответствовать турбине по начальному давлению пара, наличию промежуточного перегрева и паропроизводительности. Котельные агрегаты могут иметь запас по паропроизводительности (3–15 %) и по начальному давлению (до 5 %) перед турбоагрегатами. Если проектируется ТЭЦ с поперечными связями, необходимо рассчитать минимальную паропроизводительность котлов как сумму номинальных расходов пара всех турбин с запасом 3 %. Максимальный запаспаропроизводительности вэтомслучаесоставляет10 %.

Для блоков сверхкритического давления, включая Т-250, применяются прямоточные котлоагрегаты типа «Пп», для блоков с турбинами К-210, К-160 и Т-180 – такие же либо барабанные котлы с промперегревом типа «Еп», а для остальных теплофикационных турбоагрегатов – котлы типа «Е» без промперегрева пара.

2.Выбор котлоагрегата производится по виду сжигаемого топлива. Агрегаты, спроектированные для сжигания твердого топлива с высоким выходом летучих веществ (торф, бурые угли) нельзя использовать для сжигания антрацитов и низкореакционных каменных углей, и наоборот.

9

Таблица 1 Параметры отечественных теплофикационных турбин

 

н

,

max

Р

,

t

о

,

t

пп

Р

к

,

G

о

,

Типоразмер турбин

N э

Nэ

о

 

 

 

 

 

 

 

 

МВт

 

МВт

МПа

оС

 

 

оС

кПа

 

кг/с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-110/120-130

110

 

120

12,75

555

 

5,3

 

135

 

Т-50/60-130

50

 

60

12,75

555

 

4,9

 

71

 

ПТ-135/165-130/15

135

 

165

12,75

555

 

3,43

211

 

ПТ-50/60-130/7

50

 

60

12,75

555

 

3,43

83

 

Р-100-130/15

100

 

107

12,75

555

 

 

211

 

Р-40-130/31

40

 

43

12,75

555

 

 

131

 

Т-175/210-130

175

 

210

12,75

555

 

4,9

 

211

 

Т-250/300-240

250

 

300

23,54

540

540

4,9

 

272

 

Т-180/210-130

180

 

210

12,75

540

540

3,43

186

 

ПТ-80/100-130/13

80

 

100

12,75

565

 

4,9

 

131

 

ПТ-60/75-130/13

60

 

75

12,75

565

 

4,9

 

107,5

Р-50-130/13

50

 

60

12,75

565

 

 

133

 

Т-25-90

25

 

30

8,8

 

535

 

4,9

 

36,1

 

ПТ-25-90/10

25

 

30

8,8

 

535

 

4,9

 

44,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(52,7)

Обозначения (к табл. 1, 2):

N эн, Nэmax – номинальная и максимальная электрическая мощность;

Ро, tо, Gо – номинальные давления, температура и расход свежего

пара;

tпп – температура промежуточного перегрева пара;

Рп – давление в производственном отборе или противодавление

(диапазон или номинальное значение);

Gпmax , Gпн – максимальное и номинальное значения величины производственного отбора или расхода на противодавление;

10

Qн

номинальная отопительная нагрузка (при этом

G

п

G н

от

 

п ,

в зависимости от типа турбины);

 

 

 

Рmax

– максимальная величина регулируемого

 

давления

от

 

в отопительном отборе; Рк – давление в конденсаторе на расчетном режиме.

Таблица 2 Параметры отечественных теплофикационных турбин (продолжение)

Типоразмер турбин

Рп,

Gпmax

Gпн ,

Qотн

Ротmax

Рк,

МПа

кг/с

кг/с

МВт

МПа

кПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-110/120-130

204

0,25

5,3

Т-50/60-130

110

0,25

4,9

ПТ-135/165-130/15

1,18–2,16

108

88,9

134

0,25

3,43

ПТ-50/60-130/7

0,50–1,00

58,4

32,8

48

0,25

3,43

Р-100-130/15

1,18–2,16

167

167

Р-40-130/31

3,04

111

111

Т-175/210-130

325

0,3

4,9

Т-250/300-240

407

0,2

4,9

Т-180/210-130

302

0,2

3,43

ПТ-80/100-130/13

0,98–1,58

83

69

70

0,2

4,9

ПТ-60/75-130/13

0,98–1,58

69

55,5

60

0,25

4,9

Р-50-130/13

0,98–1,58

111

111

Т-25-90

61

0,25

4,9

ПТ-25-90/10

0,8–1,3

34,7

19,4

32,1

0,25

4,9

 

 

 

 

(56,2)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечания (к таблицам 1, 2):

1.Последние по дате выпуска модификации могут иметь отличные от указанных параметры.

2.Для турбины ПТ-25-90/10 в скобках приведены максимальные значения параметров.

11

Таблица 3 Данные для составления и расчета принципиальных тепловых схем турбоагрегатов промышленно-отопительных ТЭЦ (для режима

с номинальной нагрузкой и номинальными расходами пара)

Типоразмер турбин

Число корпу-

сов (цилиндров)

Тип регулир. ступени

Число регенер. отборов пара

Темпер.

C

Давление пара после турбины, МПа

 

питатводы., 0

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-175/210-130

 

3

Р

7

 

232

0,0049

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-110/120-130

 

3

К

7

 

232

0,0053

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-50/60-130

 

2

К

7

 

225

0,0049

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-135/165-130/15

 

2

Р

7

 

232

0,00343

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-50/60-130/7

 

2

К

7

 

230

0,00343

 

 

 

 

 

 

 

 

Р-100-130/15

 

1

Р

3

 

232

1,47

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-80/100-130/13

 

2

Р

7

 

249

0,0049

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-60/75-130/13

 

2

Р

7

 

242

0,0049

 

 

 

 

 

 

 

 

Р-50-130/13

 

1

Р

3

 

235

1,27

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-60/75-90/13

 

2

Р

7

 

232

1,27

 

 

 

 

 

 

 

 

ПР-25/30-90/10/0,9

 

1

Р

4

 

217

0,09

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-25-90 (ТМЗ)

 

1

Р

5

 

223

0,0049

 

 

 

 

 

 

 

 

12

Таблица 4 Данные для составления принципиальных тепловых схем турбоагрегатов промышленно-отопительных ТЭЦ (для режима с номинальной нагрузкой

и номинальными расходами пара)

 

Давления пара в регенеративных отборах на

Типоразмер турбин

номинальном режиме, МПа (по номерам отборов)

 

1

2

3

4

5

6

7

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-175/210-130

3,30

2,22

1,47

0,576

0,277

0,098

0,0416

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-110/120-130

3,32

2,28

1,22

0,57

0,294

0,098

0,037

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-50/60-130

3,24

21,3

1,08

0,50

0,263

0,098

0,046

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-135/165-130/15

3,34

2,24

1,15

0,50

0,24

0,078

0,019

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-50/60-130/7

3,41

2,17

1,13

0,53

0,272

0,098

0,04

 

 

 

 

 

 

 

 

Р-100-130/15

3,40

2,28

1,47

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-80/100-130/13

4,41

2,55

1,27

0,39

0,098

0,033

0,005

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-60/75-130/13

4,41

2,55

1,27

0,56

0,333

0,118

0,006

 

 

 

 

 

 

 

 

Р-50-130/13

3,63

2,16

1,27

 

 

 

 

 

 

 

 

ПТ-60/75-90/13

3,72

2,16

1,27

0,637

0,363

0,118

0,007

 

 

 

 

 

 

 

 

ПР-25/30-90/10/0,9

2,56

1,57

0,981

0,245

 

 

 

 

 

 

 

 

Т-25-90 (ТМЗ)

2,67

1,84

11,7

0,412

0,118

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Для теплофикационных блоков Т-175, ПТ-135 и других допускается установка дубль-блоков (два котла – одна турбина), если по справочной литературе не удается подобрать моноблочный котел требуемой паропроизводительности.

Выбор конкретного типоразмера котлоагрегата и его вспомогательного оборудования производят по справочной литературе

[1, 2, 4, 14, 16].

13

Мощность генератора должна соответствовать номинальной мощности турбины, с отклонением плюс – минус 10 %. Исключение составляют турбины ПТ-80, для которых применяют генераторы номинальной мощностью от 100 до 110 МВт, а также турбины типа Т-50, для которых устанавливают генераторы мощностью 63 МВт.

Установленная электрическая мощность ТЭС определяется как сумма установленных (номинальных) мощностей отдельных турбоагрегатов, а установленная тепловая мощность отопительной нагрузки – по сумме номинальных нагрузок отопительных отборов турбин и пиковых источников. В случае применения турбин типа «ПТ» располагаемая мощность отопительной нагрузки ТЭЦ, определяемая с учетом расчетной нагрузки их производственных отборов, будет отличаться от установленной в ту либо иную сторону. Установленная мощность отборов пара на производство (теплоты среднего потенциала) определяется в единицах массового расхода (кг/с). Она равна сумме номинальных расходов производственных отборов турбин типа «ПТ» и расходов из противодавления турбин типа «Р».

Электрическая мощность ТЭЦ вырабатывается либо только на тепловом потреблении, при закрытых регулирующих диафрагмах частей низкого давления (РД ЧНД), либо также и по конденсационному циклу. Целесообразность конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ зависит от отношения стоимости электроэнергии, получаемой из энергосистемы, с одной стороны, и вырабатываемой по конденсационному циклу, с другой. Дипломник решает вопрос о величине конденсационной выработки в каждом временном интервале работы ТЭЦ по годовому графику с учетом мнения руководителя и консультанта проекта.

Практически следует при работе в неотопительный период применять работу агрегатов ТЭЦ, за исключением находящихся

14

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]