методичка по ТЦПЭЭиТ, расчет ПТС

11

12

где Рн , Рвс – давления в нагнетающем и всасывающем патрубках насосов, МПа;

Рб , Рд , Рпе – давления в барабане котла, деаэраторе, перегретого пара на выходе из котла, МПа; z, z' – разность между геометрическими отметками уровней воды в барабане котла и деаэраторе, разность между геометрическими отметками условного уровня воды в котле и уровня воды в деаэраторе, м; Нс – потери напора в сети, м (1 мм.вод.ст. = 9,8 Па); ρпв – плотность потока жидкости, кг/(м2∙с). Рпвд – гидравлическое сопротивление подогревателя системы ПВД, в зависимо-

где Рд , Рк – давления в деаэраторе и в конденсаторе соответственно, МПа; ρк –

плотность потока жидкости, кг/(м2∙с); hк – разность между геометрическими от-

метками уровней воды в конденсатосборнике конденсатора и деаэраторе, м; Рск – общее гидравлическое сопротивление тракта конденсата.

Рск = n ∙ Рпнд + Рэ + Роу + Ртр + Ркур,

13

где n – количество подогревателей низкого давления; Рпнд = 0,0147…0,0118 (в зависимости от марки подогревателя) – сопротивление подогревателя низкого давления, МПа; Рэ = 0,05…0,07 – сопротивление охладителя эжекторов, МПа;

*** – давление, создаваемое сетевым насосом первой ступени Рсн1 и гидравличе-

ские сопротивления сетевых подогревателей Рнсп, Рвсп находятся по справочникам в зависимости от марки подогревателя.

– tвпн – температура питательной воды на выходе из питательного насоса, определяется по таблицам Ривкина при известных значениях давления воды за питательным насосом и энтальпии. Прирост энтальпии в питательном насосе определяется по формуле:

iпн (Рвых.пн Рвх.пн) Uср 103 ,

н

где Рвых.пн – давление воды на выходе из питательного насоса, МПа; Рвх.пн – давление воды на входе в питательный насос, МПа (для упрощения расчета принимается равной давлению воды в деаэраторе, а при наличии в схеме бустерного насо-

са ≈ 2 МПа); Uср – средний удельный объем воды в питательном насосе, опреде-

ляется по [6]; ηн – КПД насоса, по [3].

2.2.2. Второй этап – построение процесса расширения пара в турбине

По начальным параметрам пара Р0 и t0 определяем энтальпию пара перед турбиной i0.

Задаемся потерями давления в паровпускных органах турбины и опре-

деляем параметры пара в точке 0' (перед регулирующей ступенью). Из условия i'0 = i0 при найденном значении Р'0 пo i,s – диаграмме определяем температуру

t'0.

Определяем располагаемый и использованный теплоперепады в ЦВД, ЦСД и ЦНД. Строим процесс расширения пара, например рисунок 2.1.

14

Рисунок2.1. Примерпроцессарасширенияпара.

15

2.2.3.Третий этап – составление балансов теплообменников

2.2.3.1.Составляются уравнения тепловых балансов подогревателей сетевой воды, последовательное решение которых позволяет определить расходы пара отборов турбины на теплофикацию.

2.2.3.2.Составляются уравнения тепловых балансов подогревателей регенеративной системы подогрева питательной воды ПВД.

2.2.3.3.Определяется расход пара на деаэратор составлением системы из уравнений материального и теплового балансов.

Выпар составляет ≈ 2 кг на одну тонну деаэрируемой воды.

2.2.3.4.Составляются уравнения тепловых балансов подогревателей основ-

ного конденсата ПНД и расход конденсата из конденсатора Dв.

2.2.3.5.Определяется расход пара в конденсатор Dп = D0 – ∑ Di, где ∑ Di

–суммарный обор пара на регенерацию.

2.2.3.6.Вычисляется погрешность сведения материального баланса конден-

сатора: Dв Dп 100. При расчете на калькуляторе погрешность не должна

Dв

превышать 1%. При большей погрешности необходимо произвести перерасчет тепловой схемы.

2.2.4.Четвертый этап – определение электрической мощности турбины

2.2.4.1.Определяются использованные теплоперепады отсеков турбины:

Hi hi0 hiк, где индексы «0» и «к» отвечают состоянию пара на входе в цилиндр и

на выходе из него,i=1 (2или 3)–номеротсека.

2.2.4.2. Определяются расходы пара через отсеки турбины: Di Di 1 Di 1, где Di – расход пара, Di 1 – расход пара через предотборный отсек, Di 1 – расход пара черезпослеотборныйотсек.

2.2.4.3.Определяетсяработапара вотсеках турбины: Di Hi.

2.2.4.4.Расчеты2.2.4.1–2.2.4.3целесообразно свести в таблицу.

2.2.5. Пятый этап – определение энергетических показателей турбоустановки

По результатам расчета определяются следующие энергетические показатели турбоустановки и энергоблока ТЭЦ:

– полный расход теплоты на турбоустановку, ГДж/ч:

16

Qту D0 h0 hп.в ;

– для турбоустановки с промежуточным перегревом пара:

Qту D0 h0 hп.в Dп.п hп.п hп0.п ,

где hп.п , hп.п0 – энтальпия пара соответственно после и до промежуточного перегрева;

– расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергии, ГДж/ч:

Qтуэ Qту Qтп;

– расход теплоты внешним потребителям, ГДж/ч:

Qтп Qот Qпо ,

где Qот – расход теплоты на сетевую установку, Qпо – расход теплоты с паром производственного отбора;

Qпо Dпо hпо Dок hок, где «ок» – обратный конденсат с производства;

– удельный расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергии, кДж/(кВт∙ч):

qтуэ Qтуэ ;

Nэот

– для турбоустановок с приводной турбиной ПН:

где Nэт.п.п.н Dп.в Нн.а – эффективная мощность приводной турбины ПН, кВт.

3600 н

– КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

э 3600

ту qтуэ ;

17

– тепловая нагрузка парового котла, ГДж/ч:

Qп.к Dп.к hпе hпп..вк ;

– для турбоустановки с промежуточным перегревом пара:

Qп.к Dп.к hпе hпп..вк Dп.п hпп..пк hп0..пп.к .

Энтальпии свежего пара и пара промежуточного перегрева определяют при дав-

лении и температуре у парового котла; hп.вп.к ≈ hп.в.

– КПД транспорта тепла:

тр Qту .

Qп.к

– КПД ТЭЦ по производству электроэнергии:

сэ эту тр п.к,

где ηп.к = 0,9…0,93.

– КПД ТЭЦ по производству и отпуску тепловой энергии:

ст т тр п.к,

где ηт = 0,98…0,99.

– Удельный расход условного топлива ТЭЦ на производство и отпуск тепловой энергии, кг/ГДж:

т 34,1 bу ст .

– Удельный расход условного топлива ТЭЦ на производство электроэнергии, г/(кВт∙ч):

э 123 bу эс .

18

3. ПРИМЕР РАСЧЕТА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБОУСТАНОВКИ Тп – 115/125 – 130

3.1. Выбор структуры ПТС

Турбина спроектирована для технического перевооружения ТЭЦ путем расширения или замены установленных ранее устаревших турбин мощностью 25, 50 и 100 МВт. ПТС турбоустановки приведена на рис. 3.1. Турбина может устанавливаться и на вновь строящиеся ТЭЦ. Турбина Тп – 115/125 – 130 разработана на базе турбины Т – 110/120 – 130 – 5. Однако, учитывая, что турбина в значительной части будет устанавливаться в существующих машзалах действующих ТЭЦ, она выполнена в двух цилиндрах, имеют упрощенную систему регенерации (нет одного ПВД и одного ПНД), один конденсатор вместо двух, уменьшенный расход охлаждающей воды. Поскольку на ТЭЦ замена котельного оборудования может происходить позднее, чем замена турбин, то турбина может длительно работать, если это оговорено при заказе, свежим паром с параметрами Р0 = 90 кгс/см2, t0 = 535 0С с переходом на параметры Р0 = 130 кгс/см2, t0 = 555 0С, когда это окажется необходимым.

Кроме основных отборов пара на нужды отопления, турбина имеет ограниченный отбор пара для нужд производства. Отбор не регулируемый.

Номинальная мощность обеспечивается при номинальной тепловой нагрузке и нулевом производственном отборе.

Рисунок 3.1. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Тп-115/125-130.

3.4. Расчет параметров процесса расширения пара в проточной части турбины и параметров в регенеративной системе

Прирост энтальпии hпн, кДж/кг, в питательном насосе определяется по формуле:

hпн (Рвых.пн Рвх.пн) Uср 103 ,

н

где Рвых.пн = 1,35 ∙ 12,8 = 17,28 МПа – давление на выходе из питательного насо-

са, МПа; Рвх.пн = Рд = 0,6 МПа – давление на входе питательного насоса; Ucp =