Определение расходов пара, воды и тепла

Определим приведенное теплопадение для всей турбины как сумму произведений долей расхода пара на теплопадение отсеков турбины. Разбиение ЦВД турбины на отсеки показано на рис. 11.

52. Первый отсек ЦВД (до отбора на П8):

53. Второй отсек ЦВД (до отбора на П7)

Разбиение ЦСД на отсеки производим в соответствии с рис. 12.

54. Первый отсек ЦСД (до отбора на П6):

55. Второй отсек ЦСД (до отбора на деаэратор):

.

Долю расхода пара на турбопривод питательного насоса определяем из баланса мощности

;

;

56. Третий отсек ЦСД (до отбора на П4):

57. Четвертый отсек ЦСД (до отбора на ПЗ):

Разбиение ЦНД на отсеки производим в соответствии с рис. 13.

58. Первый отсек ЦНД (до отбора на П2). После турбопривода питательного насоса часть пара в количестве = 0,0384 поступает в ПЗ, а остальной пар, в количестве

.

подается в ЦНД с энтальпией = 2978 кДж/кг.

Энтальпия пара на входе в ЦНД определится как средне-взвешенная из энтальпий двух потоков пара:

;

;

59. Второй отсек ЦНД (до отбора на П1):

60. Третий отсек ЦНД:

61. Суммарное приведенное теплопадение:

62. Расход пара на турбину:

Здесь— сумма потерь мощности, механических и в генераторе, определяется выражением

.

Величину механического КПД турбогенераторной установки принимаем равной = 0,995, а величину КПД электрогенератора = 0,975 из рекомендуемого диапазона = 0,97…0,98.

63. По известным долям расхода и расходу пара через турбину определяем отдельные потоки пара и воды:

64. Мощность турбопривода питательного насоса

65. Расход тепла на турбоустановку составит

= 286 (3406 -1211)+ 202,5 (3608—3016,5) = 748 МВт.

66. КПД турбоустановки брутто по выработке электроэнергии:

Литература

1. Гиршфельд В. Я., Морозов Г. Н. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1973.

2. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. М:. Энергоатомиздат, 1990, 456 с.

3. Паровые и газовые турбины. Под ред. А.Г.Костюка и В.В.Фролова. М:.Энергоатомиздат. 1985. 482 с.

4. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987, 328 с.

5. Левин Е. М., Швард А. В. Тепловые схемы и оборудование энергетических блоков. М.: Энергия, 1976.

6. Вукалович М. П., Ривкин С. Л., Александров А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: М.: Изд-во стандартов, 1969.

7. Шляхин П. Н., Бершадский М. Д. Краткий справочник по паротурбинным установкам. М.: Энергия, 1970.

8. Шляхин П. Н. Паровые и газовые турбины. М.: Энергия, 1974.

9. Бордюков А. П., Гинзбург-шик Л. Д. Тепломеханическое оборудование тепловых электростанций. М.: Энергия, 1978.

10. Котельные и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт /Под ред. В. Е. Дорощука и В. Б. Рубина. М.: Энергия, 1979.

11. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под общ. ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982. — 625 с.

13. Качан А. Д., Муковозчик Н. В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. Минск; Вышейш. школа, 1983. — 159 с.

15. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины.- М.: Энергоатомиздат, 1986.- 272 с.

16. Трояновский Б. М., Филиппов Г. А., Булкин А. Е. Паровые и газовые турбины атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1985. — 255 с.

17. Ривкин С. Л., Александров А. А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1981. — 420 с.

18. Щегляев А.В. Паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1993г.

19. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки.-М.: Издательство МЭИ, 2002. –540 с.

20. Трухний А.Д., Крупенников Б.Н., Петрунин С.В. Атлас конструкций деталей турбин. М.: Издательство МЭИ, 2000.

21. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Издательство МЭИ, 1999.

22. «Тепловые и атомные электрические станции». Справочник. Под ред. А.В.Клименко и В.М. Зорина. М.: МЭИ, 2003. (Теплоэнергетика и теплотехника, Кн.3).

23. Капелович Б.Э. «Эксплуатация паротурбинных установок». М.,Энергоатомиздат, 1985, 304 с.

24. Леонков А.М. Паровые и газовые турбины. Курсовое проектирование. Минск. Вышейшая школа, 1986 г.

П Р И Л О Ж Е Н И Е

Таблица 1

Параметры	Агрегаты
	Т-100-130	ПТ-80-130/13	ПТ-135-130/13	Т-175-130	К-210- -130	К-300-240	К-500-240	К-800-240
Завод-изготовитель	ТМЗ	ЛМЗ	ТМЗ	ТМЗ	ЛМЗ	ЛМЗ	ХТГЗ	ЛМЗ
Год постройки	1961	1978	1973	1973	1958	1960	1973	1970
Номинальная мощность, МВт	105	80	135	175	210	300	500	800
Номинальное давление, Мпа	12,75	12,75	12,75	12,75	12.75	23,5	23,5	23,5
Начальная температура, оС	555	565	555	555	565	560	540	540
Давление промперегрева, МПа	-	-	-	-	2,31	3,53	3,63	3,8
Температура промперегрева, оС	-	-	-	-	565	565	540	540
Конечное давление, кПа	5	5	7,35	5	3,45	3,43	3,5	3,43
Температура питательной воды, оС	232	249	232	232	240	265	265	274
Число регенеративных отборов пара	7	7	8	7	7	8	9	8
Расход пара, кг/с	127/ 129	130,6	208	207	165	247	458	670
Число цилиндров и потоков турбины	1×1+1×1+1×2	1х1+1х1	1×1+ 1×1	1х1+1х1+1х2	1х1+1х1+1х2	1×1+1×1+1×3	1×1+1×1+2×2	1×1+1×2+3×2
Удельный расход пара, кг/(кВт ч)	3,46		2,55		2,82	2,97	3,05	-
КПД установки, %	-		-		44,8	46,7	46,7	46,7

Таблица 2

Тип турбины, начальные параметры и завод-изготовитель	Характеристики турбины при номинальной мощности и номинальных отборах									Параметр пара в промотборах или за турбиной при номинальном режиме (приближённо)		Поверхность нагрева конденсатора и встроенного пучка (знаменатель),
	Электрическая мощ ность,	Пределы регулирования давления в отборах			Номинальная величина отбора (при номинальной мощности)		Максимальная величина отбора (при номинальной мощности)		Расход свежего пара при номинальном режиме с регенерацией, т/ч
		Промышленный отбор П, МПа	Отопительный отбор Т, МПа	Противодавление Р, МПа	П, т/ч	Т, МВт или т/ч; Р, т/ч	П, т/ч	Т, МВт или т/ч; Р, т/ч		П, р1, МПа, t1, оС	Р, р1, МПа, t1, оС
Турбоагрегаты с начальными параметрами пара 9 МПа, 535 оС: Конденсационные с промышленным и отопительным отборами:
ПТ-60/75-90-13, ЛМЗ	60000 -------- 75000	1,0- 1,6 (ном. 1,3)	0,07- 0,25	-----	165	115	250	125	402	1,3/294	-----	3000/655
ПТ-25/30-90/10, КТЗ	25000 -------- 30000	0,8- 1,3 (ном. 1,0)	0,07- 0,25	-----	70	50	130	92	160	1,0/278	-----	935
с противодавлением:
ПР-25-90/10/0,9, УТМЗ	25000 -------- 30000	0,8- 1,3 (ном. 1,0)	-----	0,05- 0,29 (ном. 0,9)	65	63	100	95	160	1,0/285	-----	-----
ПР-12-90/15/7, КТЗ	12000	1,2- 1,8 (ном. 1,5)	-----	0,5- 0,9 (ном. 0,7)		40	-----	-----	117	1,5/280	-----	-----
Р-12-90-31,	12000	2,9- 3,3 (ном. 3,1)	-----	-----	-----	-----	-----	-----	189	-----	3,1/401	-----
Р-12-90/18,	12000	1,5- 2,1 (ном. 1,8)	-----	-----	-----	-----	-----	-----	131	-----	1,8/340	-----

1 Таблица составлена на основе технических условий (ТУ) на поставку турбогенераторов, разработанных заводами- поставщиками оборудования. Все турбогенераторы рассчитаны на частоту вращения 3000 об/мин и частоту тока 50 Гц.

2 В числителе указана номинальная электрическая мощность, в знаменателе - максимально-возможная при соответствующей нагрузке регулируемых отборов, оговоренных ТУ.

3 Указана температура пара, установленная Минэнерго, Минтяжмаша, Минчермета СССР в январе 1971 г. Все перечисленные в таблице турбогенераторы допускают длительную работу при указанной температуре.

4 При этом второй регулируемый отбор закрыт.

5 При использовании тепла пара, поступающего во встроенный пучок конденсатора.

6 Расходы пара на турбину в режимах, отличных от номинального, должны определяться по диаграммам режимов турбин.

7 Расход пара указан без учёта снижения начальной температуры пара до 555 ^оС. Уточнения производить с использованием поправочных кривых к диаграммам режимов.

8 Турбина регенеративных отборов не имеет.

9 В том числе на ПВД №1 38 т/ч.

10 В том числе на ПВД №1 примерно 17 т/ч

11 В том числе на ПВД №1 и 2 примерно 65 т/ч

12 В том числе на ПВД №1 примерно 8 т/ч

В графе первой таблицы сокращённо указаны заводы- изготовители: УТМЗ - Уральский турбомоторный тавод; ЛМЗ – Ленинградский металлический завод, КТЗ – Калужский турбинный завод.

Р и с. 3П. ПТС турбоустановки К-300-24

Р и с. 4П. ПТС энергоблока с турбоустановкой К-500-240-4 ЛМЗ

Цифры на схеме соответствуют режиму при расходе пара 880 т/ч и даны как справочные.

Р и с. 5П. ПТС пылеугольного энергоблока с турбоустановкой К-800-240-5 ЛМЗ;

КНТП – конденсатный насос турбопривода; ВС, НС – верхний и нижний сетевые подогреватели ; ОДБ – охладитель дренажей сетевых подогревателей; СН – сетевой насос; Р – расширитель дренажей калорифера.

1 – свежий пар; 2 – пар на производство; 3 – сетевая вода; 4 – циркуляционная вода; 5 – химически очищенная вода; 6 – эжектор сальникового подогревателя; 7 – эжектор уплотнений; 8 – сальниковый подогреватель; 9 – конденсатосборник; 10 – сливной насос; 11 – ПНД; 12 – питательный насос; 13 – конденсат в деаэратор; 14 – ПВД; 15 – питательная вода в котел; 16 – конденсат с производства.

ВС, НС – сетевые подогреватели верхнего и нижнего отборов; УПЛ – уплотнение.

СХ – сальниковый холодильник; ПС – подогреватель сальниковый; ЭЖ – эжектор; П1 – П4 – ПНД; Д – деаэратор; П5 – П7 – ПВД; I – I – циркуляционная вода; II – II – подпиточная вода теплосети; III – III – сетевая вода.

1 – свежий пар; 2 – стопорный клапан; 3 – регулирующие клапаны (4 шт.); 4 – ЦВД; 5 – ЧСД ЦНД; 6 – регулирующая диафрагма; 7 – ЧНД ЦНД; 8 – конденсатный насос; 9 – холодильник эжектора; 10 – конденсат греющего пара в конденсатор; 11 – холодильник эжектора уплотнений; 12 – сливной насос; 13 – конденсат с производства; 14 – конденсат в деаэратор; 15 – ПНД; 16, 17 – пар из уплотнений; 18 – выхлопной пар эжектора; 19 – питательная вода в деаэратор; 20 – ПВД; 21 – производственный отбор и отбор на деаэратор; 22 – теплофикационный отбор; 23 – питательная вода от питательного насоса; 24 – в деаэратор.

К – конденсатор; ЭЖ – эжектор; СП – сальниковый подогреватель; Б1, Б2 – подогреватели сетевой воды; П1 – П4 – ПНД; Д – деаэратор; П5 – П7 – ПВД.

П1, П2, П3 – подогреватели высокого давления; 1 – стопорный клапан; 2 – регулирующий клапан; 3 – пар на производство; 4 – нерегулируемые отборы пара на производство; 5 – питательная вода из деаэратора; 6 – конденсат греющего пара в деаэратор; 7 – питательная вода в котел.

1 – стопорный клапан; 2 – регулирующие клапаны (4 шт.); 3 – смесительное устройство; 4 – питательная вода; 5 – пар потребителю; 6 – питательная вода из деаэратора; 7 – питательный насос; 8 – ПВД; 9 – конденсат греющего пара ПВД в деаэратор; 10 – питательная вода в котел.

1 – свежий пар; 2 – стопорный клапан; 3 – регулирующий клапан; 4 – пар потребителю тепла; 5 – ПВД; 6 – питательная вода от питательного насоса; 7 – конденсат греющего пара в деаэратор; 8 – питательная вода в котел.

СХ – сальниковый холодильник; ТП – турбопривод питательного насоса

1 – свежий пар; 2 – стопорный клапан; 3 – регулирующий клапан; 4 – прямая сетевая вода; 5, 9 – сетевые насосы; 6, 7 – верхний и нижний сетевые подогреватели; 8 – дренажные сетевые насосы; 10 – обратная сетевая вода; 11 – встроенный пучок; 12 – конденсатный насос; 13 – конденсат греющего пара в конденсатор; 14 – сливной насос; 15 – конденсат в деаэратор; 16 – ПНД; 17 – пар из уплотнений; 18, 19 – выхлопной пар эжектора уплотнений и основного эжектора; 20 – питательная вода в деаэратор;21 – ПВД; 22 – питательная вода от питательного насоса; 23 – конденсат греющего пара в деаэратор.

Методические указания по расчёту принципиальной

тепловой схемы энергоблока ТЭС.

для студентов энергетических специальностей

С о с т а в и т е л ь: Игорь Николаевич Денисов.

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Самарский государственный технический университет»