СОДЕРЖАНИЕ
АННОТАЦИЯ
ВВЕДЕНИЕ
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Расчет принципиальной тепловойсхемы энергоблока
1.2 Расчет подогревателей высокогодавления
1.3 Расчет турбины приводапитательного насоса
1.4 Расчет деаэратора
1.5 Расчет подогревателей низкогодавления
1.6 Материальный баланс пара иконденсата
1.7 Энергетический баланс и расходпара на турбоагрегат
1.8 Энергетические показателитурбоустановки и энергоблока
1.9 Расчет подогревателя низкогодавления
2. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
2.1 Расчет подогревателя высокого давленияПВД № 1 и выбор его типа
2.2 Выбор подогревателей низкогодавления поверхностного типа
2.3 Выбор деаэратора
2.4 Выбор конденсатора
2.5 Выбор конденсатных насосов
2.6 Выбор питательного насоса
2.7 Выбор парогенератора
3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
3.1 Расчет принципиальной тепловойсхемы энергоблока со смешивающими подогревателями
3.2 Материальный баланс пара иконденсата
3.3 Энергетические показателитурбоустановки и энергоблока. Энергетический баланс и расход пара натурбоагрегат
3.4 Тепловой и гидравлический расчетподогревателя смешивающего типа
4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
5 ЭКОЛОГИЯ
5.1 Золоулавливание
5.2 Золоудаление
6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИОБСЛУЖИВАНИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
ВЫВОД
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
АННОТАЦИЯ
В данной дипломной работебыла просчитана тепловая схема энергоблока с турбиной К-500-240, составленыбалансы и определены показатели тепловой экономичности энергоблока. Порезультатам теплового расчета было выбрано основное и вспомогательноеоборудование.
В технологической частибыл рассчитан подогреватель низкого давления поверхностного типа.
В специальной части былрассчитан подогреватель низкого давления смешивающего типа.
Работа включает в себя 116страниц, 10 таблиц, 10 рисунков, 8 чертежей формата А1.
ВВЕДЕНИЕ
Принципиальная тепловаясхема электростанции определяет основное содержание технологического процессапреобразования тепловой энергии на электростанции. Схема включает основное ивспомогательное оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса ивходящего в состав пароводяного тракта электростанции. Основная цель расчетаконденсационной электростанции заключается в определении техническиххарактеристик теплового оборудования, обеспечивающих заданный графикэлектрической нагрузки и требуемый уровень энергетических итехнико-экономических показателей электростанции.
Целью данной работыявляется расчет тепловой схемы.
Задачи работы:
1. Расчет тепловой схемыэнергоблока с турбиной К-500-240.
2. Расчет гидравлический,тепловой и прочностной подогревателя низкого давления турбоустановки, с цельюопределения его основных показателей и характеристик работы, отвечающихсовременным требованиям при проектировании сооружений и эксплуатации основногои вспомогательного оборудования тепловых электрических станций.
3. Расчет подогревателянизкого давления смешивающего типа для замены им подогревателя низкого давленияповерхностного типа с целью увеличения коэффициента полезного действия станции hнст и уменьшения расхода топлива настанцию.
1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ/>
1.1 Расчет принципиальнойтепловой схемы энергоблока
Энергоблок 500 МВт имеетодновальную быстроходную конденсационную турбину ХТГЗ К-500-240. Первый образецэтой турбины (К-500-240) несколько иной конструкции был выполнен в 1964 г.Турбина мощностью 500 МВт рассчитана на начальные параметры пара Р0=23,5МПа(240 кгс/см2), t0=5400Си должна работать с промежуточным перегревом пара при Рпп=3,63 МПадо tпп=5400С. Давление вконденсаторе Рк =3,5 кПа. Частота вращения турбины n=50с-1. В турбинеиспользованы некоторые конструктивные решения, принятые для модернизированноговарианта турбины ХТГЗ К-300-240.
Предусмотрены девятьрегенеративных отборов пара: первый — из цилиндра высокого давления; второй — из линии отработавшего пара этого цилиндра до промежуточного перегрева; третий,четвертый, пятый, шестой — из цилиндра среднего давления; седьмой, восьмой,девятый — из цилиндров низкого давления.
Имеются трирегенеративных подогревателя высокого давления ПВД № 1, 2, 3; деаэраторповышенного давления; пять регенеративных подогревателя низкого давления ПНД №4, 5, 6, 7, 8. Турбина имеет три цилиндра.
Свежий пар Р=23,54 МПа, t=540 0С поступает в ЦВД.Первые ступени ЦВД размещены во внутреннем корпусе. ЦВД расположен такимобразом, что поток пара направляется от генератора к переднему подшипнику. Парк турбине подается по двум паропроводам. Паровпуск трехстенный — наружныйкорпус, внутренний корпус и сопловые коробки. Всего в ЦВД 10 ступеней активноготипа, первая из которых регулирующая. За регулирующей ступенью давление параравно 17,05 МПа, а температура — 4950С. За восьмой ступенью ЦВДпроизводится отбор пара на регенерацию. После ЦВД при Р=4,13 МПа, t=2960С по двум трубамдиаметром 500 мм пар направляется в парогенератор, где осуществляетсяпромперегрев. Далее, пройдя отсечные и регулирующие клапаны, пар поступает вцилиндр среднего давления с Р=3,61 МПа и t=540 0С.
Первые четыре ступени ЦСДрасположены во внутреннем корпусе; диафрагмы остальных устанавливаются в трехобоймах. Всего в ЦСД 11 ступеней. Первые пять из них имеют рабочие лопатки сцельнофрезерованным бандажом. Все рабочие лопатки ЦСД закрученные, переменногопо высоте профиля. Ротор ЦСД цельнокованый, корпус сварно-литой. После ЦСД пар,при давлении Р= 0,311 МПа и t=230 0С,двумя ресиверными трубами, проходящими ниже плоскости горизонтального разъема,подается в два двухпоточных ЦНД. Из ЦСД в четвертом отборе пар отводится надеаэратор, и используется для турбины привода питательного насоса ТПН.
Из ЦНД пар направляется вдва конденсатора. Роторы низкого давления жесткие, сварно-кованые с шейками подподшипники диаметром 520 мм. В каждом потоке ЦНД по пять ступеней. Последниеступени выполнены, как и в турбине К-300-240, с лопатками длиной L=1050 мм. Эти модернизированныелопатки имеют улучшенные профили, оптимальные в периферийной частиотносительные шаги и выполнены заодно с бандажом. В рассматриваемой турбине наодин поток приходится мощность 125 МВт. В последней ступени организованавнутриканальная сепарация влаги из сопловых лопаток. Некоторая разгрузкаступеней низкого давления достигается применением конденсационной турбины дляпривода питательного насоса. Эта турбина питается паром низкого давления изпромежуточного отбора главной турбины, и отбираемый пар не возвращается восновной агрегат, а конденсируется в отдельном конденсаторе.
Все четыре ротора турбинысоединены между собой жесткими муфтами. Каждый из роторов опирается на дваопорных подшипника, выполненных самоустанавливающимися. Некоторые из них — сегментные. Упорный подшипник сегментного типа с одним упорным гребнемрасполагается между цилиндрами высокого и среднего давления. Несмотря напротивоположное направление потоков пара в ЦВД и ЦСД и двухпоточные конструкцииЦНД в турбине предусмотрены разгрузочные диски, необходимые для уравновешиванияосевых усилий во время переходных процессов. В крышках корпусов подшипников имеютсямасляные бачки, емкость которых рассчитана на обеспечение маслом подшипниковпри остановке турбоагрегата с отключенными масляными насосами. В турбинепредусмотрено валоповоротное устройство, находящееся между двумя ЦНД.
Турбина имеет двафикс-пункта (мертвые точки) в точках пересечения вертикальной плоскоститурбины, проходящей через продольные шпонки под осью агрегата, с линиямипоперечных шпонок под боковыми опорами первого и третьего выходных патрубковЦНД (под осями левых опорных подшипников ЦНД).
Рабочей жидкостьюгидродинамической системы регулирования турбины является конденсат. Конденсаттурбины подогревается в охладителе уплотнений ОУ, пяти регенеративныхподогревателях низкого давления. После деаэратора конденсат питательным насосомпрокачивается через три подогревателя высокого давления. Дренажи ПВД сливаютсякаскадно в деаэратор. Из ПНД № 4 дренаж сливается в ПНД № 5 и дренажным насосомподается в смеситель СМ. Дренаж ПНД № 6 сливается в ПНД № 7 и дренажным насосомДН подается в СМ. Дренаж из ПНД № 8 и из охладителя уплотнений ОУ и эжектора ОЭподается в конденсатор К.
Централизованная маслянаясистема снабжает маслом подшипники турбины и генератора и состоит из масляногобака, двух главных и одного резервного насосов и маслоохладителей. Масляныенасосы приводятся электродвигателями (основные электродвигатели переменноготока, аварийные — постоянного).
Общая длина турбины равна29,5 м, а всего турбоагрегата с генератором и возбудителем — 46,3 м. Агрегатразмещается поперек машинного зала.
Таблица 1.1 – Процессрасширения пара в турбинеТочка процесса Давление пара Р, МПа
Температура пара t, 0С 23,54000 540,0
0′ 22,36000 536,0 РС 17,05000 495,0 1 5,53000 339,0 2 3,92000 296,0
2′ 3,43000 540,0 3 1,64000 440,0
3′ 1,60000 435,0 3К 0,00523 34,0 4 0,70000 375,0 5 0,51000 295,0 6 0,29500 230,0 7 0,14300 168,0 8 0,08400 120,1 9 0,01670 60,0 К 0,00345 26,7
/>
/>
Таблица 1.3 – Параметрыпара и воды регенеративных подогревателей высокого давленияПараметры Наименование параметров Единицы измерения ПВД1 ПВД2 ПВД3 Pотб Давление пара МПа 5,82 4,13 1,73 P″отб Давление пара с учетом потерь МПа 5,53 3,92 1,64
tп Температура пара
С0 339 296 440
hп Энтальпия пара кДЖ/кг 3037 2948 3344
ts Температура воды перед подогревателем
С0 270 249 203
tпоп Температура пара в охладителе пара
С0 280 259 213
hпоп Энтальпия пара в охладителе пара кДЖ/кг 1236,7 1129,9 911,4
hsi Энтальпия воды перед подогревателем кДЖ/кг 1080,8 865,9
tдрi Температура дренажа
С0 257 211 −
hдрi Энтальпия дренажа кДЖ/кг 1120,0 902,3 780,9
Θпв Недогрев воды
С0 2 2 2
Рпвi Давление воды перед подогревателем МПа 33,5 34 34,5
tпвi Температура воды перед подогревателем
С0 247 201 −
Hпвi Энтальпия воды перед подогревателем кДЖ/кг 1075,34 871,46 −
Р″пвi Давление воды после подогревателя МПа 33 33,5 34
t″пвi Температура воды после подогревателя
С0 268 247 201
h″пвi Энтальпия воды после подогревателя кДЖ/кг 1172,36 1075,34 871,46
ri Суммарный подогрев воды в ступени регенерации кДЖ/кг 97,02 203,88 128,41
qi Тепло отдаваемое греющим паром в ступени регенерации кДЖ/кг 1800,3 1867,2 2478,1
Таблица 1.4 – Исходныеданные турбоагрегата1. Завод-изготовитель ХТГЗ 2. Тип агрегата К-500-240 3. Развиваемая мощность, МПа 500
4. Параметры свежего пара перед регулирующим клапаном турбины:
— давление, МПа
— температура, оС
23,54
540
5. Параметры свежего пара после регулирующего клапана:
— давление, МПа
— температура, оС
22,36
536
6. Параметры пара промперегрева перед стопорным клапаном ЦСД:
— давление, МПа
— температура, оС
3,43
540 7. Давление пара на выходе в конденсатор, МПа 0,00345
8. Внутренний относительный КПД турбины блока по отсекам, % :
— ηцвд
— ηцсд
— ηцнд
87,5
91,4
88,0
1.2Расчет подогревателей высокого давления
Для расчетаподогревателей высокого давления необходимо определить нагрев питательной водыв питательном насосе. Полагая механический коэффициент полезного действиянасоса hмн = 0,975, определим его внутреннийКПД:
hнi = hн / hмн (1.2.1)
где hн = 0,7869 – КПД насоса,
hнi = 0,7869 / 0,975
hнi = 0,805
Повышение энтальпии водыв насосе определяется по формуле:
Dhнi = /> (1.2.2)
где Vср = 0,00112 м3/кг – среднийудельный объем воды в насосе,
Давление питательной водына нагнетании питательного насоса находим по формуле:
РПН = (РП+ РПГ +Рнив + DРс – Рд)·j (1.2.3)
где РП = 25МПа – давление свежего пара,
РПГ = 4 МПа –потеря давления в парогенераторе,
Рнив = H·g·r·10-6 (1.2.4)
где Н = 30 м,
g = 9,81 м/с2,
r = 0,0011068 м3/кг.
Рнив = />
Рнив = 0,266МПа – нивелирные потери,
DРс = 0,588 МПа – потеридавления на гидравлическое сопротивление трубопроводов и теплообменников,
Рд = 0,7 МПа –давление в деаэраторе,
j = 1,05 – коэффициент запаса подавлению,
РПН =(25+4+0,266+0,588-0,7)·1,05
РПН = 34 МПа
Давление (подпор) навсасывающей стороне питательного насоса складывается из давления в деаэраторе Рд=0,7МПа и гидростатического давления, определяемого разностью отметок деаэратора ивсасывающего патрубка насоса. Давление на всасывающей стороне насоса можносчитать постоянным и равным Рв = 0,9 МПа. Напор питательного насосав номинальном режиме составит:
DРПН = Рно – Рв(1.2.5)
где Рно = 34МПа – давление питательной воды,
Рв = 0,9 МПа –давление на всасывающей стороне насоса.
DРПН = 34 – 0,9
DРПН = 33,1 МПа
Повышение энтальпии водыв насосе:
Dhнi = />
Dhнi = 46,052 кДж/кг
Расчет подогревателявысокого давления № 1
Для нахождения долирасхода пара на ПВД № 1 составим и решим уравнение теплового баланса:
a1(hп1 – hдр1) + aпр (hпр – hдр1) = aпв (hпв – hв2)·/> (1.2.6)
где a1 – доля расхода пара первого отбора,
a1(3037-1115,34)+0,0008(3323-1115,34)=1,015(1172,36-1075,34) />
a1 = 0,0506
hп1 = 3037 кДж/кг – энтальпия пара,
hдр1 = hв2 + 40 (1.2.7)
hдр1 = 1075,34+40
hдр1 = 1115,34 кДж/кг – энтальпия дренажаПВД № 1,
aпр = 0,0008 – доля пара на протечкисвежего пара,
hпр = h0= 3323 кДж/кг – энтальпия свежего пара,
aпв = 1,015 – доля расхода питательнойводы,
hпв = 1172,36 кДж/кг – энтальпияпитательной воды,
hв2 = 1075,34 кДж/кг – энтальпия водыпосле подогревателя ПВД № 2,
hп = 0,995 – КПД пара.
Расчет подогревателявысокого давления № 2
Для нахождения долирасхода пара на ПВД № 2 составим и решим уравнение теплового баланса:
a2 (hп2 – hдр2) + a1 (hдр1 – hдр2) + aпр(hпр – hдр2) = aпв (hв2 – hв3)·/> (1.2.8)
где a2 – доля расхода пара второго отбора,
a2 (2948-911,46)+0,0506(1115,34-911,46)+0,0008(3323-911,46)=
1,015(1075,34-871,46) />
a2 = 0,0961
hп2 = 2948 кДж/кг – энтальпия пара,
hдр2 = hв3 + 40 (1.2.7)
hдр2 = 871,46+40
hдр2 = 911,46 кДж/кг – энтальпия дренажаПВД № 2,
a1 = 0,0506 – доля расхода пара первого отбора,
hдр1 = 1115,34 кДж/кг – энтальпия дренажаПВД № 1,
aпр = 0,0008 – доля пара на протечки,
hпр = 3323 кДж/кг – энтальпия свежегопара,
aпв = 1,015 – доля расхода питательнойводы,
hв2 = 1075,34 кДж/кг – энтальпия водыпосле подогревателя ПВД № 2,
hв3 = 871,46 кДж/кг – энтальпия водыпосле подогревателя ПВД № 3,
hп = 0,995 – КПД пара.
Расчет подогревателявысокого давления № 3
Для нахождения долирасхода пара на ПВД № 3 составим и решим уравнение теплового баланса:
a3 (hп3 – hдр3) + (a1 +a2)(hдр2 – hдр3) + aпр(hпр – hдр3) = aпв (hв3 – hпн)·/> (1.2.10)
где a3 – доля расхода пара третьего отбора,
a3(3344-783,052)+(0,0506+0,0961)(911,46-783,052)+0,0008(3323-783,052) =
1,015(871,46-743,052) />
a3 = 0,0043
hп3 = 3344 кДж/кг – энтальпия пара,
hдр3 = hд + Dhнi = 40 (1.2.11)
hд = 697 кДж/кг – энтальпия воды вдеаэраторе,
Dhнi = 46,052 кДж/кг – нагрев питательной воды в насосе,
hдр3 = 697+46,052+40
hдр3 = 783,052 кДж/кг – энтальпия дренажаПВД № 3,
a1 = 0,0506 – доля расхода пара первого отбора,
a2 = 0,0961 – доля расхода пара второго отбора,
hдр2 = 911,46 кДж/кг – энтальпия дренажаПВД № 2,
aпр = 0,0008 – доля пара на протечки,
hпр = 3323 кДж/кг – энтальпия свежегопара,
aпв = 1,015 – доля расхода питательнойводы,
hв3 = 871,46 кДж/кг – энтальпия водыпосле подогревателя ПВД № 3,
hпн = hд + Dhнi (1.2.12)
hпн = 697 + 46,052
hпн = 743,052 кДж/кг – энтальпия водыпосле питательного насоса,
hп = 0,995 – КПД пара./>
1.3 Расчет турбиныпривода питательного насоса
Требуется рассчитать долюрасхода пара на турбину привода питательного насоса. Для этого составимуравнение:
aтп = /> (1.3.1)
aтп = />
aтп = 0,0618
где aпв = 1,015 – доля расхода питательнойводы,
Dhнi = 46,052 кДж/кг – нагрев питательной воды в насосе,
Н0= hп3 – hп3к (1.3.2)
hп3 = 3344 кДж/кг – энтальпия пара третьегоотбора,
hп3к = 2358 кДж/кг – энтальпия параотбора на конденсатор турбины привода питательного насоса,
Н0= 3344 –2358
Н0= 986кДж/кг – располагаемый теплоперепад турбины привода питательного насоса,
hн = 0,7869 – КПД насоса,
hмн = 0,975 – механический КПД насоса./>
1.4 Расчет деаэратора
Составим уравнениетеплового и материального баланса деаэратора.
Уравнение материальногобаланса
aшт + a />+ aд + aкд = aпв + aу + aэ (1.4.1)
Принимаем коэффициенты:
где aшт = 0,002 – доля расхода пара наутечки из штоков,
a />–сумма долей расхода пара на подогреватели высокого давления,
a />=a1 + a2 + a3 (1.4.2)
a1 = 0,0506 — доля расхода пара на ПВД № 1,
a2 = 0,0961 — доля расхода пара на ПВД № 2,
a3 = 0,043 — доля расхода пара на ПВД № 3,
a />=0,0506+0,0961+0,043
a />=0,1897
aд – доля расхода пара на деаэратор,
aкд – доля расхода основного конденсата,подведенного в деаэратор,
aпв = 1,015 – доля расхода питательнойводы,
aу = 0,003 – доля расхода пара на протечки черезуплотнения,
aэ = 0,003 – доля расхода пара на эжектор.
0,002+0,1897+aкд + aд = 1,015+0,003+0,003
aкд = 0,8293 — aд (1.4.3)
Уравнение тепловогобаланса
aшт hшт+ a />hдр3 + aдhд + aкдhв4 = aу h¢д+aэ h¢¢д+ aпв h¢д (1.4.4)
где aшт = 0,002 – доля расхода пара наутечки из штоков,
hшт= 3323 кДж/кг – энтальпия свежегопара,
a />=0,1897 – сумма долей расхода пара на подогреватели высокого давления,
hдр3 = 783,052 кДж/кг – энтальпия дренажаПВД № 3,
aд – доля расхода пара на деаэратор,
hд = 3212 кДж/кг – энтальпия пара в отборе на деаэратор,
aкд – доля расхода основного конденсата,подведенного в деаэратор,
hв4 = 626,79 кДж/кг – энтальпия воды навыходе ПНД № 4,
aу = 0,003 – доля расхода пара на протечки черезуплотнения,
h¢д = 697 кДж/кг – энтальпия воды на выходе издеаэратора,
aэ = 0,003 – доля расхода пара на эжектор,
h¢¢д = 2762,7 кДж/кг – энтальпия пара на выходе издеаэратора,
aпв = 1,015 – доля расхода питательнойводы,
0,002·3323+0,1897·783,052+3212aд +(0,8293 — aд)·626,79=
0,003·697+0,003·2762,7+1,015·697
aд = 0,01657
aкд = 0,8293-0,01657
aкд = 0,81273/>
1.5 Расчет подогревателейнизкого давления
Расчет подогревателейнизкого давления № 4 и № 5 и смесителя СМ1
Для нахождения долирасхода пара на ПНД №4, ПНД № 5 и СМ1 составим и решим уравнения тепловогобаланса.
П4. a4 (hп4 – hн4 ) = aк(hв4 – hв см1)·/> (1.5.1)
СМ1.aк5 = aкд — a4 — a5 (1.5.2)
П5. a5·(hп5 – hн5)+a4 (hн4 – hн5)=aк5 (hв5 – hв6 ) /> (1.5.3)
Решаем систему уравнений:
/>
где /> - доля конденсата в ПНД №5,
a4 – доля расхода пара на ПНД № 4,
a5 – доля расхода пара на ПНД № 5,
hв4 = 626,79 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 4,
hп = 0,995 – КПД пара,
hп4 =3212 кДж/кг – энтальпия пара ПНД №4,
hн4 = 645,2 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 4,
hв5 = 542,95 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 5,
hн5 = 559,2 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 5,
aкд = 0,81273 – доля расхода основногоконденсата, подведенного в деаэратор,
(0,81273 — a4 — a5 + a4 + a5)·626,79 –0,995·(a4·(3212 – 645,2) =
= 0,995·((0,81273 — a4 — a5)·542,95 +(a4 + a5)·559,2)
a4 = 0,0274 – 0,00629·a5 (1.5.4)
h·((a5·( hп5 – hн5 )+(0,0274 – 0,00629·a5)(hн4 — hп5 )) =
=( hв5 – hв6)(0,81273 – 0,0274 + 0,00629·a5 — a5) (1.5.5)
где hв6 = 445,82 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 6,
0,995 (a5(2918 – 559,2)+(0,0274 – 0,00629·a5)(645,2 – 559,2) =
=(542,95 –445,82)(0,81273 – 0,0274 + 0,00629·a5 — a5)
a5 = 0,03025
a4 = 0,0274 -0,00629·0,03025
a4 = 0,02721
aк5 = 0,81273 – 0,02721 – 0,03025
aк5 = 0,75527
Расчет энтальпиисмесителя СМ1
hСМ1 = /> (1.5.6)
где hСМ1 – энтальпия конденсата в СМ1,
hСМ1 = />
hСМ1 = 541,38 кДж/кг
Расчет подогревателейнизкого давления № 6 и № 7 и смесителя СМ2
Для нахождения долирасхода пара на ПНД № 6, ПНД № 7 и СМ2 составим и решим уравнение тепловогобаланса.
П6. a6 (hп6 – hн6) = aк5 (hв6 – hсм2)·/> (1.5.7)
СМ2.aк5 · hсм2 ·/>= aк7 hв7 + (a6 + a7) hн7 (1.5.8)
П7. a7·(hп7 – hн7)+a6 (hн6 – hн7)=aк7 (hв7 – hв8 ) /> (1.5.9)
aк7 = aк5 — a6 — a7 (1.5.10)
Решаем систему уравнений:
/> />
где hп = 0,995 – КПД пара,
a6 — доля конденсата в ПНД № 6,
hп6 = 2812 кДж/кг – энтальпия пара ПНД №6,
hн6 = 461,36 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 6,
aк5 = 0,75527 – доля конденсата в ПНД № 5,
hв6 = 445,82 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 6,
hСМ2 – энтальпия конденсата в СМ2,
aк7 – доля конденсата в ПНД № 7,
hв7 = 383,01 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 7,
a7 – доля расхода пара на ПНД № 7,
hн7 = 398,02 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 7.
/> />
aк7 = -7,1765·a6 – 1,03919·a7+ 0,88354 (1.5.14)
Подставим выражение(1.5.14) в формулу (1.5.9).
a7·(hп7 – hн7)+a6 (hн6 – hн7) = (-7,1765·a6 – 1,03919·a7 + 0,88354)х
х(hв7 – hв8 ) /> (1.5.15)
где a7 – доля расхода пара на ПНД № 7,
hп7 = 2720 кДж/кг – энтальпия пара ПНД №7,
hн7 = 398,02 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 7,
a6 – доля расхода пара на ПНД № 6,
hн6 = 461,36 кДж/кг – энтальпия пара ПНД№ 6,
hв7 = 383,01 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 7,
hв8 = 219,84 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 8,
hп = 0,995 – КПД пара.
0,995(a7(2720-398,02)+a6(461,36-398,02))=
= (-7,1765a6 – 1,03919a7+ 0,88354)(383,01 – 219,84)
a6 = -2,0097a7+ 0,11683 (1.5.16)
aк7 = 0,63844 + 1,0097a7 (1.5.17)
Подставим (1.5.16) и(1.5.17) в систему уравнения (1.5.13) и решим ее:
-2338,887(-2,0097a7 + 0,11683)+336,714 = 381,095(0,63844 + 1,0097a7) +
+396,0299(-2,0097a7 + 0,11683) + 396,0299a7
a7 = 0,047951
a6 = 0,020463
aк7 = 0,686856
Расчет энтальпиисмесителя СМ2:
hСМ2 = /> (1.5.18)
hСМ2 = />
hСМ2 = 382,448 кДж/кг
Расчет подогревателянизкого давления № 8, охладителя уплотнений ОУ, смесителя СМ3
Для нахождения долирасхода пара на ПНД № 8, смесителе СМ2 и охладителе уплотнений ОУ составим ирешим уравнение теплового баланса:
П8. a8q8 = aк7 (hв8 – hОУ)·/> (1.5.19)
ОУ.(aОУ +aэ)(hОУ — h/>)= aк7 (hОУ – hСМ3) (1.5.20)
СМ3. aк7hСМ3 = a8hн8 + (aэ +aОУ ) h/> +aтпhтп +a/>h/>+aдвhдв (1.5.21)
aк8 = aк7 — a8 – (a7 + aОУ) — aтп — aдв (1.5.22)
Решаем систему уравнений:
/> />
где a8 – доля расхода пара ПНД № 8,
hн8 = 234,42 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 8,
aэ = 0,004 – доля расхода пара на эжектор,
aОУ = 0,0018 – доля расхода пара наохладитель уплотнений,
/> = /> + Dh (1.5.24)
/>= 217,7 кДж/кг – энтальпияводы в конденсаторе,
Dh = 40 кДж/кг – нагрев воды в ОУ,
/> = 217,7 + 40
/> = 257,7 кДж/кг
aтп = 0,0618 – доля расхода пара натурбину привода питательного насоса,
h/>= 142,47 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара в турбине привода,
a/> — доля пропуска воды черезконденсатор,
aдв = 0,02 – доля расхода добавочнойводы,
hдв = 125,75 кДж/кг – энтальпиядобавочной воды.
aк7 = 0,686856 – доля расхода конденсатана ПНД № 7,
hСМ3 – энтальпия воды в смесителе СМ3,
hОУ – энтальпия пара в охладителеуплотнений ОУ.
0,681056hОУ + 1,49466 = 234,42a8 + 1,49466 + 8,8 + 217,7a/>+ 2,515
hОУ = 208,166 + 24,55 a8 (1.5.25)
Подставим (1.5.25) вформулу (1.5.19):
a8q8 = aк7 (hв8 – 208,166 + 24,55 a8)·/> (1.5.26)
2277,58a8 = (0,686856·219,84 – 0,686856(208,166 + 24,55a8) />
a8 = 0,00351
hОУ = 208,155 + 24,55·0,00351
hОУ = 208,252 кДж/кг
Подставим это значение вформулу (1.5.23).
aк7hСМ3 = aк7 hОУ — (aОУ + aэ)(hОУ — />)
0,686856 hСМ3 = 0,681056·208,252 + 1,49466
hСМ3 = 208,669 кДж/кг/>
1.6 Материальный баланспара и конденсата
Доли отборов пара изтурбины:
a1 = aп1 + aшт = 0,0506 + 0,002 = 0,0526
a2 = aп2 = 0,0961
a3 = aп3 + aтп = 0,043 + 0,0618 = 0,1048
a4 = aд = 0,01657
a5 = aп4 = 0,02721
a6 = aп5 = 0,03025
a7 = aп6 =0,020463
a8 = aп7 =0,047951
a9 = aп8 = 0,00351
Пропуск пара вконденсатор турбины:
a/>=a0 — ΣaI — aу — aупл — aОУ (1.6.1)
где a0= 1 – весь пар,
ΣaI = 0,399454 – сумма всех долейрасходов пара,
aу = 0,002 – доля расхода пара на утечки,
aупл = 0,002 – доля расхода пара науплотнение,
aОУ = 0,001 – доля расхода пара наохладитель уплотнений.
a/>=1 – 0,399454 – 0,002 – 0,002 – 0,001
a/>=0,595546
Количество конденсата вконденсаторе:
a/>=aк7 — a8 — aэ — aОУ — aтп — aдв (1.6.2)
где aк7 = 0,686856 – доля расхода конденсатана ПНД № 7,
a8 = 0,00351 – доля расхода конденсатана ПНД № 8,
aэ = 0,004 – доля расхода конденсата на эжектор,
aОУ = 0,0018 – доля расхода конденсатана охладитель уплотнений,
aтп = 0,0618 – доля расхода конденсатана турбину привода,
aдв = 0,02 – доля расхода конденсата надобавочную воду,
a/>=0,686856 – 0,00351 – 0,004 – 0,0018 – 0,0618 – 0,02
a/>=0,595746
Определим погрешностьматериального баланса:
D = />
D = />
D = 0,034%, что меньше 0,2%,следовательно, погрешность удовлетворяет условию./>
1.7 Энергетический баланси расход пара на турбоагрегат
Данные, необходимые длярасчета энергетического баланса и расхода пара на турбоагрегат, сведены втаблицу.
Таблица 1.7.1 – Суммарнаяработа пара в отдельных отсеках турбиныОтсек турбины Давление пара, МПа
aj
Внутреннее теплопадение Нij, кДж/кг
Внутренняя работа на 1 кг свежего пара ajНij, кДж/кг 0'-1 23,54-5,82
a0-aшт=1-0,002=0,998=a0'1 286 285,43 1-2° 5,82-4,13
a1-2=a0'1-a1=0,998-0,0506=0,9474 89 84,32 2'-3 3,61-1,73
a2'-3=a12-a2=0,9474-0,0961=0,8513 196 166,85 3-Д 1,73-0,7
a3-Д=a2'-3-a3-aтп=
=0,8513-0,043-0,0618=0,7465 132 98,54 Д-4 0,7-0,537
aД-4=a3-Д-a4=
=0,7465-0,01657=0,72993 156 113,87 4-5 0,537-0,311
a4-5=aД-4-a4=
0,72993-0,02721=0,70272 138 96,98 5-6 0,311-0,15
a5-6=a4-5-a5=
=0,70272-0,03025=0,67247 106 71,28 6-7 0,15-0,088
a6-7=a5-6-a6=
0,67247-0,020463=0,652007 92 59,58 7-8 0,088-0,0176
a7-8=a6-7-a7=
=0,652007-0,047951=0,604056 208 125,64 8-К 0,0176-0,00363
a8-К=a7-8-a8=
=0,604056-0,00351=0,600546 174 104,5
Определяем расход пара натурбину:
Д0= /> (1.7.1)
где Д0–расход пара на турбину, кг/с,
WЭ = 500 МВ – номинальная мощность турбоустановки,
/>= 1207,39 кДж/кг – суммавнутренней работы на 1 кг свежего пара,
hМ = 0,994 – механический КПД,
hГ = 0,99 – КПД генератора.
Д0= />
Д0= 420,82кг/с
Удельный расход пара натурбину:
d0= /> (1.7.2)
где d0 — удельный расход пара на турбину,кг/кВт·ч;
Д0= 420,82кг/с – расход пара на турбину;
WЭ = 500 МВт – мощность турбины;
WТП= /> (1.7.3)
где aПВ = 1,015 – доля расхода питательнойводы,
Vср = 0,0011 м3/кг – удельныйобъем пара,
РН = 34,5 МПа– давление питательного насоса,
РВ = 0,7 МПа –давление в деаэраторе,
hН = 0,805 – внутренний КПД насоса.
WТП= />
WТП= 19727,68 кВт
a0= />
a0= 2,915 кг/кВт·ч
Расходы пара и воды:
Дi = ai·Д0(1.7.4)
где Дi – расход пара или воды, кг/с;
aI – доля расхода пара или воды,
Д0= 420,82кг/с – расход пара на турбину.
Д1 = a1·Д0(1.7.5)
Д1 =0,0526·420,82
Д1 = 22,14кг/с
ДП1 = aП1·Д0(1.7.6)
ДП1 =0,0506·420,82
ДП1 = 21,29кг/с
Д2 = a2·Д0(1.7.7)
Д2 =0,0961·420,82
Д1 = 40,44кг/с
Д3 = a3·Д0(1.7.8)
Д3 = 0,1048·420,82
Д3 = 44,1 кг/с
ДП3 = aП3·Д0(1.7.9)
ДП3 =0,043·420,82
ДП3 = 18,095кг/с
Дд = aд·Д0(1.7.10)
Дд =0,01657·420,82
Дд = 6,97 кг/с
Д4 = a4·Д0(1.7.11)
Д4 =0,02721·420,82
Д4 = 11,45кг/с
Д5 = a5·Д0(1.7.12)
Д5 = 0,03025·420,82
Д5 = 12,73кг/с
Д6 = a6·Д0(1.7.13)
Д6 =0,020463·420,82
Д6 = 8,61 кг/с
Д7 = a7·Д0(1.7.14)
Д7 =0,047951·420,82
Д7 = 20,18кг/с
Д8 = a8·Д0(1.7.15)
Д8 =0,00351·420,82
Д8 = 1
Д/>= a />·Д0(1.7.16)
Д/>= 0,595546·420,82
Д/>= 250,62 кг/с
Количество пара,поступившего на промежуточный перегрев:
Дпп = aпп·Д0(1.7.17)
где Дпп –количество пара, поступившего на промежуточный перегрев, кг/с;
aпп= 0,8513 – доля расхода пара напромежуточный перегрев;
Д0= 420,82кг/с – расход пара на турбину.
Дпп =0,8513·420,82
Дпп = 358,24кг/с
Паровая нагрузкапарогенератора:
Дпг = aпг·Д0(1.7.18)
где Дпг –паровая нагрузка парогенератора, кг/с;
aпг = 1,015 – доля расхода;
Д0= 420,82кг/с – расход пара на турбину.
Дпг =1,015·420,82
Дпг = 427,13кг/с
Расход пара натурбопривод:
Дтп = aтп·Д0(1.7.19)
где Дтп –расход пара на турбопривод, кг/с;
aтп= 0,0618 – доля расхода пара;
Д0= 420,82кг/с – расход пара на турбину.
Дтп =0,0618·420,82
Дтп = 26,01кг/с
Расход добавочной воды:
Ддв = aдв·Д0(1.7.20)
где Ддв –расход добавочной воды, кг/с;
aдв= 0,02 – доля расхода добавочнойводы;
Д0= 420,82кг/с – расход пара на турбину.
Ддв =0,02·420,82
Ддв = 8,42кг/с/>
1.8 Энергетическиепоказатели турбоустановки и энергоблока
Полный расход тепла натурбоустановку:
Qту = Д0(h0 — hпв)+Дпп(h/> - h°/>) (1.8.1)
где Д0=420,82 кг/с – расход пара на турбину,
h0= 3323 кДж/кг – энтальпия свежего пара,
hпв= 1172,36 кДж/кг – энтальпияпитательной воды,
Дпп = 358,24кг/с – количество пара, поступившего на промежуточный перегрев,
h/> = 3540 кДж/кг – энтальпия пара впароперегревателе,
h°/>= 2948 кДж/кг – энтальпия пара передпароперегревателем.
Qту = 420,82 (3323-1172,36) + 358,24(3540-2948)
Qту = 1117110,405 кВт
Расход теплатурбоустановки на производство электроэнергии:
Q/>= Qту – Ддв (hпв – hдв) (1.8.2)
где Qту = 1117110,405 кВт – полный расходтепла на турбоустановку,
Ддв = 8,42кг/с – расход добавочной воды,
hпв = 1172,36 кДж/кг – энтальпияпитательной воды,
hдв = 125,75 кДж/кг – энтальпиядобавочной воды,
Q/>= 1117110,405-8,42·(1172,36-125,75)
Q/>= 1108297,949 кВт
Удельный расход теплатурбоустановки на производство электроэнергии (без учета собственного расходаэлектроэнергии и с учетом расхода тепла на турбопривод):
q/>= /> (1.8.3)
где Q/>= 1108297,949 кВт – расход теплатурбоустановкой на производство электроэнергии,
WЭ = 500 МВт – мощность турбоустановки,
WТП = 19,72768 МВт – мощностьтурбопривода.
q/>= />
q/>= 2,132 кДж/кВт
Коэффициент полезногодействия турбоустановки на производство электроэнергии:
h/> = /> (1.8.4)
h/> = />
h/> = 0,469
Тепловая нагрузкапарогенератора:
Qпг= Дпг(hпг – hпв)+Дпп(h/> – h/>) (1.8.5)
где Дпг =427,13 кг/с – расход пара на парогенератор,
hпг = 3322,95 кДж/кг – энтальпия свежегопара,
hпв = 1172,36 кДж/кг – энтальпияпитательной воды,
Дпп = 358,24кг/с – расход пара на пароперегреватель,
h/> = 3554,5 кДж/кг – энтальпия пара впарогенераторе,
h/>= 2956,64 кДж/кг – энтальпия параперед парогенератором.
Qпг= 427,13(3322,95-1172,36)+358,24(3554,5-2956,64)
Qпг= 1132758,873 кВт
Коэффициент полезногодействия транспорта тепла:
hтр = /> (1.8.6)
hтр = />
hтр = 0,986
Расход тепла топлива:
Qс = /> (1.8.7)
где hпг = 0,925 – коэффициент полезногодействия парогенератора,
Qс = />
Qс = 1224604,187 кВт
Коэффициент полезногодействия энергоблока (брутто):
hэс = /> (1.8.8)
hэс = />
hэс = 0,424
Удельный расход тепла наэнергоблок:
qэс = /> (1.8.9)
qэс = />
qэс = 2,358 кДж/кВт
Коэффициент полезногодействия энергоблока (нетто):
h/>= hэс (1-Эсн) (1.8.10)
где Эсн = 0,03– собственный удельный расход электроэнергии.
h/>= 0,424 (1-0,03)
h/>= 0,411
Удельный расход условноготоплива (нетто) на энергоблок:
b/>= /> (1.8.11)
b/>= />
b/>= 83,02 г/МДж = 300,58 г/кВт·ч
Коэффициент полезногодействия станции:
hст = h/>·hтр · hпг (1.8.12)
где h/>= 0,411 – коэффициент полезногодействия энергоблока (нетто),
hтр = 0,986 – коэффициент полезногодействия транспорта,
hпг = 0,925 – коэффициент полезногодействия парогенератора.
hст = 0,411·0,986·0,925
hст = 0,377
Удельный расход условноготоплива на станцию (нетто):
b/>= /> (1.8.13)
b/>= />
b/>= 326,26 г/кВт·ч/>
1.9 Расчет подогревателянизкого давления
Произведем тепловой,гидравлический и прочностной расчет подогревателя низкого давления ПНД № 4.
Тепловой расчет ПНД № 4
Расход греющего пара:
Д0= Gк/> (1.9.1.1)
где Gк = aкд·Д0(1.9.1.2)
где aкд = 0,81273 – доля расхода конденсатав деаэраторе,
Д0= 420,82кг/с – расход греющего пара на турбину,
Gк = 0,81273·420,82
Gк = 342 кг/с
hвых = 626,79 кДж/кг – энтальпия воды навыходе,
hвх = 542,95 кДж/кг – энтальпия воды навходе,
hп = 3056 кДж/кг – энтальпия пара (см. таблицу 1.1),
hн = 645,2 кДж/кг – энтальпия насыщенного пара (см.таблицу 1.1),
hп = 0,98 – коэффициент полезного действия.
Д0= 342·/>
Д0= 12,14кг/с
Количество теплоты,передаваемое греющим паром в подогревателе:
Q = Д0(hп — hн) hп(1.9.1.3)
где Д0= 12,14кг/с – расход греющего пара в подогревателе,
hп = 3056 кДж/кг – энтальпия пара (см. таблицу 1.1),
hн = 645,2 кДж/кг – энтальпия насыщенного пара (см.таблицу 1.1),
hп = 0,98 – коэффициент полезного действия.
Q = 12,14 (3056 – 645,2) 0,98
Q = 28681,8 кВт
Значение температурногонапора:
Dt = /> (1.9.1.4)
где /> = tн4 – tн5
/> = 153-133
/> = 20°С
/> = tн4 – t"в4
/> = 4°С
Dt = />
Dt = 9,9°С
Для расчета принимаемкоэффициент теплопередачи К=4,668 кВт/м2·°С.
Требуемая поверхность вэтом случае составит:
F = /> (1.9.1.5)
где Q = 28681,8 кВт – количество теплоты,передаваемое греющим паром в подогревателе,
К = 4,668 кВт/м2·°С – коэффициент теплопередачи,
Dt = 9,9°С – температурный напор,
F = />
F = 620,6 м2
С учетом принятойповерхности предварительно принимаются основные размеры подогревателя. Подогревательвыполняется с одной трубной доской и U-образными латунными трубками диаметром 16х0,75 мм. Приняв шахматноерасположение труб (S1 = 22 мм и S2 = 19 мм) с коэффициентом заполнения трубной доски h = 0,48 и скорость движения воды втрубах wв = 1,2 м/с, можно определить число параллельных трубпо ходу воды:
Z1 = /> (1.9.1.6)
где Gк = 342 кг/с – расход конденсата,
Vк = 0,00107 м3/кг – удельный объемконденсата,
wв = 1,2 м/с – скорость движения воды в трубах,
dв = 0,0145 м – внутренний диаметр трубки.
Z1 = />
Z1 = 1848 шт.
Площадь трубной доски,занятая трубами:
Fтр = Z /> (1.9.1.7)
где Z = 2Z1 = 3696 шт. – количество трубок в трубной доске,
dн = 0,016 м – наружный диаметр трубки,
h = 0,48 – коэффициент заполнениятрубной доски.
Fтр = 3696· />
Fтр = 1,547 м2
Средняя длина труб:
l = /> (1.9.1.8)
где F = 620,6 м2 – требуемаяповерхность для теплопередачи,
Z1 = 1848 шт. – количество трубок,
dн = 0,016 м – наружный диаметр трубки.
l = />
l = 3,34 м
Средняя активная длинатруб для отдельных отсеков подогревателя:
Накт = /> (1.9.1.9)
где ΣНi = 1+1,1+1,24 – сумма длины отдельныхотсеков,
Накт =/>
Накт =1,122 м
Удельное количествотеплоты, передаваемое греющим паром в подогреватель:
q = /> (1.9.1.10)
где Q = 28681,8 кВт – количество теплоты,передаваемое греющим паром в подогреватель,
F= 620,6 м2 – требуемаяповерхность,
q = />
q = 46,22 кВт/м2
Для определениякоэффициента теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенке труб необходимовначале установить режим движения пленки конденсата.
Значение числа Рейнольдсадля пленки конденсата на нижней кромке поверхности:
Re = /> (1.9.1.11)
где q = 46,22 кВт/м2 – удельноеколичество теплоты,
l = 3,34 м – средняя длина труб,
r = 2104,3 кДж/кг – удельная теплотаиспарения,
r = 914,12 кг/м3 –плотность среды,
ν = 0,1994·10-6м2/с– кинетическая вязкость.
Re = />
Re = 402
Так как Re = 402 > Reкр = 100, то средний коэффициенттеплоотдачи от конденсирующегося пара к стенкам труб:
a1 = l /> (1.9.1.12)
где l = 0,6837 Вт/м·°С – теплопроводность,
g = 9,81 м/с2 – ускорениесвободного падения,
ν = 0,1994·10-6м2/с– кинетическая вязкость,
Pr = 1,149 – число Прандтля,
Re = 402 – число Рейнольдса.
a1 = 0,6837 />
a1 = 9542 Вт/м2·°С
Физические параметрыконденсата, движущегося внутри труб, принимаются при значении температуры,равном:
tср = /> (1.9.1.13)
где tвх = 129°С – температура конденсата на входе,
tвых = 149°С – температура конденсата на выходе,
tср = />
tср = 139°С
Число Рейнольдса в этомслучае:
Reж = /> (1.9.1.14)
где wв = 1,2 м/с – скорость движения воды в трубах,
dв = 0,0145 м – внутренний диаметр трубки,
ν = 0,2186·10-6м2/с– кинетическая вязкость жидкости.
Reж = />
Reж = 79597
Reж > Reкр, то есть режим движения конденсататурбулентный. При tж ≈ tст ≈139°С, Рrж = 1,27, а eв = 1, тогда
/> (1.9.1.15)
где /> - число Нуссельта,
Reж = 79597 – число Рейнольдса для жидкости,
Prж = 1,27 – число Прандтля для жидкости,
Prст = 1,27 – число Прандтля для стенки.
/>
/> = 194
Средний коэффициенттеплоотдачи от стенки труб к конденсату:
/> (1.9.1.16)
где /> = 194 – число Нуссельта,
lж = 0,6837 Вт/м·°С – теплопроводность,
dв = 0,0145 м – внутренний диаметр трубки.
/>
/> = 9147 Вт/м2·°С
Определяем коэффициенттеплопередачи:
К = /> (1.9.1.17)
К = />
К = 4,67 Вт/м2·°С
Отличие полученногозначения К составляет:
DК = 4,67-4,668=0,2%
Принимаем это значение К.
Гидравлический расчетповерхностного подогревателя низкого давления
Задачей гидравлическогорасчета подогревателя является определение его гидравлического сопротивления.
Для любого элемента илиучастка подогревателя гидравлическое сопротивление определяется выражением:
D Р = /> (1.9.2.1)
где Σ/> />– гидравлические потери,возникающие при движении теплоносителя за счет трения о стенки труб;
/>/> -гидравлические потери при движении теплоносителя, вызванные местнымисопротивлениями;
lакт = 1,122 м – длина активной частитруб.
Коэффициент сопротивлениятрения:
l = 0,1 /> (1.9.2.2)
где D = 0,01·10-3 м –шероховатость стенок труб,
dэ = 0,0145 м – внутренний диаметр трубки,
Re= 79597 – число Рейнольдса.
l = 0,1 />
l = 0,0218
Gм = 4,5 – коэффициент местного сопротивления.
Подставим значение в формулу(1.9.2.1):
D Р = />
D Р = 4,45·103 Па
Прочностной расчетподогревателя низкого давления поверхностного типа
Расчет цилиндрическихэлементов (корпуса)
Номинальная толщина S стенки (мм) цилиндрического элемента, нагруженного внутреннимдавлением среды, определяется по формуле:
S1 ³ /> (1.9.3.1)
где Р = 0,516 МПа –расчетное избыточное давление;
dв = 1404 мм – номинальный внутренний диаметрцилиндрического элемента,
σ = 122,3 МПа –номинальное допускаемое напряжение;
j = 1 – коэффициент прочности;
С = 1 мм – прибавка красчетной толщине стенки.
S1 ³ />
S1 ³ 3,97 мм
Из конструктивныхсоображений принимаем толщину стенки корпуса S1=10 мм.
Расчет на прочность днищ(эллиптического)
Толщина стенкиэллиптического днища, нагруженного внутренним давлением, определяется поформуле:
S2 ³ /> (1.9.3.2)
где Р = 0,516 МПа –расчетное избыточное давление.
Rв = /> (1.9.3.3)
где dв = 1404 мм – номинальный внутренний диаметр.
0,2 £ />£ 0,5 (1.9.3.4)
0,2 £ Н £ 0,5
Принимаем = 300 мм –высота нецилиндрической части днища.
Rв = />
Rв = 1643 мм – радиус кривизны в вершине днища,
j = 1 – коэффициент прочности,
σ = 122,3 МПа –номинальное допускаемое напряжение,
С = 1 мм – прибавка красчетной толщине стенки,
S2 ³ />
S2 ³ 4,47 мм
Из конструктивныхсоображений принимаем толщину стенки эллиптического днища S2 = 20 мм.
Расчет трубной доски
Толщина трубной доски,находящейся под предельно-допустимым растягивающим напряжением, определяется поформуле:
Sт.д. = 0,393·К·dТ.Д.в./> (1.9.3.5)
где К = 1 – коэффициент,учитывающий способ закрепления трубной доски,
dТ.Д.в. = 1404 мм – внутренний диаметртрубной доски,
j = С1 – С2· d/t (1.9.3.6)
где j — коэффициент прочности,
С1 = 0,935 –постоянная, принимается в зависимости от способа разбивки отверстий,
С2 = 0,65 –постоянная. принимается в зависимости от способа разбивки отверстий,
d = 1,02dтр.н. (1.9.3.7)
d = 1,02·16
d = 16,32 мм – диаметр отверстий втрубной доске,
t = 1,4 dтр.н. (1.9.3.8)
t = 1,4·16
t = 22,4 мм – шаг отверстий в трубнойдоске,
j = 0,46
σТ.Д. =90 МПа – допускаемое напряжение для материала трубной доски,
Р = 0,516 МПа – расчетноеизбыточное давление,
σа.с. =40 МПа – допускаемое напряжение для материала анкерной связи,
nа.с. = 6 – количество анкерных связей,
fа.с. = πR2 (1.9.3.9)
где R = 22,5 – радиус анкерной связи,
fа.с. = 3,14·22,52
fа.с. = 1590 мм2
dа.с. = 0,5 dТ.Д.в. (1.9.3.10)
dа.с. = 0,5·1404
dа.с. = 702 мм
Sт.д. = 0,393·1·1404·/>
Sт.д. = 32 мм
Из конструктивных соображенийпринимаем толщину трубной доски Sт.д. = 40 мм./>
2. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
Выбор теплообменниковзаключается в расчете поверхности нагрева для определения типа подогревателя.
Подогреватель высокогодавления, подогреватель низкого давления поверхностного типа, деаэраторповышенного давления, конденсатор./>
2.1 Расчет подогревателявысокого давления ПВД № 1 и выбор его
типа
Произведем расчетподогревателя высокого давления ПВД № 1 и выберем его тип.
Найдем перегрев воды вохладителе пара ОП, собственно подогревателя СП, охладителя дренажа ОД.
ОП:
qОП = hП1 – h"П1(2.1.1)
где hП1 = 3037 кДж/кг – энтальпия пара первогоотбора,
h"П1 = 2791,3 кДж/кг –энтальпия пара на выходе из подогревателя высокого давления ПВД № 1.
qОП = 3037 – 2791,3
qОП = 245,7 кДж/кг
СП:
qСП = h"П1 – h'в (2.1.2)
где h"П1 = 2791,3 кДж/кг –энтальпия пара на выходе из подогревателя высокого давления ПВД № 1,
h'в = 1174,9 кДж/кг –энтальпия воды перед подогревателем высокого давления ПВД № 1.
qСП = 2791,3 – 1174,9
qСП = 1616,4 кДж/кг
ОД:
qОД = h'в — hд (2.1.3)
где h'в = 1174,9 кДж/кг –энтальпия воды перед подогревателем высокого давления ПВД № 1,
hд = 1120 кДж/кг – энтальпия дренажа подогревателявысокого давления ПВД № 1.
qОД = 1174,9 – 1120
qОД = 54,9 кДж/кг
Определим количествотеплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе.
Qi = ДП·qi (2.1.4)
где ДП = 22,14кг/с – расход пара на турбину.
Для ОП:
QОП = ДП·qОП (2.1.5)QОП = 22,14·245,7
QОП = 54,39 Вт
Для СП:
QСП = ДП·qСП (2.1.6)QСП = 22,14·1616,4
QСП = 35787,1 Вт
Для ОД:
QОД = ДП·qОД (2.1.7) QОД = 22,14·54,9
QОД = 1215,5 Вт
Определяем поверхностьохладителя пара ОП.
Принимаем коэффициенттеплопередачи К = 2 кВт/м2·°С.
FОП = /> (2.1.8)
где /> = 5439,8 Вт – количествотеплоты, передаваемое греющим паром в охладителе пара ОП.
К = 2 кВт/м2·°С – коэффициент теплопередачи,
/> — температурный напор вохладителе пара.
/>= /> (2.1.9)
где Dtб = tП1 – tв2 (2.1.10)
где tП1 = 339°С – температура пара в охладителе пара ОП (см.таблицу1.2),
tв2 = 268°С – температура воды за охладителем пара (см. таблицу1.2).
Dtб = 339-268
Dtб = 71°С
Dtм = tн – t'в.ОП (2.1.11)
где tн = 270°С – температура насыщенного пара в ОП (см. таблицу 1.2),
t'в.ОП = 263°С – температура воды на входе в ОП(см. таблицу 1.2).
/>= />
/>= 27,62°С
FОП = />
FОП = 98,5 м2
Определяем поверхностьсобственно подогревателя СП.
Значение температурногонапора СП:
/>= /> (2.1.12)
где Dtб = tн – t'в.СП (2.1.13)
где tн = 270°С – температура насыщенного пара,
t'в.СП = 252°С – температура воды на входе в СП,
Dtб = 270-252
Dtб = 18°С
Dtм = tн – t'в.ОП (2.1.14)
где t'в.ОП = 263°С – температура воды на входе в ОП.
Dtм = 270-263
Dtм = 7°С
/>= />
/>= 11,65°С
FСП = /> (2.1.15)
где QСП = 35787,1 Вт – количество теплоты,передаваемое греющим паром в СП,
К = 2 кВт/м2·°С – коэффициент теплопередачи,
/>= 11,65°С – температурный напор в СП.
FСП = />
FСП = 1535,93 м2
Значение температурногонапора ОД:
/>= /> (2.1.16)
где Dtб = tн – t'в.СП (2.1.17)
где tн = 270°С – температура насыщенного пара,
t'в.СП = 252°С – температура воды на входе в СП,
Dtм = tд – tв1 (2.1.18)
где tд = 257°С – температура дренажа ОД (см. таблицу 1.2),
tв1 = 247°С – температура воды перед ОД (см. таблицу 1.2),
Dtм = 257-247
Dtм = 10°С
/>= />
/>= 13,61°С
Определяем поверхностьОД:
FОД = /> (2.1.19)
где QОД = 1215,5 Вт – количество теплоты,передаваемое греющим паром в ОД.
FОД =/>
FОД = 44,65 м2
Для определения типа ПВДнаходим общую теплопередающую поверхность подогревателя:
F = FОП + FСП + FОД, (2.1.20)
где FОП = 98,5 м2 – поверхностьОП,
FСП = 1535,93 м2 –поверхность СП,
FОД = 44,65 м2 – поверхностьОД.
F = 98,5 + 1535,93 + 44,65
F = 1679,08 м2
Так как тепловая мощностьпервого подогревателя высокого давления ПВД № 1 больше, чем у остальных ПВД, топринимаем группу ПВД с одинаковой поверхностью из стандартных теплообменников.Выбираем группу ПВД равнопрочностных:
ПВД № 1 ПВ-2300-380-66,
ПВД № 2 ПВ-2300-380-66,
ПВД № 3 ПВ-2300-380-66.
2.2 Выбор подогревателейнизкого давления поверхностного типа
Исходя из расчета,проделанного в разделе 1.9, выбираем по площади теплообмена подогревателей рядПНД для данной турбоустановки:
принимаем группу ПНД сподогревателями типа ПН-900-29-6./>
2.3 Выбор деаэратора
Выбираем деаэраторыповышенного давления 0,7 МПа для деаэрации воды следующего типа: 2хДСП-800 срасходом воды на выходе, равным расходу конденсата турбоагрегатом и равным 1600т/ч. В схеме задействовано два деаэратора производительностью по 800 т/чкаждый. Имеется запас воды на случай аварийной ситуации с обеспечением работы турбоагрегатана 15 минут./>
2.4 Выбор конденсатора
Конденсатор выбирают помаксимальному расходу пара в конденсатор, температуре охлаждающей воды,давлению в конденсаторе, расходу охлаждающей воды.
Определим поверхностьохлаждения конденсатора:
Fк = /> (2.4.1)
где Д/> = 250,62 кг/с – расходпара в конденсатор,
hк = 2338 кДж/кг – энтальпия пара (см. таблицу 1.1),
h'в = 111,11 кДж/кг –энтальпия воды перед конденсатором (см. таблицу 1.1),
К = 3 кВт/м2·°С – коэффициент теплопередачи.
/>= /> (2.4.2)
где Dtб = tп8 – t'пк (2.4.3)
где tп8 = 60°С – температура пара 8-го отбора (см. таблицу 1.1),
tпк = 26,7°С – температура пара конденсатора (см. таблицу 1.1),
Dtб = 60-26,7
Dtб = 33,3°С
Dtм = 4°С
/>= />
/>= 13,8°С – температурный напор конденсатора.
Fк = />
Fк = 13480,75 м2
По площади охлаждениевыбираем два конденсатора К-11520х2./>
2.5 Выбор конденсатныхнасосов
Расход конденсататурбоустановки:
Gк = Д0· 0,78 (2.5.1)
где Д0= 420,82кг/с – расход пара на турбину,
Gк = 420,82 · 0,78
Gк = 328,24 кг/с = 1181,66 т/ч
Выбираем две ступениконденсатных насосов:
первая ступень КЭН I-2хКСВ-1600-90,
вторая ступень КЭН II-2хЦН-1600-220//>
2.6 Выбор питательногонасоса
Выбор осуществляется пообеспечению парогенератора заданным давлением среды на входе и максимальногорасхода.
Выбираем два насоса2хПН-950-350./>
2.7 Выбор парогенератора
Выбор осуществляется помаксимальному расходу пара на турбину. Выбираем парогенератор П-49-2. Исходныеданные парогенератора занесены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Исходныеданные парогенератора1. Завод-изготовитель ЗИО 2. Тип агрегата П-49-2 3. Производительность, т/ч 1600
4. Параметры пара:
— давление, МПа
— температура, °С
25
540
5. Параметры пара промперегрева:
— давление, МПа
— температура, °С
3,3
545 6. Температура питательной воды, °С 240 7. КПД парогенератора, % 90
Таким образом,рассчитанная схема энергоблока имеет неплохие показатели тепловойэкономичности. а именно полученный коэффициент полезного действия (нетто)составил 41,1%, что является выше КПД некоторых действующих конденсационныхэлектростанций.
Рабочая среда движетсяпод действием 2 конденсатных и 2 питательных насосов.
Выбранное оборудованиесоответствует параметрам схемы, что обеспечивает его надежную работу в течениевсего гарантийного срока.
3.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ/>
3.1 Расчет принципиальнойтепловой схемы энергоблока со
смешивающимиподогревателями
При замене подогревателейПНД № 1 и ПНД № 2 поверхностного типа на подогреватели смешивающего типанеобходимо произвести новый расчет ряда ПНД.
Расчет подогревателейнизкого давления ПНД № 4 и ПНД № 5 и смесителя СМ1
Для нахождения долирасхода пара на ПНД № 4, ПНД № 5 и СМ1 составим и решим уравнение тепловогобаланса.
П4. a4 (hп4 – hн4) = aк(hв4 – hв СМ1)/> (3.1.1.1)
СМ1.a5 = aкд — a4 — a5 (3.1.1.2)
П5.a5(hп5 – hн5) + a4 (hн4 – hн5) = aк5(hв5 – hв6)/> (3.1.1.3)
Решаем систему уравнений:
/>
где aк5 – доля конденсата в ПНД № 5,
a4 – доля расхода пара в ПНД № 4,
a5 – доля расхода пара в ПНД № 5,
hв4 = 626,79 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 4,
hп = 0,995 – КПД пара,
hп4 = 3212 кДж/кг – энтальпия пара ПНД №4,
hн4 = 645,2 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 4,
hв5 = 542,95 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 5,
hн5 = 559,2 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 5,
aкд = 0,81273 – доля расхода основногоконденсата, подведенного в деаэратор.
(0,81273-a4-a5+a4+a5)626,79-0,992(a4(3212-645,2))=
=0,995((0,81273-a4-a5)542,95+(a4+a5)559,2)
a4 = 0,0274-0,00629a5(3.1.1.4)
h ((a5(hв5 – hв6)(0,81273-0,0274+0,00629a5-a5)(3.1.1.5)
где hв6 = 445,82 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 6.
0,995(a5(2918-559,2)+(0,0274-0,00629a5)(645,2-559,2))=
=(542,95-445,82)(0,81273-0,0274+0,00629a5-a5)
a5 = 0,03025
a4 = 0,0274-0,00629·0,03025
a4 = 0,02721
aк5 = 0,81273-0,02721-0,03025
aк5 = 0,75527
Расчет энтальпиисмесителя СМ1
hСМ1 = /> (3.1.1.6)
где hСМ1 – энтальпия конденсата в СМ1.
hСМ1 = />
hСМ1 = 541,38 кДж/кг
Расчет подогревателейнизкого давления № 6 и № 7
Для нахождения долирасхода пара на ПНД № 6, ПНД № 7 составим и решим уравнение теплового баланса.
П6. a6 (hп6 – hн6) = aк5(hв6 – hпн) (3.1.2.1)
П7.a7 (hп7 – hн7)+a6(hн6 – hн7)= aк7(hв7 – hв8) (3.1.2.2)
где a6 – доля расхода пара на ПНД № 6,
hп6 = 2812 кДж/кг – энтальпия пара ПНД №6,
hн6 = 461,36 кДж/кг – энтальпия воды навыходе ПНД № 6,
aк5 = 0,75527 – доля конденсата в ПНД №5,
hв6 = 445,82 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 6,
hпн = 438,02 кДж/кг – энтальпияпитательного насоса,
a7 – доля расхода пара на ПНД № 7,
hп7 = 2720 кДж/кг – энтальпия пара ПНД №7,
hн7 = 398,02 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 7,
aк7 – доля расхода конденсата в ПНД № 7,
hв7 = 383,01 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 7,
hв8 = 219,84 кДж/кг – энтальпия воды навыходе из ПНД № 8.
Подставим значение в(3.1.2.1):
a6(2812-461,36) = 0,75527(445,82-438,02)
a6 = 0,00251
Подставим значение в(3.1.2.2):
a7(2720-398,02)+0,00251(461,36-398,02) = aк7(398,02-234,42)
a7 = 0,04642
Расчет подогревателянизкого давления № 8, охладителя уплотнений ОУ, смесителя СМ2
Для нахождения долирасхода пара на ПНД № 8, смесителя СМ2 и охладителя уплотнений ОУ составим ирешим уравнения теплового баланса.
П.8 aп8 (hп8 – hн8)+aп7(hп7 – hн7) = aк7(hн8 – h"ОУ) (3.1.3.1)
ОУaОУ (hОУ – h/>) = aк7(h/> – hСМ2) (3.1.3.2)
СМ2.aк7 hСМ2 = a'к7– hк +(aп7 +aп8)hн8 +aОУh"ОУ (3.1.3.3)
a'к7 = aк7 — (aп7 + aп8 + aОУ) (3.1.3.4)
где aп8 – доля расхода пара на ПНД № 8,
hп8 = 2512 кДж/кг – энтальпия пара ПНД №8,
hн8 = 234,12 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 8,
aп7 – доля расхода пара на ПНД № 7,
hн7 = 398,02 кДж/кг – энтальпиянасыщенного пара ПНД № 7,
aк7 – доля расхода конденсата на ПНД №7,
h/>= 188,44 кДж/кг – энтальпия дренажаОУ,
h/> = 2582,5 кДж/кг – энтальпия пара вОУ,
aОУ = 0,0018 – доля расхода пара на ОУ,
h"ОУ — энтальпия парапосле ОУ,
hСМ2 – энтальпия воды в смесителе СМ2,
a'к7 – доля расходаконденсата,
hк = 111,11 кДж/кг – энтальпия конденсата.
Решаем систему уравнений:
/>
h"ОУ = 125,51+174,58a8 (3.1.3.5)
Подставляем (3.1.3.5) вуравнение (3.1.3.1)
2277,58a8 + 7,594 = 165,58 – 0,70634(125,51 + 174,58a8)
a8 = 0,028878
h"ОУ =125,51+174,58·0,028878
h"ОУ = 130,55 кДж/кг
hСМ2 = 124,45 кДж/кг/>
3.2 Материальный баланспара и конденсата
Доли отборов пара изтурбины:
a1 = aп1 + aшт = 0,0506+0,002 = 0,0526
a2 = aп2 = 0,0961
a3 = aп3 + aтп = 0,043+0,0618 = 0,1048
a4 = aд = 0,01657
a5 = aп4 = 0,02721
a6 = aп5 = 0,03025
a7 = aп6 = 0,00251
a8 = aп7 = 0,04642
a9 = aп8 =0,028878
Пропуск пара вконденсатор турбины:
a/> =a0 — Σai — aу — aупл — aОУ (3.2.1)
где a0= 1 – весь пар,
Σai = 0,405338 – сумма всех долейрасходов пара,
aу = 0,002 – доля расхода пара наутечки,
aупл = 0,002 – доля расхода пара науплотнения,
aОУ = 0,001 – доля расхода пара наохладитель уплотнений,
a/> =1 – 0,405338 – 0,002 – 0,002 – 0,001
a/> =0,589662
Количество конденсата вконденсаторе:
a/> =aк7 — a8 — aэ — aОУ — aтп — aдв (3.2.2)
где aк7 = 0,70634 – доля расхода конденсатана ПНД № 7,
a8 = 0,28878 – доля расхода конденсата на ПНД № 8,
aэ = 0,004 – доля расхода конденсата на эжектор,
aОУ = 0,0018 – доля расхода конденсатана охладитель уплотнений,
aтп = 0,0618 – доля расхода конденсатана турбину привода,
aдв = 0,02 – доля расхода конденсата надобавочную воду.
a/> =0,70634 – 0,028878 – 0,001 – 0,0618 – 0,02 – 0,004
a/> =0,590662
Определим погрешностьматериального баланса.
D = /> (3.2.3)
D = />
D = 0,1696%, что меньше 0,2%,следовательно, погрешность удовлетворяет условию. />
3.3 Энергетическиепоказатели турбоустановки и энергоблока.
Энергетический баланс ирасход пара на турбоагрегат
Для того, чтобы посчитатьэнергетический баланс, составим таблицу.
Таблица 3.1 Суммарнаяработа пара в отдельных отсеках турбиныОтсек турбины Давление пара, МПа
aj
Внутреннее теплопадение Нij, кДж/кг
Внутренняя работа на 1 кг свежего пара ajНij, кДж/кг 0'-1 23,54-5,82
a0-aшт=1-0,002=0,998=a0'1 286 285,43 1-2 5,82-4,13
a1-2=a0'1-a1=0,998-0,0506=0,9474 89 84,32 2'-3 3,61-1,73
a2'-3=a12-a2=0,9474-0,0961=0,8513 196 166,85 3-Д 1,73-0,7
a3-Д=a2'-3-a3-aтп=
=0,8513-0,043-0,0618=0,7465 132 98,54 Д-4 0,7-0,537
aД-4=a3-Д-a4=
=0,7465-0,01657=0,72993 156 113,87 4-5 0,537-0,311
a4-5=aД-4-a4=
0,72993-0,02721=0,70272 138 96,98 5-6 0,311-0,15
a5-6=a4-5-a5=
=0,70272-0,03025=0,67247 106 71,28 6-7 0,15-0,088
a6-7=a5-6-a6=
0,67247-0,00251=0,66996 92 61,64 7-8 0,088-0,0176
a7-8=a6-7-a7=
=0,66996-0,04642=0,62354 208 129,7 8-К 0,0176-0,00363
a8-К=a7-8-a8=
=0,62354-0,028878=0,594662 174 103,47
Определяем расход пара натурбину:
Д0= /> (3.3.1)
гдеWЭ = 500 МПа – мощность энергоблока,
/>= 1212.08 кДж/кг – суммавнутренней работы на 1 кг свежего пара,
hМ = 0,994 – КПД механический,
hГ = 0,99 – КПД генератора.
Д0= />
Д0= 419,196кг/с = 1509,11 т/ч
Удельный расход пара натурбину:
d0= /> (3.3.2)
где WЭ = 500 МПа – мощность энергоблока;
WТП= /> (3.3.3)
где aПВ = 1,015 – доля расхода питательнойводы,
Д0= 419,196кг/с – расход пара на турбину,
Vср = 0,0011 м3/кг – удельныйобъем,
РН = 34,5 МПа– давление в насосе,
РВ = 0,7 МПа –давление в деаэраторе,
hН = 0,805 – КПД турбопривода.
WТП= />
WТП= 19651,54 кВт
a0= />
a0= 2,904 кг/кВт·ч
Расходы пара и воды,кг/с:
Д1 = a1·Д0 = 0,0526·419,196 = 22,05 (3.3.4)
ДП1 = aП1· Д0= 0,0506·419,196 =21,21 (3.3.5)
Д2 = a2·Д0= 0,0961·419,196 = 40,28 (3.3.6)
Д3 = a3·Д0 =0,1048·419,196 = 43,93 (3.3.7)
ДП3 = aП3·Д0=0,043·419,196 = 18,03(3.3.8)
Дд = aд·Д0= 0,01657·419,196 = 6,95 (3.3.9)
Д4 = a4·Д0= 0,02721·419,196 = 11,41 (3.3.10)
Д5 = a5·Д0= 0,03025·419,196 = 12,68 (3.3.11)
Д6 = a6·Д0=0,00251·419,196 = 1,052 (3.3.12)
Д7 = a7·Д0 = 0,04642·419,196 = 19,46 (3.3.13)
Д8 = a8·Д0= 0,0028878·419,196 = 12,11 (3.3.14)
Д/>= a />·Д0= 0,589662·419,196 = 247,18 (3.3.15)
Количество пара,поступившего на промежуточный перегрев:
Дпп = aпп·Д0(3.3.16)
где aпп= 0,8513 – доля пара, поступившего напромежуточный перегрев;
Дпп = 0,8513·419,196
Дпп = 356,86кг/с
Паровая нагрузкапарогенератора:
Дпг = aпг·Д0(3.3.17)
где aпг = 1,015 – доля пара, поступившего напарогенератор,
Дпг = 1,015·419,196
Дпг = 425,48кг/с
Расход пара натурбопривод:
Дтп = aтп·Д0(3.3.18)
где aтп= 0,0618 – доля пара, поступившего натурбопривод;
Дтп = 0,0618·419,196
Дтп = 25,91кг/с
Расход добавочной воды:
Ддв = aдв·Д0(3.3.19)
где aдв= 0,02 – доля добавочной воды;
Ддв = 0,02·419,196
Ддв = 8,38кг/с
Энергетические показателиэнергоблока и турбоустановки:
Полный расход тепла натурбоустановку:
Qту = Д0(h0 — hпв)+Дпп(h/> - h/>°) (3.3.20)
где Д0=419,196 кг/с – расход пара на турбину,
h0= 3323 кДж/кг – энтальпия свежего пара,
hпв= 1172,36 кДж/кг – энтальпияпитательной воды,
Дпп = 356,86кг/с – расход пара на промперегрев,
h/> = 3540 кДж/кг – энтальпияперегретого пара в парогенераторе,
h/>° = 2948 кДж/кг – энтальпияперегретого пара до парогенератора.
Qту = 419,196 (3323-1172,36) + 356,86(3540-2948)
Qту = 1112800,805 кВт
Расход теплатурбоустановки на производство электроэнергии:
Q/>= Qту – Ддв (hпв – hдв) (3.3.21)
где Ддв = 8,38кг/с – расход добавочной воды,
hпв = 1172,36 кДж/кг – энтальпияпитательной воды,
hдв = 125,75 кДж/кг – энтальпиядобавочной воды,
Q/>= 1112800,805-8,38·(1172,36-125,75)
Q/>= 1104030,213 кВт
Удельный расход теплатурбоустановки на производство электроэнергии (без учета собственного расходаэлектроэнергии и с учетом расхода тепла на турбопривод):
q/>= /> (3.3.22)
где WЭ = 500 МВт – мощность энергоблока,
WТП = 19,65154 МВт – мощностьтурбопривода.
q/>= />
q/>= 2,125 кДж/кВт
Коэффициент полезногодействия турбоустановки на производство электроэнергии:
h/> = /> (3.3.23)
h/> = />
h/> = 0,471
Тепловая нагрузкапарогенератора:
Qпг= Дпг(hпг – hпв)+Дпп(h/> – h/>) (3.3.24)
где Дпг = 425,48кг/с – паровая нагрузка парогенератора,
hпг = 3322,95 кДж/кг – энтальпия пара впарогенераторе,
hпв = 1172,36 кДж/кг – энтальпияпитательной воды,
Дпп = 356,86кг/с – количество пара, поступившего на промперегрев,
h/> = 3554,5 кДж/кг – энтальпия пара послепромперегрева,
h/>= 2956,64 кДж/кг – энтальпия пара допромперегрева.
Qпг= 425,48 (3322,95-1172,36)+356,86(3554,5-2956,64)
Qпг= 1128385,353 кВт
Коэффициент полезногодействия транспорта тепла:
hтр = /> (3.3.25)
hтр = />
hтр = 0,986
Расход тепла топлива:
Qс = /> (3.3.26)
где hпг = 0,925 – КПД парогенератора,
Qс = />
Qс = 1219876,057 кВт
Коэффициент полезногодействия энергоблока (брутто):
hэс = /> (3.3.27)
hэс = />
hэс = 0,426
Удельный расход тепла наэнергоблок:
qэс = /> (3.3.28)
qэс = />
qэс = 2,347 кДж/кВт
Коэффициент полезногодействия энергоблока (нетто):
h/>= hэс (1-Эсн) (3.3.29)
где Эсн = 0,03– собственный удельный расход электроэнергии.
h/>= 0,426 (1-0,03)
h/>= 0,41322
Удельный расход условноготоплива на энергоблок (нетто):
b/>= /> (3.3.30)
b/>= />
b/>= 82,571 г/МДж = 297,256 г/кВт·ч
Коэффициент полезногодействия станции (нетто):
hст = h/>·hтр · hкотла (3.3.31)
hст = 0,41322·0,986·0,93
hст = 0,379
3.4Тепловой и гидравлический расчет подогревателя смешивающего
типа
Рассчитаем подогревательнизкого давления смешивающего типа №8.
Количество теплоты,воспринимаемое основным конденсатом:
Qк = Gк (hвых — hвх)(3.1)
где Gк = aкд · Д0– расход конденсата, кг/с,
Gк = 0,81273 · 419,196
Gк = 340,69 кг/с
hвых = 234,4 кДж/кг – энтальпия конденсатана выходе, при условии полного отсутствия недогрева конденсата до температурынасыщения пара;
hвх = h"оу = 130,6 кДж/кг
Qк = 340,69 (234,4 – 130,6 )·10-3
Qк = 35,364 МВт
Расход пара наподогреватель определяем при условии, что выпар его составляет 0,5 кг/тосновного конденсата, при этом теплота выпара ПНД № 7 используется в ПНД № 8.
Теплота выпара ПНД № 7
Qв7 = 0,0005 · Gк · hп7 (3.2)
где Qк = 340,69 кг/с – расход конденсата
hп7 = 2720 кДж/кг – энтальпия пара
Qв7 = 0,0005 · 340,69 · 2720 · 10-3
Qв7 = 0,463 МВт
Теплота выпара ПНД № 8составляет:
Qв8 = 0,0005·Gк· hп (3.3)
где Gк = 340,69 кг/с – расход конденсата
hп8 = 2512 кДж/кг – энтальпия пара
Qв8 = 0,0005·340,69·2512·10-3
Qв8 = 0,428 МВт
Тогда расход греющегопара на подогреватель
Дп = />(3.4)
где Qк = 35,364 МВт – количество теплоты, воспринимаемоеосновным конденсатом
Qв8 = 0,428 МВт – теплота выпара ПНД № 8
Qв7 = 0,463 МВт – теплота выпара ПНД № 7
hп8 = 2512 кДж/кг – энтальпия пара
hн8 = 234,4 кДж/кг – энтальпия водыперед подогревателем
Дп = />
Дп = 15,512кг/с
При принятойконструктивной схеме подогревателя принимаем расстояние между тарелками l1 = 0,38 м, l2 = 0,5 м и l3 = 0,48 м, высоту подпора воды на тарелках прирасчетной нагрузке h = 0,125 м идиаметр отверстий 8 мм.
Скорость истечения водыиз отверстий верхней тарелки:
vв1 = а·/> (3.5)
где а = 0,6
g = 9,81 м/с2
h = 0,125 м
vв1 = 0,6·/>
vв1 = 0,94 м/с
Необходимое числоотверстий в тарелке:
n = />(3.6)
где Gк = 340,69 кг/с – расход конденсата
Vк = 0,00101 м3/кг – удельный объемконденсата при его температуре tк=45°С.
n = />
n = 7286
При шахматномрасположении отверстий с шагом S1 = S2 = 2,5d =0,02 м необходимая площадь тарелки составит:
F = n· S1· S2 · sin 60°(3.7)
F = 7286·0,022·0,866
F = 2,52 м2
Из конструктивныхсоображений принимаем, что ширина струйного пучка первого отсека на входе ивыходе потока пара одинакова и равна Lвх=Lвых=4 м.
Предварительно принимаем,что нагрев конденсата в первом струйном отсеке составит 6,08°С. Тогда температура конденсата навходе во второй отсек равна t2=45+6,08=51,08°С (энтальпия h2 = 213,52 кДж/кг).
Количествосконденсированного пара в первом отсеке в этом случае составит:
Дп1 = />(3.8)
где G = 340,69 кг/с – расход конденсата
h2 = 213,52 кДж/кг – энтальпия конденсата на входе вовторой отсек.
hвх8 = 130,6 кДж/кг – энтальпияконденсата на входе,
hп8 = 2512 кДж/кг – энтальпия пара.
Дп1 = />
Дп1 = 12,29кг/с
Скорость пара на входе вструйный отсек:
vп вх = />(3.9)
где u" = 11,482 м3/кг –удельный объем пара,
Дп1 = 12,29кг/с – сконденсированный пар в первом отсеке.
Дв1 = 0,0005·Gк
Дв1 =0,0005·340,69
Дв1 = 0,17кг/с
l1= 0,38 м – расстояние между тарелками,
hвх = 4 м – ширина струйного пучкапервого отсека на входе.
vп вх = />
vп вх = 94,12 м/с
Скорость пара на выходеиз отсека:
vп вх = /> (3.10)
где Дв1 = 0,17кг/с
u" = 11,482 м3/кг –удельный объем пара,
l1= 0,38 м – расстояние между тарелками,
Lвых = 4 м – ширина струйного пучкапервого отсека на выходе,
vп вых = 1,284 м/с
Средняя скорость пара вструйном отсеке:
vп ср = /> (3.11)
где vп вх = 94,12 м/с – скорость пара навыходе в струйный отсек,
vп вых = 1,284 м/с – скорость пара навыходе из отсека,
vп ср = />
vп ср = 21,617 м/с
С учетом опыта эксплуатациипринимаем, что расход воздуха в первом отсеке составляет 0,0055 кг/с. Тогдарасход паровоздушной смеси на входе в отсек Дсм вх = Дп1+ Дв1 + 0,0055 = 12,19+0,17+0,0055=12,4695 кг/с, а на выходе изотсека Дсм вых = Дв1 + 0,0055 =0,1755 кг/с.
Относительное содержаниенеконденсирующихся газов в паровоздушной смеси на входе и выходе из отсекабудет равно:
Пвх = /> (3.12)
где Gвозд = 0,0055 кг/с – расход воздуха впервом отсеке,
Дсм вх =12,4655 кг/с – расход паровоздушной смеси на входе в отсек.
Пвх = />
Пвх = 0,000441
Пвых = /> (3.13)
где Дсм возд =Дсм вых = 0,1755 кг/с
Пвых = />
Пвых =0,031339
Среднее относительноесодержание неконденсирующихся газов:
Пср = /> (3.14)
где Пвых =0,031339
Пвх = 0,000441
Пср = />
Пср = 0,00725
При значении tвх = 45°С число Рr = 3,925, а коэффициент поверхностного натяжения s = 68,77·10-4 кг/м =0,00688 кг/м
Находим значение t2 из уравнения:
lg /> (3.15)
где l = 0,38 м – длина струй,
d = 0,008 м – диаметр отверстий втарелке,
П = />
где vп = 21,617 м/с – скорость пара,
vв = 0,94 м/с – скорость истечения воды из отверстий,
Pr = 3,31 – число Прандтля,
s = 669,55·10-4 = 0,06696кг/м – поверхностное натяжение,
rп = 985,65 кг/м3 – плотность пара,
tн = 56°С – температура насыщения пара,
t1 = 45°С – температура конденсата в начале струи,
t2 — температура конденсата в конце струи, °С.
lg />
t2 = 51,1°С, что весьма близко к принятому ранее значению.
Расход конденсата,поступающего во второй отсек:
Gк2 = Gк + Дп1 (3.16)
где Gк = 340,69 кг/с – расход конденсата,
Дп1 = 12,29кг/с – сконденсировавшийся пар в первом отсеке.
Gк2 = 340,69 + 12,29
Gк2 = 352,98 кг/с.
Скорость истечения водыиз отверстий второй тарелки при высоте подпора 0,065 м.
vв2 = а·/> (3.17)
vв2 = 0,6·/>
vв2 = 0,678 м/с
Число отверстий втарелке:
n = /> (3.18)
где Gк2 = 352,98 кг/с – расход конденсата,поступающего во второй отсек.
Vк = 0,00101 м2/кг – удельный объемконденсата,
d = 0,008 м – диаметр отверстий,
vв2 = 0,678 м/с – скорость истеченияводы из отверстий второй тарелки.
n = />
n = 10466
Необходимая площадьтарелки составит:
F2= n· S1 · S2 · sin 60° (3.19)
F2= 10466·0,022·0,866
F2= 3,626 м2
Предварительно принимаемподогрев основного конденсата во втором отсеке равным 10°С. Тогда температура конденсата вконце второго отсека tк2=tк1+Dtк2 = 51,1+10=61,1°С (энтальпия конденсата hк2=255,5 кДж/кг и Dhк2=42 кДж/кг).
Количество пара,сконденсированного в отсеке:
Дп2 = /> (3.20)
где Gк2 = 352,98 кг/с – расход конденсата,поступающего во второй отсек,
Dhк2 = 42 кДж/кг – разность энтальпий,
hп = 2512 кДж/кг – энтальпия пара,
hк2 = 255,5 кДж/кг – энтальпияконденсата.
Дп2 = />
Дп2 = 6,57кг/с
В соответствии срекомендациями расход пара на выходе из отсека следует принимать равным 30%расхода пара в первый отсек, то есть
Д вых п2= 0,3 Д вх п1 (3.21)
где Д вх п1 = 12,29 кг/с – сконденсировавшийсяпар в первом отсеке.
vвых п2 = />
vвых п2 = 23,52 м/с
Средняя скорость вотсеке:
v ср п2 = /> (3.22)
где />= 45,296 м/с – скоростьпара на входе,
/> = 23,52 м/с – скоростьпара на выходе.
v ср п2 = />
v ср п2 = 33,227 м/с.
По формуле находимрасчетное значение tк2:
lg /> (3.23)
где Pr = 3,31 – число Прандтля,
s = 675,283·10-4 кг/м2– поверхностное натяжение конденсата,
rп = 975,6 кг/м3 – плотность пара,
v/> =33,227 м/с – средняя скорость пара в отсеке,
vв = 0,678 м/с – скорость воды,
d = 0,008 м – диаметр отверстий,
l = 0,5 м – расстояние междутарелками,
tн = 56°С – температура насыщения,
tк1 = 51,1°С – температура конденсата в первом отсеке.
Д вых п2= 0,3·12,29
Д вых п2= 3,687 кг/с
Расход пара на входе вотсек:
Д />= Д вых п2+ Дп2 (3.24)
где Дп2 = 6,57кг/с – пар, сконденсировавшийся в отсеке,
Д />= 3,687 + 6,57
Д />= 10,257 кг/с
Скорость пара при ширинеструйного пучка на входе hвх2 = 5,2 м.
v/> =/> (3.25)
где Д />= 10,257 кг/с
u" = 11,482 м3/кг –удельный объем,
l2 = 0,5 м – расстояние между тарелками,
hвх2 = 5,2 м
v/> =/>
v/> =45,296 м/с
Ширина струйного пучка навыходе пара из отсека равна 3,6 м. Тогда скорость пара на выходе из отсека:
/> = /> (3.26)
где Д вых п2= 3,687 кг/с – расход пара навыходе из отсека,
u" = 11,482 м3/кг –удельный объем,
l2 = 0,5 м – расстояние между тарелками.
Значение отношения П длявторого и третьего отсеков может быть принято равным 1.
lg />
tк2 = 54,36°С
С учетом конденсации параво втором отсеке расход конденсата через третью тарелку составит:
Gк3 = Gк2 + Дп2 (3.27)
где Gк2 = 352,98 кг/с – расход конденсата,поступающего во второй отсек.
Дп2 = 6,57кг/с – количество пара, сконденсированного в отсеке.
Gк3 = 352,98 + 6,57
Gк3 = 359,55 кг/с
Принимаем высоту слояводы над третьей тарелкой h =0,06 м, тогда скорость истечения конденсата через отверстия:
vв3 = а·/> (3.28)
vв3 = 0,6·/>
vв3 = 0,65 м/с
Число отверстий втарелке:
n = /> (3.29)
где Gк3 = 359,55 кг/с – расход конденсата втретьем отсеке,
Vк = 0,00101 м3/кг – удельный объемконденсата,
d = 0,008 м – диаметр отверстий,
vв3 = 0,65 м/с – скорость истеченияконденсата через отверстия,
n = />
n = 11120
Предварительно принимаем,что подогрев основного конденсата в подогревателе 0,1°С, то есть подогрев в третьем отсекесоставляет 1,4°С, тогда tк3=tк2+Dtк3 = 54,36+1,4=55,76°С (hк3 =244,29 кДж/кг).
Количество пара,сконденсированного в третьем отсеке:
Дп3 = /> (3.30)
где Gк3 = 359,55 кг/с – расход конденсата втретьем отсеке,
Dhк3 = hк3 – hк2
Dhк3 = 244,29 – 227,56
hк2 = 227,56 кДж/кг – энтальпияконденсата во втором отсеке,
Dhк3 = 16,73 кДж/кг,
hп = 2512 кДж/кг – энтальпия пара,
hк3 = 244,29 кДж/кг – энтальпияконденсата в третьем отсеке.
Дп3 = />
Дп3 = 2,653кг/с
Расход пара на входе вотсек:
Д />= Дп3 + Д/> (3.31)
где расход пара на выходепринимается равным 70% расхода пара на входе в первый отсек:
Д />= 0,7 Д /> (3.32)
где Д />= 12,29 кг/с – расходпаровоздушной смеси на входе в отсек.
Д />= 0,7·12,29
Д />= 8,603 кг/с
Д />= Дп3 + Д /> (3.33)
где Дп3 =2,653 кг/с – количество пара, сконденсированного в третьем отсеке.
Д />= 2,653+8,603
Д />= 11,256 кг/с – расход парана входе в третий отсек.
Из конструктивныхсоображений принимаем ширину струйного пучка третьего отсека на входе Lвх3 = 5,2 м и на выходе Lвых = 3,35 м. В этом случае скоростьпара на входе в отсек:
v/> =/> (3.34)
где Д />= 11,256 кг/с – расход парана входе в третий отсек,
u" = 11,482 м3/кг –удельный объем пара,
l3 = 0,48 м – расстояние между тарелками.
v/> =/>
v/> =51,78 м/с
Скорость пара на выходе:
v/>=/> (3.35)
где />= 8,603 кг/с – расход парана выходе из третьего отсека,
u" = 11,482 м3/кг –удельный объем пара,
l3 = 0,48 м – расстояние между тарелками.
v/>=/>
v/>=61,43 м/с
Средняя скорость пара вструйном пучке
v/>=/> (3.36)
где v/>=51,78 м/с – скорость пара на входе,
v/>=61,43 м/с – скорость пара на выходе.
v/>=/>
v/>=56,61 м/с
Расчетное значениетемпературы конденсата на выходе из отсека:
lg /> (3.37)
де tн = 56°С – температура насыщения,
tк2 = 54,36°С – температура конденсата первогоотсека,
l = 0,48 м – расстояние междутарелками,
Pr = 3,264 – число Прандтля,
v/>=56,61 м/с – средняя скорость пара в струйном пучке.
vв = 0,65 м/с – скорость истечения конденсата черезотверстия.
rп = 985,16 кг/м3 – плотность смеси,
s = 668,08·10-4 кг/м2– поверхностное натяжение,
lg />
tк3 = 55,52°С
Общий нагрев конденсата вподогревателе:
D t = tк3 – tвх (3.38)
где tк3 = 55,52°С – температура конденсата на выходеиз отсека,
tвх = 45°С – температура конденсата на входе в подогреватель,
D t = 55,52 – 45
D t = 10,52°С
Общий расход пара:
Дп = Дп1+ Дп2 + Дп3 + Дв1 (3.39)
где Дп1 =12,29 кг/с – количество сконденсированного пара в первом отсеке,
Дп2 = 6,57кг/с – количество пара, сконденсированного во втором отсеке,
Дп3 = 2,653кг/с – количество сконденсированного пара в третьем отсеке,
Дв1 = 0,17кг/с.
Дп = 12,29 +6,57 + 2,653 + 0,17
Дп = 21,683кг/с
4.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Задача экономическогорасчета заключается в определении экономии себестоимости в результате изменениясхемы производства электрической энергии.
В технической части всхеме выработки электрической энергии произведена замена подогревателя низкогодавления поверхностного типа на подогреватель низкого давления смешивающеготипа. Задача экономического расчета замены заключается в следующем:
1) провести сравнительныйрасчет для определения разницы удельных расходов топлива в связи заменойподогревателя низкого давления поверхностного типа на подогреватель низкогодавления смешенного типа;
2) определить экономиюсебестоимости;
3) сопоставить величинуэкономии себестоимости и затрат на покупку и монтаж подогревателя низкогодавления смешивающего типа, демонтаж подогревателя низкого давленияповерхностного типа.
При расчете будутиспользоваться цены этого года, полученные на тепловой электрической станции.
Цель расчета заключатся вопределении срока окупаемости затрат на приобретение и замену подогревателя.
Определение путейсокращения отдельных статей текущих затрат можно проследить, анализируяудельные издержки производства, то есть статьи себестоимости продукции.Основную статью себестоимости – сырьевую (материальную) – можно раскрыть ипроанализировать в зависимости от производственных факторов.
Снизить материальнуюсоставляющую себестоимости продукции (для материалоемких производств – самуюзначительную) можно либо путем приобретения более дешевых сырья и материалов,либо снижая материалоемкость продукции. Цены на сырье и материалы диктуютсярыночной конъюнктурой, так что от потребителя практически не зависят. Поэтомуосновным путем является снижение материалоемкости производства, всемернаяэкономия сырья и материалов.
В качестве основногоматериала при производстве энергии выступает топливо, и основная частьсебестоимости – топливная составляющая – зависит от удельного расхода топлива ву,т у.т/тыс. кВт.ч., цены топлива Цт, руб./т у.т. или руб./т н.т. (натонну натурального топлива), и объема производства W, тыс. кВт.ч/год:
Sn = /> (руб/тыс.кВт·ч), (4.1.)
где bт = В/W (ту.т/тыс. кВт·ч) – удельный расход топлива на производство электроэнергии.
Удельные расходы топливана производство электроэнергии были рассчитаны в первом разделе.
В случае с поверхностнымподогревателем низкого давлении удельный расход топлива на энергоблок (нетго):
bт = 300,58 г/кВт·ч
Удельный расход топливана станцию:
b/> = />(4.2.)
b/> = />
b/> = 326,26 г/кВт.ч,
где 7000 – теплотасгорания условного топлива, тыс. ккал/т у.т;
860 – коэффициентперевода, кВт ч/Гкал;
123 – удельный расходтоплива на производство электроэнергии, т у.т/тыс. кВт·ч;
hст = 0,377 – коэффициент полезногодействия станции.
В случае со смешивающимподогревателем низкого давления удельный расход топлива на энергоблок (нетто):
b /> =297,256 г/кВт·ч
Удельный расход топливана станцию:
b/> = />
b/> = />
b/> = 324,54 г/кВт·ч
где hст = 0,379 — коэффициент полезногодействия станции.
Разница удельных расходовтоплива на станцию:
D b /> = b/> – b />(4.3)
D b /> = 326,26 – 324,54
D b /> = 1,72 ч/кВт·ч
где b/> - удельный расход условного топливав случае с поверхностным, г/кВт ч,
b /> - удельный расход условного топливав случае со смешанным подогревателем, г/кВт ч.
Процентное соотношениеразницы удельных расходов топлива на станцию к большему расходу:
/>= />, %(4.4)
/>= 0,527
Обобщим проведенныерасчеты в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Сравнительныйанализ удельных расходов условного топлива станцииПоказатель Подогреватель низкого давления поверхностного типа Подогреватель низкого давления смешивающего типа
Изменения
Dв/>, г/кВт·ч
Удельный расход условного топлива станции,
в/>, г/кВт·ч 326,26 324,54 1,72
Принимаем время работыподогревателя низкого давления, который подлежит замене, равное времени работыстанции в год:
Т = 7200 часов в год.
Выработанная станциейэлектрическая энергия по мощности за год:
Nг = Т · Nст (4.5)
Nг = 7200 · 50 · 103
где Nг = 3,6 · 109 кВт/ч –годовая выработка электрической энергии станцией.
Nст = 500 · 103 кВт – мощностьстанции.
Годовая экономияусловного топлива на станции:
Э г в = />(4.6.)
Э г в = />
где Э г в = 6192, тонны в год условноготоплива,
NГ – годовая выработка электрической энергии, кВт/ч,
D b ст у — разница удельных расходов топливана станцию, ч/кВт ч,
106 – переводиз грамм в тонны.
Станция работает на двух видахтоплива: мазуте и газе. Следовательно, необходимо посчитать экономию при работена каждом топливе отдельно.
Цена одной тонны мазутаравна 2245 рублей, цена 1000 м3 газа равна 898 рублей.
Теплота сгорания мазута
Q р н = 9800 ккал/кг
Найдем коэффициентперевода мазута в условное топливо:
Км = />(4.7)
Км = />
где Км = 1,4
/> =29300 кДж/кг – теплотасгорания условного топлива,
4,19 – коэффициентперевода ккал в кДж.
Экономия в рублях прииспользовании мазута:
Ээ = Э г в · Км · Цм,(4.8)
Ээ = 6192 ·1,4 · 2245
Ээ = 19461456рублей в год.
где Э г в – годовая экономия условного топлива,тонн;
Км –коэффициент перевода мазута в условное топливо, тонн;
Цм = 2245рублей – цена одной тонны мазута.
Теплота сгорания газа:
Q р н = 8000 ккал/кг
Найдем коэффициентперевода газа в условное топливо:
Кг = />(4.9)
Кг = />
Кг = 1,14
где /> =29300 кДж/кг – теплотасгорания условного топлива,
4,19 – коэффициентперевода ккал в кДж.
Экономия в рублях прииспользовании газа:
Ээ = Э г в · Кг · Цг, (4.10)
Ээ = 6192 ·1,14 · 898
Ээ = 6338874рублей в год.
где Э г в – годовая экономия условного топлива,тонн;
Кг –коэффициент перевода газа в условное топливо;
Цг = 898рублей – цена 1000 м3 газа
Сведем расчет экономиисебестоимости в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 – Расчетэкономии себестоимостиПоказатель Формула расчета Расчет
Экономия Ээ, рублей в год Мазут
Ээ = Э/>·Км·Цм
Ээ = 6192·1,4·2245 19461456 Газ
Ээ = Э/>·Кг·Цг
Ээ = 6192·1,14·898 6338874
Сопоставим расходы иприбыль от данной реконструкции:
Подогреватель низкогодавления смешивающего типа стоит 550 тысяч рублей;
демонтаж подогревателянизкого давления поверхностного типа обойдется в 300 тысяч рублей;
монтаж подогревателянизкого давления смешивающего типа обойдется в 500 тысяч рублей;
сумма затрат на заменуподогревателя равна 550000 + 500000 + 300000 = 1350000 рублей.
Экономия при работестанции на мазуте в год:
Ээ – Σ =19461456 – 1350000 = 18111456 рублей в год.
Срок окупаемости:
/> года
0,069 · 365=25 дней.
Экономия при работестанции на газе в год:
Ээ – Σ =6338874 – 1350000 = 4988874 рублей в год.
Срок окупаемости:
/> года
0,213 · 365 = 78 дней.
Обобщим расчеты в таблицу4.3.
Таблица 4.3 – Расчетсрока окупаемости капиталовложенийЕдиновременные затраты на замену, рублей Размер экономии, рублей в год Срок окупаемости, дней газ мазут газ мазут 1 350 000 4 988 874 18 111 456 78 25
Таким образом, средства,вложенные на замену подогревателя низкого давления поверхностного типа наподогреватель низкого давления смешивающего типа окупятся в течение квартала.
5.ЭКОЛОГИЯ/>
5.1 Золоулавливание
Сжигание топлива на ТЭСсвязано с образованием продуктов сгорания, содержащих летучую золу, частицынедогоревшего пылевидного топлива, оксид азота, газообразные продукты неполногосгорания. В золе некоторых видов топлив также имеются вредные соединения. Всвязи с этим, при эксплуатации энергоблоков большое значение уделяется вопросамотчистки дымовых газов от вредных продуктов сгорания и золоулавливанию.
Проектирование исооружение электростанций ведутся с соблюдением требованием по предельнодопустимым концентрациям основных вредных выбросов, загрязняющих атмосферуотходящими газами на уровне дыхания человека. Это обеспечивается установкойэффективных золоуловителей и сооружением дымовых труб, позволяющих рассеиватьдымовые газы на большие расстояния, снижая тем самым локальные концентрациивредных веществ.
Золоуловители должныиметь коэффициент золоулавливания не менее 99% для конденсационныхэлектрических станций мощностью до 240 МВт и выше и тепловых электрическихстанций мощностью 500 МВт и выше при приведенной зольности топлива не более 4%,при большой зольности коэффициент золоулавливания должен быть не менее 99,5%.
В качествезолоуловителей, как правило, применяют электрофильтры, мокрые золоуловители ибатарейные циклоны./>
5.2 Золоудаление
Система удаления искладирования золы и шлака на современных крупных электрических станций,называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс, включающийспециальное оборудование и устройства, а также многочисленные инженерныесооружения.
Ее назначением являетсяудаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителямипарогенераторов, транспортировка их за пределы электрической станции, часто назначительные расстояния (до 10 километров и более), и организации назолошлакоотвалах.
На действующихэлектрических станциях страны преобладает гидравлическое золоудаление.
Различают следующиесистемы гидравлического золоудаления:
— эжекторнымигидроаппаратами шлака, а золовую пульпу — центросовместный гидротранспорт шлакаи золы центробежными насосами,
— центробежными насосами,либо шлак и золу транспортируют по отдельным самотечным каналам.
Гидротранспорт золы ишлака по самотечным каналам или трубам является более простым, надежным иэкономичным, но его возможно осуществлять лишь в редких случаях, когда имеетсяблагоприятный рельеф местности, и золошлакоотвал располагается на значительноболее низком уровне, чем главное здание электрической станции.
6ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ
ОБОРУДОВАНИЯПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
1. Участки маслопроводов,расположенные у корпусов цилиндров турбины и их фундаментов, должны бытьзаключены в специальные короба из листовой стали. дно короба должно бытьвыполнено с уклоном для стока масла к специальной сбросной трубе достаточногосечения, направленной в бак слива масла. Короб при капитальных ремонтах долженпроверяться на плотность заполнением водой.
2. Маслопроводы,расположенные вне короба, должны быть отделены от горячих поверхностейметаллическими защитными экранами, а их фланцы заключены в специальные кожухисо сливом из них масла в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений должныохватывать фланцы, а также расположенные рядом сварные швы и участок трубыдлиной 100-120 мм от шва.
3. Запрещается прииспытании автомата безопасности находиться на площадке обслуживания турбинылицам, непосредственно не участвующим в испытании.
Проверка автоматабезопасности увеличением частоты вращения ротора должна производиться попрограмме испытаний, утвержденной главным инженером электростанции.
До испытания автоматабезопасности должен быть проведен инструктаж персонала, участвующего виспытаниях, с записью об этом в журнале инструктажей.
Испытанием долженнепосредственно руководить начальник цеха или его заместитель, наблюдающий зачастотой вращения ротора турбины по тахометру. Остальной персонал, участвующийв испытании, должен быть расставлен так, чтобы в нужный момент можно былобыстро отключить агрегат.
При наличии у главнойпаровой задвижки байпаса проверка автомата безопасности должна производитьсяпри закрытой задвижке через байпас.
4. Перед проверкойавтомата безопасности увеличением частоты вращения ротора должны бытьпроизведены его ручное выключение при номинальной частоте ращения и проверкапосадки стопорных и регулирующих клапанов. При неудовлетворительной посадкестопорного или регулирующего клапана проверять работу автомата безопасностиувеличением частоты вращения запрещается.
5. В случае, если припроверке автомата безопасности частота вращения ротора турбины повысилась донормального уровня, а автомат не сработал, турбина должна быть немедленноостановлена ручным выключателем. При отказе ручного выключателя турбина должнабыть остановлена быстрым закрытием регулирующих клапанов и главной паровойзадвижки (байпаса).
Повторное испытаниеавтомата безопасности с увеличением частоты вращения допускается в этом случаетолько после выявления и устранения дефектов.
6. Запрещается пусктурбины при дефектах в системе регулирования и парораспределения.
7. Остановленная наремонт турбина должна быть отключена от общих паропроводов в соответствии стребованиями Правил.
8. Заводскиеприспособления для подъема крышек цилиндров и роторов турбин перед началомпроизводства работ должны быть осмотрены. После ремонта приспособлений на нихдолжна быть указана дата технического освидетельствования.
9. Снимаемые с турбинытяжелые детали (ротор, крышка цилиндра) должны укладываться на козлы иподкладки, исключающие их соскальзывание, в соответствии с планом размещениядеталей с учетом требований Правил. Запрещается использовать для подкладки шпалы,пропитанные антисептиками.
10. При вскрытии иподъеме крышки цилиндра необходимо:
пользоваться для подъемаимеющимся приспособлением (например, балансиром);
отрывать верхнюю половинуцилиндра (крышки) от нижней с помощью отжимных болтов;
убеждаться, что передподъемом крышка тщательно застроплена;
поднимать крышку послетщательной выверки ее при установленных направляющих болтах (свечах) по командеответственного лица;
проверять при подъемеравномерность перемещения крышки относительно фланца разъема нижней половиныцилиндра. При проверке равномерности перемещения крышки, а также при ее подъемекласть руки на фланец разъема под поднимаемую крышку запрещается.
11. Разболчивание изатяжка гаек фланцевых соединений разъемов цилиндров турбин должны производитьсяпо инструкции завода-изготовителя турбин.
12. Если при подъемекрышки обнаружен перекос или заедание, крышка должна быть опущена и еекрепление к крюку вновь выверено путем подтягивания или ослабления тросов.Длина тросов должна регулироваться гайками или талрепами подъемногоприспособления.
13. При подъеме крышкицилиндра необходимо следить за тем, чтобы с нею не поднимались уплотнительныеобоймы, если они по конструкции не крепятся к крышке цилиндра и если неисключена возможность их падения от толчков при дальнейшем подъеме. В томслучае, если при незначительной высоте подъема крышки обоймы не могут бытьвыбиты ударами свинцовой кувалды по крышке, ее необходимо выставить наподкладки и закрепить обоймы за крышку.
14. В том случае, когдадиафрагмы конструктивно крепятся в крышке цилиндра и при незначительной высотеподъема обнаруживается обрыв шурупов, крепящих верхние половины диафрагмы,дальнейший подъем должен быть прекращен.
В этом случае крышкацилиндра должна быть приподнята только на высоту, необходимую для укреплениядиафрагмы, и установлена на выкладку. После укрепления диафрагмы могут бытьпродолжены подъем и транспортирование крышки цилиндра турбины.
15. Запрещается зачищатьи смазывать посадочные места диафрагм под поднятой диафрагмой, а также диафрагмна весу.
16. Запрещается шабритьнижнюю половину цилиндра турбины под подвешенной крышкой цилиндра. Эту работуследует производить при отведенной в безопасное место или выставленной наподкладки крышке цилиндра.
17. Перекантовку крышкицилиндра разрешается производить только под непосредственным руководствомруководителя работ. Перед кантовкой необходимо убедиться в отсутствии на крышкенезакрепленных деталей (гаек, болтов, заглушек, инструмента и т. п.).
18. Все отверстияпаропроводов и дренажей, присоединенных к цилиндру турбины, после его вскрытиядолжны быть сразу же закрыты деревянными пробками и крышками, а отверстиягорловины конденсатора заложены прочными деревянными щитами.
19. Электронагревателитипа ТЭН, применяемые для нагрева крепежных резьбовых соединений турбинвысокого давления, должны быть заземлены и иметь сопротивления изоляции междукорпусом нагревателя и токоведущими частями не менее 2 МОм. Работать сэлектронагревателем необходимо в резиновых диэлектрических перчатках.
К работе сэлектронагревателями допускается персонал, имеющий группу поэлектробезопасности не ниже III.
При работе сэлектронагревателем запрещается:
разбирать его, неотсоединив токоподводящий кабель от питающей сети;
изгибать илидеформировать защитную трубку корпуса нагревателя;
устанавливатьэлектронагреватель в отверстие шпильки с применением ударов или значительногоусилия;
нагревать шпильку сглухим центральным отверстием, длина которого меньше рабочей длиныэлектронагревателя;
переходить с одного резьбовогосоединения на другое с включенным электронагревателем;
производить разъемцанговых контактов токоведущих кабелей на работающем электронагревателе;
оставлять без надзораэлектронагреватель в рабочем состоянии.
20. При работе сэжекционным нагревателем крепежа цилиндра турбин многопламенная горелка должнаработать без хлопков и обратных ударов. Все соединения и каналы горелки,включая уплотнительные устройства, должны быть герметичными.
Перед началом работ сприменением эжекционного нагревателя все работы на проточной части турбиныдолжны быть прекращены и персонал удален. На месте работ должен иметьсялистовой асбест, огнетушитель и металлический лист для регулирования пламенигорелки.
Горелку эжекционногонагревателя следует зажигать от пламени в противне. Запрещается использоватьдля этой цели спички.
Запрещается при работе сэжекционным нагревателем стоять против пламени, а также работать в замасленныходежде и рукавицах.
21. При использовании дляпрогрева шпилек разъемов цилиндров турбины воздушных нагревателей ввод вотверстие шпильки штуцера для подачи горячего воздуха и удаление его посленагрева должны производиться при закрытом вентиле подачи воздуха. Работающиедолжны быть в рукавицах и защитных очках.
Прогрев шпилек открытымпламенем газовой горелки запрещается.
22. При разлопачиваниидефектных лопаток турбин с применением электросварки ротор должен бытьзаземлен. Вынимать дефектные лопатки турбины с помощью грузоподъемного краназапрещается.
23. При вскрытии изакрытии подшипников необходимо:
крышки и вкладышистропить стропами за ввернутые полностью (до отказа) рым-болты, плотноприлегающие к поверхности крышки;
при выкатывании нижнеговкладыша подшипника во время центровки по полумуфтам для небольшого подъемаротора использовать скобу, установленную на разъеме подшипника. Вывертыватьвкладыш следует с помощью ломика и рым-болтов. Браться за края вкладыша рукамизапрещается. Протирать расточку корпуса разрешается только после того, какбудут приняты меры против соскальзывания вкладыша. Менять прокладки подвкладышем опорного подшипника без надлежащего укрепления вкладыша запрещается.
24. При перезаливкевкладышей подшипников баббитом формы должны быть просушены.
Работу следует выполнятьв защитных очках, прорезиненном фартуке и рукавицах.
При обезжириваниивкладышей каустической содой и травлении их кислотой необходимо соблюдатьсоответствующие требования.
25. Выемку и установкуротора турбины следует производить специальным приспособлением. До началаподъема полумуфты соседних роторов должны быть раздвинуты настолько, чтобывыступ одной половины вышел из заточки другой.
Положение ротора приподъеме после натяжения краном тросов должно быть горизонтальным, чтоопределяется в начале подъема по одновременности отрыва шеек ротора отвкладышей, а после незначительного подъема – по уровню, устанавливаемому наодну из шеек вала.
При перекосах, заеданияхи задеваниях подъем ротора должен быть немедленно прекращен.
26. При разборкеустройств регулирования и защиты необходимо:
при разборкеавтоматического стопорного клапана отвернуть два диаметрально противоположныхболта на разъеме колонки, установить вместо них две удлиненные линейные шпилькис нарезкой по всей длине и только после этого отвертывать остальные болты,осторожно распуская пружину длинными шпильками с нарезкой;
вынимать дроссельныйклапан после строповки его за навернутую до отказа соединительную полумуфту;держать клапан за шток и края запрещается;
ослаблять пружиныцентробежного регулятора при его разборке равномерно с двух сторон.
27. При посадке деталейтурбин с натягом методом глубокого охлаждения необходимо надевать рукавицы иработать с помощью специальных приспособлений. При использовании жидкого азотадля охлаждения деталей следует учитывать возможность образования взрывоопаснойсмеси (жидкая азотно-кислородная смесь с содержанием более 30% кислорода).
Для предупрежденияобразования взрывоопасных смесей необходимо предварительно проводить тщательнуюочистку охлаждаемых деталей и ванны от масла и жировых загрязнений иосуществлять в процессе охлаждения контроль за повышением концентрациикислорода в азоте.
28. Прорезку и зачисткугребней у концевых или диафрагменных уплотнений, следует производить врукавицах.
29. Перед началомпроворачивания ротора турбины вручную (при центровке) необходимо встать ногамина горизонтальный разъем турбины или на площадку, установленную на уровнегоризонтального разъема. Проворачивание ротора вручную должно выполняться покоманде производителя работ или назначенного им лица из состава бригады.
Перед проворотом роторатурбины краном ремонтные работы на ее проточной части должны быть прекращены, аперсонал удален в безопасное место. При проворачивании ротора краном находитьсяв районе натягивающего троса запрещается. Наматывать трос следует равномерно,без набегов, избегая его защемления.
Палец, плотно вставляемыйв соединительную полумуфту, должен иметь бурт, упирающийся в нее, и выемку(канавку) для наброса петли стропа. Длина пальца должна быть не менее двухтолщин фланцев соединительной полумуфты.
30. Запрещается применятьременную передачу при балансировке роторов турбины на станке. Ротор двигателядолжен быть соединен с балансируемым ротором через подвижную муфту, легкорасцепляемую на ходу. Против мест крепления пробных грузов должны бытьустановлены оградительные щиты.
Во время балансировкироторов турбины на станке или в собственных подшипниках место балансировкидолжно быть ограждено.
31. Запрещаетсяпроизводить работы, связанные с заменой и ремонтом арматуры на маслопроводах ис разборкой деталей регулирования (за исключением замены манометров), приработающей турбине или работающем масляном насосе.
32. При проведенииремонтных работ на маслосистеме необходимо:
огневые работы выполнятьс учетом требований Правил;
участки маслопроводов, накоторых в период ремонта переварены сварные стыки фланцевых соединенийштуцеров, отводов и т.п., подвергать гидравлическому испытанию;
пролитое масло немедленноубирать;
при химической очисткемаслосистемы соблюдать требования Правил;
пропаривание трубмасляной системы и маслоохладителя производить насыщенным паром давлением невыше 0,6 МПа (6 кгс/см2) на специально оборудованной площадке;вентиль подачи пара устанавливать непосредственно у рабочего места; применениедля подвода пара резиновых шлангов запрещается;
работы внутри масляныхбаков производить только после очистки их от масла и шлама, пропаривания,вентиляции и с выполнением требований безопасности, предусмотренных Правилами.
33. Огневые работы нарасстоянии менее 10 м от участков газомасляной системы, содержащих водород,должны производиться по наряду с выполнением мер, обеспечивающих безопасностьработы (установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствиеводорода и т. п.).
Огневые работынепосредственно на корпусе генератора, трубопровода и аппаратах газомаслянойсистемы, заполненных водородом, запрещается.
Около генераторов иустройств газомасляной системы должны быть вывешены предупреждающие знакибезопасности «Осторожно! Опасность взрыва».
энергоблоктурбина экономичность подогреватель
ВЫВОД
В ходе проведенной работыбыл рассмотрен энергоблок с турбиной К-500-240 мощностью 500 МВт. Былиопределены его основные энергетические показатели, показатели турбоустановки иэнергоблока в целом, произведен выбор основного и вспомогательногооборудования. Результаты расчетов показали, что оборудование соответствуетсовременным требованиям по проектированию, сооружению и эксплуатации тепловыхэлектрических станций.
В технологической частибыл рассчитан подогреватель низкого давления по гидравлическому расчету, напрочность и его тепловой расчет. По данным понятно, что ПНД соответствуетсегодняшним нормам.
В специальной части былрассчитан подогреватель низкого давления смешивающего типа по тепловому игидравлическому расчету. По данным расчета понятно, что замена подогревателянизкого давления поверхностного типа на подогреватель низкого давлениясмешивающего типа повышает коэффициент полезного действия h/> иуменьшает расход топлива на станцию. Расчет показал, что подогреватель низкогодавления смешивающего типа соответствует нормам.
СПИСОКЛИТЕРАТУРЫ
1. Александров А.А.Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. – М.: МЭИ, 1999.
2. Маликов Е.А.Методические указания по оформлению пояснительной записки выпускной работы настепень бакалавра. – Волжский: Изд-во ВФ МЭИ (ТУ), 2001.
3. Маликов Е.А.Расчет ленточного конвейера. Методические указания. — Волжский, 2003.
4. Рихтер Л.А.,Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловыхэлектростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1995.
5. Рыжкин В.Я.Тепловые электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1987.
6. Шкловер Г.Г.,Мильман О.О. Исследования и расчет конденсационных устройств паровых турбин. –М.: Энергоатомиздат, 1995.
7. Щегляев А.В.Паровые турбины. – М.: Энергия, 1976.