Пояснительная записка ккурсовой работе
Исследование влиянияизменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 напоказатели тепловой экономичности
Введение
Интенсивноеразвитие теплоэнергетики, освоение новых типов схем и оборудования дляполучения и использования электрической и тепловой энергии, внедрение впрактику новых методов расчетов и конструирования, обновление нормативныхматериалов – все это требует углубленных знаний у современных специалистов.
Поэтому цельюкурсовой работы является расширение, углубление и закрепления знаний подисциплине и приобретение навыки их практического использования.
Даннаякурсовая работа по энергетическим установкам ставит следующие задачи:
· исследоватьвлияние изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 напоказатели тепловой экономичности;
· научитьсяразбираться в тепловых схемах современных ТЭС и АЭС;
· изучитьназначение, принцип действия и связи основного и вспомогательного оборудованияпаротурбинных энергоблоков;
· научитьсясоставлять и решать уравнения материальных и тепловых балансов элементовтепловых схем;
· научитьсяопределять показатели тепловой экономичности ТЭС и АЭС;
· приобрестинавыки выбора основного и вспомогательного оборудования
/>1. Описание тепловой схемы
Электрическаямощность энергоблока по заданию составляет 140 МВт. Прототипом при разработкетепловой схемы является установка ПТ-140–130 (Уральский ТМЗ).
Принципиальнаятепловая схема энергетического блока представлена на рисунке 1.
Теплофикационнаяпаровая турбина ПТ-140–130 одновальная, двухцилиндровая. Оба теплофикационныхотбора выполнены в средней части ЦНД и разделены промежуточным отсеком.Парораспределение ЦВД и ЦНД сопловое. Регулирование давления отопительныхотборов независимое и осуществляется с помощью поворотных диафрагм.Производственный отбор пара осуществляется из выходного патрубка ЦВД.
Регенеративнаясистема турбоустановки включает подогреватели, утилизирующие теплоту пара изуплотнений и эжекторов, четыре ПНД, деаэратор и три ПВД. Подогреватели низкогодавления питаются греющим паром из ЦНД турбины, а ПВД и деаэратор – из ЦВД.
Каждый изроторов валопровода лежит в двух опорных подшипниках. Задний подшипник ЦВД –комбинированный: диски первых шести ступеней откованы за одно с валом,остальные диски – насадные. Для уменьшения осевого усилия на валу в областипереднего концевого уплотнения ЦНД выполнен ступенчатый разгрузочный дискбольших размеров.
Корпус ЦНДимеет два технологических разъема. Передняя и средняя части – литые, задняя –сварная. Все диафрагмы установлены в обоймах, пространство между которымииспользовано для размещения патрубков отборов.
С учетомработы в области значительной влажности из-за отсутствия промежуточногоперегрева пара лопатки последней ступени выполнены умеренной длины, чтообеспечивает её надёжность против эрозийного износа.
Системарегулирования турбины выполнена электрогидравлической. Рассматриваемая турбинаимеет четыре регулируемых параметра (давление в трех отборах и электрическаямощность).
Системарегулирования обеспечивает все режимы, важные для турбины с отборами пара. Вчастности, турбина может работать как турбина с двумя отборами, если диафрагмаверхнего отопительного отбора открыта полностью, а соответствующий регулятордавления отключен. Полное закрытие диафрагмы ЧНД позволяет осуществить режимработы с противодавлением: при этом тепло пара, пропускаемого через ЧНД длявентиляции, используется для подогрева сетевой воды.
Электрическаячасть системы регулирования обеспечивает хорошее качество регулированиямощности и давления в отборах и ускоряет срабатывание системы защиты ваварийных ситуациях.
/>
Рисунок 1.1 –Принципиальная тепловая схема энергоблока ПТ-145–130/>
2. Расчетпринципиальной тепловой схемы блока в базовом режиме/> 2.1 Определениедавлений пара в отборах турбины
2.1.1 Подогрев питательной воды в тракте высокого давления (рис. 2.1)
/>/>
где /> — температуранасыщения при давлении в деаэраторе Рд=0,7 МПа;
/> — температура питательнойводы,/>;
/> (по заданию);
/>.
/>
Значение подогрева вкаждом подогревателе:
/>, где /> –число ПВД в схеме.
/>.
Подогрев основногоконденсата в тракте низкого давления (рис. 2.2).
/>
/>/>
где /> — температураосновного конденсата на входе в деаэратор;
/> — температураосновного конденсата на входе в группу ПВД.
/>,
здесь /> – недогрев воды досостояния насыщения в деаэраторе, принимаю />.
/>,
где /> — температура насыщенияпри давлении в конденсаторе Рк=0,003 МПа;
/> — подогрев основногоконденсата в охладителе эжекторов (ОЭ) />, принимаю />
/> — подогрев основногоконденсата в охладителе уплотнений (ОУ) />, принимаю />
/>
/>
Значение подогрева вкаждом подогревателе:
/>, где Z –число ПНД в схеме.
/>.
Температура питательной воды tпвjза каждым подогревателем
/> – температурапитательной воды за ПВД1;
/> — температура пит. водыза ПВД2.
Температура насыщенияв подогревателях высокого давления
/>
где /> – недогрев воды досостояния насыщения для ПВД />, принимаю/>.
/>
/>
/>
/>/>/>
Давление в подогревателях высокогодавления
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>
Давление пара в отборах турбины на ПВД
/>/>/>С учетомпотерь давление пара в отборе/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
Температураосновного конденсата (ок) tокjза каждым подогревателем
/> – температура ок заПНД5;
/> — температура ок за ПНД6;
/> — температура ок за ПНД7.
Температура насыщенияв подогревателях низкого давления
/>
где /> – недогрев воды досостояния насыщения для ПВД />,принимаю />.
/>
/>
/>
/>
Давление вподогревателях высокого давления
/>
/>
/>
/>
Давление парав отборах турбины на ПНД
/>/>/>С учетомпотерь давление пара в отборе/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>
Температурасетевой воды за сетевыми подогревателями
/>/>/>/>, где /> – недогрев воды до состояния насыщения в сетевыхподогревателях, принимаю />.
/>
/>
Значения давленияпара в отопительных отборах турбины
/>/>/>/>
/> 2.2 Процессрасширения пара в теплофикационной турбине с промышленным отбором
Таблица 2.1 –Значения КПД hoiцилиндров турбины типа ПТ-140–130
Относительный внутренний КПД hoiцилиндров ЦВД ЦНД 0,817 0,700
Определяемзначение энтальпии пара в точке 0:
/>
Определяемдавление пара в точке 0¢ за стопорным и регулирующим клапанами турбины поh-S диаграмме на пересечении энтальпии h0и давления Р0¢ меньше Р0навеличину потерь от дросселирования в стопорном (СК) и регулирующих (РК)клапанах (3¸5% от Р0):
Р0¢=(0,97¸0,95) ×Р0=0,95 ×13=12,35 МПа.
Определяемэнтальпии пара в теоретических точках ЦВД:
/>
/> (по Р0 и h0).
/>(по Р1 и S0).
/>(по Р2 и S0).
/>(по Р3 и S0).
Определяемэнтальпии пара в отборах ЦВД:
/>
/>
/>
/>
Определяем значениедавления пара в точке 3¢ с учетом потерь в производственном отборе 10¸15%:
Р3¢=(0,90¸0,85) ×Р3=0,9 ×1,5208=1,36872 МПа.
Определяемэнтальпии пара в теоретических точках ЦНД:
/> где />.
/>(по Р4 и Skt).
/>(по Р5 и Skt).
Определяемэнтальпии пара в отборах ЦНД:
/>
/>
/>
Определяемдавление пара в точке 5¢ с учетом потерь в отопительном отборе 30¸40%:
Р5¢=(0,60¸0,70) ×Р5=0,7 ×0,226=0,1582 МПа.
Определяемэнтальпии пара в теоретических точках ЦНД:
/> где />.
/>(по Р6 и Skt).
/>(по Р7 и Skt).
/>(по Рк и Skt).
Определяемэнтальпии пара в отборах ЦНД:
/>
/>
/>
/>
Определение действительноготеплоперепада турбины
Теоретическийтеплоперепад ЦВД
/>
Действительныйтеплоперепад ЦВД
/>
Теоретическийтеплоперепад ЦНД
/>
Действительныйтеплоперепад ЦНД
/>
Действительныйтеплоперепад турбины
/>2.3 Составление сводной таблицы параметров пара и воды
Значениядавлений пара в отборах турбины определены в п. 2.1.
Значенияэнтальпий пара в отборах турбины определены в процессе построения процессарасширения пара в турбине в hs-диаграмме в п. 2.2.
Значения давлений пара в подогревателях определены в п. 2.1.
Значения температуры дренажа греющего пара определены в п. 2.1.как значения температуры насыщения в подогревателях.
Значения энтальпий дренажа греющего пара определяются по программеН2О
/>/>/>/>, где /> – температура насыщения.
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>
/>
/>
/>
Значениятемпературы питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определены в п. 2.1.
/>/>/>Давлениепитательной воды />МПа;
/>/>/>Давлениеосновного конденсата />МПа,/>/>/>/> принимаю/> МПа.
/>/>/>Давлениесетевой воды />МПа, принимаю />МПа.
/>/>/>Значенияэнтальпий питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определяются попрограмме Н2О
/>/>/>/>.
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>
Удельная работа отборов
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>
Коэффициент недовыработки мощности паром
/>/>/>/>.
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
Таблица 2.2.– Параметры пара, воды и конденсатаТочка процесса в турбине
Элемен-
ты тепловой
схемы
Пар в турбине
(отборе)
Пар в
подог-ревателе
Дренаж
греющего
пара Питательная, сетевая вода, основной конденсат Удельная работа отбора
Коэф.
недовы-работки
Ротб
hотб
Рп
tн h'
tпв
Рпв
hпв, ок, св
hj
yj МПа кДж/кг МПа °С кДж/кг °С МПа кДж/кг кДж/кг - - 13 3471,39 0' - 12,35 3471,39 1 П1 4,1747 3195,83 3,9759 250 1085,69 245 19,5 1063,18 275,56 0,7564 2 П2 2,5937 3094,32 2,4702 223,32 959,03 218,32 19,5 941,5 377,07 0,667 3 П3 1,5208 2992,718 1,4484 196,64 837,28 191,64 19,5 823,51 478,672 0,577 3 Д 1,5208 2992,718 1,4484 164,95 697,13 164,95 0,7 697,13 478,672 0,577 4 П4 0,541 2849,996 0,515 152,95 645,00 149,95 1,1 632,42 621,394 0,451 5 П5 0,226 2738,668 0,215 122,483 514,34 119,483 1,1 502,22 732,722 0,352 6 П6 0,0795 2655,733 0,0757 92,015 385,45 89,015 1,1 373,63 815,657 0,279 7 П7 0,0225 2521,123 0,0214 61,5478 257,63 58,5478 1,1 245,99 950,267 0,1598 к' К 0,0032 2340,327 0,003 24,08 100,99 24,08 0,003 100,99 1131,063 5 ПСВ1 0,226 2738,668 0,215 122,483 514,34 112,483 1,5 472,85 732,722 0,352 6 ПСВ2 0,0795 2655,733 0,0757 92,015 385,45 82,015 1,5 344,55 815,657 0,279 2.4 Расчет схем отпуска теплоты
/>
Рисунок 2.4 –Расчетная схема отпуска теплоты с ПВК
Разобьем Qот по ступеням подогревасетевой воды QСП и QПВК учитывая, что тепловая нагрузка любого подогревателя припостоянной теплоемкости воды Ср пропорциональна нагреву воды в нем.Тогда:
/>,
где tпс, tос – температуры прямой навходе в теплосеть и обратной на выходе сетевой воды, которые определяются изтемпературного графика теплосети; tПСВ1, tПСВ2 – температура сетевойводы за ПСВ1 и ПСВ2 соответственно;
Gсв – расход сетевой воды вкг/с;
Ср – средняя изобарнаятеплоемкость воды.
tпс=150°С;
tос=70°С;
tПСВ1=112,48°С;
tПСВ1=82,015°С;
Ср=4.22¸4.24 кДж/(кг×°С); принимаю: Ср=4,22кДж/(кг×°С);
Qот=100 МВт – тепловаянагрузка.
Расходсетевой воды
/>
Тепловаянагрузка
ПСВ1: />кВт;
ПСВ2: />кВт;
ПВК: />кВт.
Расходгреющего пара из отборов на ПСВ1 и ПСВ2 определяются из уравнений тепловых балансов:
/>
Где GПСВ1, GПСВ2 – расходы греющего парасоответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
– энтальпиигреющего пара из отборов соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
– энтальпиидренажа греющего пара соответственно из ПСВ1 и ПСВ2;
hп =0,98 – КПД сетевых подогревателей.
/>
/>2.5 Предварительная оценка расхода пара на турбину
/>,
где Nэ=140 МВт – заданнаяэлектрическая мощность;
Hi – действительныйтеплоперепад турбины, кДж/кг;
hм, hг – КПД механический и генератора (принимаюhм=0,98, hг =0,98);
kр– коэффициентрегенерации, он зависит от многих факторов и находится в пределах от 1,15 до1,4 (принимаю kр=1,21);
GПСВ1,GПСВ2 – расходы греющего парасоответственно на ПСВ1 и ПСВ2;
GП – расход пара изпроизводственного отбора;
Yj – коэффициентынедовыработки мощности отборов.
/>2.6 Расчет вспомогательных элементов тепловой схемы
Врассматриваемой схеме, вспомогательными элементами являются охладителиэжекторов и уплотнений.
Охладителиэжекторов (ОЭ) и уплотнений (ОУ)
Служат дляконденсации пара из эжекторов и уплотнений турбины, при этом проходящий черезних основной конденсат/> подогревается.
В расчетенужно учесть подогрев основного конденсата. С учетом этого подогреватемпература основного конденсата после ОЭ и ОУ запишется следующим образом
/>
где/> – температура насыщения вконденсаторе (по табл. 2.2);
/>– подогрев основногоконденсата в ОЭ, принимаю />;
/>– подогрев основногоконденсата в ОУ, примем />;
/>
Энтальпияосновного конденсата при этой температуре равна
/>
Температура добавочной воды />, энтальпия добавочной воды />2.7 Составлениеобщих уравнений материального баланса
Материальные балансы по пару
Относительный расход пара на турбину
/>,
где />т. к. РОУв схеме отсутствует.
Относительный расход пара из парогенератора
/>
где /> – относительныйрасход утечек, принимается 0,005÷0,012, принимаю />;
/> – относительныйрасход пара из уплотнений турбины, принимается
0,002¸0,003, принимаю />.
Материальные балансы по воде
Относительный расход питательной воды
/>,
где /> – относительный расход изпарогенератора;
/> – относительныйрасход продувочной воды, принимаю/>, т. к.котел прямоточный.
Материальный баланс добавочной воды
/>,
где /> – внешние потери. Здесь /> – расход пара из производственного отбора, /> — возврат конденсата(принят 70%);
/> — внутренние потери;
/>.
2.8 Составление и решение уравнений материального и тепловогобалансов подогревателей высокого давления регенеративной системы
ПВД 1
/>
Рисунок 2.5.– Расчетная схема ПВД 1
Уравнениетеплового баланса для ПВД 1:
/>,
где /> — относительный расход парана ПВД 1;
/> — энтальпия греющего пара из отбора наПВД1;
/> — энтальпия дренажа греющего пара;
/> – относительный расходпитательной воды;
/> — энтальпия питательной воды на выходе изПВД1;
/> — энтальпия питательной воды на выходе изПВД2;
/> – КПД поверхностногоподогревателя.
/>.
/>
ПВД 2
/>
Рисунок 2.6.– Расчетная схема ПВД 2
Уравнениетеплового баланса для ПВД 2:
/>,
где /> — относительный расход парана ПВД 2;
/> — энтальпия греющего пара из отбора на ПВД2;
/> — энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 1;
/> — энтальпия дренажа греющего пара из ПВД2;
/> – относительный расходпитательной воды;
/> – относительный расходдренажа из ПВД 1;
/> — энтальпия питательной воды на выходе изПВД 2;
/> — энтальпия питательной воды на выходе изПВД 3;
/> – КПД поверхностногоподогревателя.
/>
/>
ПВД 3
/>
Рисунок 2.7.– Расчетная схема ПВД 3
Уравнениетеплового баланса для ПВД 3:
/>,
где /> — относительный расход парана ПВД 3;
/> — энтальпия греющего пара из отбора на ПВД3;
/> — энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 2;
/> — энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;
/> – относительный расходпитательной воды;
/> – относительный расход дренажаиз ПВД 2;
/> — энтальпия питательной воды на выходе изПВД 3;
/>. Здесь
/> – энтальпия воды всостоянии насыщения при давлении в деаэраторе Рд,
/> – подогрев воды в питательном насосе, здесь /> – удельный объем воды придавлении Рд.
/>
/> 2.9 Расчет деаэратора
/>
Рисунок 2.8 –Расчетная схема деаэратора
Составляемсистему уравнений материального и теплового балансов
/>
Где /> – относительный расходпитательной воды;
/> — относительныйрасход пара из уплотнений турбины, принимается
0,02¸0,04, принимаю />;
/> – относительныйрасход дренажа из ПВД 3;
/> — относительныйрасход пара на деаэратор;
/> — относительныйрасход добавочной воды;
/> — относительныйвозврат конденсата;
/> — относительныйрасход основного конденсата в деаэратор;
/> — энтальпия воды всостоянии насыщения при давлении Рд;
/> – энтальпия пара всостоянии насыщения при давлении Рд;
/> — энтальпия дренажагреющего пара из ПВД 3;
/> — энтальпия греющегопара из отбора на деаэратор;
/> (см. п. 2.6.1).
/>. Здесь /> – температуравозвращаемого конденсата, принимаю />;
/> – энтальпия греющего пара на входе вдеаэратор;
/> – КПД смешивающегоподогревателя, принимаю />.
Решая систему:
/>
с помощью программы MathCad получаем:
/>;
/>2.10 Составление и решение уравнений материального и тепловогобалансов подогревателей низкого давления регенеративной системы
/>
Рисунок 2.9 –Расчетная схема группы ПНД
Составляемсистему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД всоответствии с расчетной схемой
/>
Где /> — энтальпия пара из отборана ПНД 4;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 5;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 6;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 7;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 4;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 5;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 6;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 7;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 4;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 5;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 6;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 7;
/> — энтальпия основного конденсата на входев группу ПНД;
/> — относительный расход основногоконденсата в деаэратор;
/> — относительный расход пара на ПСВ1;
/> — относительный расход пара на ПСВ2.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
/>2.11 Проверка материального баланса рабочеготела в схеме
Относительные расходы пара из отборов:
α1=0,0596 –относительный расход пара в ПВД 1;
α2=0,05358 –относительный расход пара в ПВД 2;
α3=0,0442 –относительный расход пара в ПВД 3;
α3д=0,0575 –относительный расход пара в деаэратор;
/> – относительныйрасход пара из производственного отбора;
α4=0,0405 –относительный расход пара в ПНД 4;
α5=0,02819 –относительный расход пара в ПНД 5;
αПСВ1=0,09487 –относительный расход пара в ПСВ1;
α6=0,02647 –относительный расход пара в ПНД 6;
αПСВ2=0,0359 –относительный расход пара в ПСВ2;
α7=0,026699 –относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
/>
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
/>.
Относительная ошибка
/>. Расчет произведенверно.2.12 Определение расхода пара на турбину
/>
где Nэ– заданная электрическая мощность;
Hi – действительныйтеплоперепад турбины;
/> — механический КПД,принят />;
/> — КПД электрогенератора,принят />;
/>
/>
Относительная ошибка
/>. Расчет произведенверно. 2.13 Проверка мощности
/>, МВт,
где G0–расход пара на турбину;
Hi – действительныйтеплоперепад турбины;
/> – расход пара вконденсатор;
/> — механический КПД,принят />;
/> — КПД электрогенератора,принят />;
/>
/>
Относительная ошибка
/>. Расчет произведенверно.
3. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в базовомрежиме
3.1Тепловая нагрузка ПГУ
/> кВт.
3.2 Полнаятепловая нагрузка ТУ
/>
3.3 Тепловаянагрузка ТУ на отопление
/>кВт.
3.4Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
/>
3.5Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
/>кВт.
3.6 КПД ТУпо производству электроэнергии
/>.
3.7 КПДтрубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
/>.
3.8 КПДблока по отпуску электроэнергии
/>,
где /> — КПД ПГУ, принимаю /> — для ТЭС на твердомтопливе;
/> — удельныйрасход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС натвердом топливе kсн=0,040¸0,090,принимаю kсн=0,05.
3.9 Удельный расход условного топлива на выработкуэлектроэнергии
/>
3.10 КПД блока по отпуску теплоты
/>.
3.11 Удельный расход условноготоплива на выработку теплоты
/>
4. Расчет регенеративной системы второго режима
Во втором расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подаетсяв конденсатор. В этом случае расчет схемы целесообразно начать с расчетадеаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. дляпервого и второго режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока приработе во втором режиме приведена на рисунке 4.2. 4.1 Расчет деаэратора
/>
Рисунок 4.1.– Расчетная схема деаэратора
Составляемсистему уравнений материального и теплового балансов
/>
Где /> – относительный расходпитательной воды;
/> — относительныйрасход пара из уплотнений турбины, принят />;
/> – относительныйрасход дренажа из ПВД 3;
/> — относительныйрасход пара на деаэратор;
/> — относительныйвозврат конденсата;
/> — относительный расходосновного конденсата в деаэратор;
/> — энтальпия воды всостоянии насыщения при давлении Рд;
/> – энтальпия пара всостоянии насыщения при давлении Рд;
/> — энтальпия дренажагреющего пара из ПВД 3;
/> — энтальпия греющегопара из отбора на деаэратор;
/>. Здесь /> – температуравозвращаемого конденсата, принимаю />;
/> – энтальпия греющего пара на входе вдеаэратор;
/> – КПД смешивающегоподогревателя, принимаю />.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
/>;
/>
/>
Рисунок 4.2 –Принципиальная тепловая схема энергоблока при работе во втором расчетном режиме 4.2 Составлениеи решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкогодавления регенеративной системы
/>
Рисунок 4.3 –Расчетная схема группы ПНД
Составляемсистему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД всоответствии с расчетной схемой
/>
Где /> — энтальпия пара из отборана ПНД 4;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 5;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 6;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 7;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 4;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 5;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 6;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 7;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 4;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 5;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 6;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 7;
/> — энтальпия основного конденсата на входев группу ПНД;
/> — относительный расход основногоконденсата в деаэратор;
/> — относительный расход пара на ПСВ1;
/> — относительный расход пара на ПСВ2.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
/>4.3 Проверка материального баланса рабочеготела в схеме
Относительные расходы пара из отборов:
α1=0,0596 –относительный расход пара в ПВД 1;
α2=0,05358 –относительный расход пара в ПВД 2;
α3=0,0442 –относительный расход пара в ПВД 3;
α3д=0,0475678 –относительный расход пара в деаэратор;
/> –
относительный расход пара из производственного отбора;
α4=0,0438289 –относительный расход пара в ПНД 4;
α5=0,0309285 –относительный расход пара в ПНД 5;
αПСВ1=0,09487 –относительный расход пара в ПСВ1;
α6=0,0291914 –относительный расход пара в ПНД 6;
αПСВ2=0,0359 –относительный расход пара в ПСВ2;
α7=0,02943836 –относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
/>
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
/>.
Относительная ошибка
/>. Расчет произведенверно.4.4 Определение расхода пара на турбину
/>
где Nэ– заданная электрическая мощность;
Hi – действительныйтеплоперепад турбины;
/> — механический КПД,принят />;
/> — КПД электрогенератора,принят />;
/>
/>
Относительная ошибка
/>. Расчет произведенверно.4.5 Проверка мощности
/>, МВт,
где G0–расход пара на турбину;
Hi – действительный теплоперепадтурбины;
/> – расход пара вконденсатор;
/> — механический КПД,принят />;
/> — КПД электрогенератора,принят />;
/>
/>
Относительная ошибка
/>. Расчет произведенверно.
5. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе вовтором расчетном режиме
5.1Тепловая нагрузка ПГУ
/> кВт.
5.2 Полнаятепловая нагрузка ТУ
/>
5.3Тепловая нагрузка ТУ на отопление
/>кВт.
5.4 Тепловаянагрузка ТУ на паровых потребителей
/>
5.5Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
/>кВт.
5.6 КПД ТУпо производству электроэнергии
/>.
5.7 КПДтрубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
/>.
5.8 КПДблока по отпуску электроэнергии
/>,
где /> — КПД ПГУ, принимаю /> — для ТЭС на твердомтопливе;
/> — удельныйрасход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС натвердом топливе kсн=0,040¸0,090,принимаю kсн=0,05.
5.9 Удельный расход условного топлива на выработкуэлектроэнергии
/>
5.10 КПД блока по отпуску теплоты
/>.
5.11 Удельный расход условноготоплива на выработку теплоты
/>
6. Расчет регенеративной системы третьего режима
В третьем расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подаетсяв конденсатор, возврат конденсата равен 0%. В этом случае необходимо уточнитьматериальный баланс добавочной воды и начать расчет схемы с расчета деаэратора,т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. (за исключением п. 2.7.3)для первого и третьего режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блокапри работе в третьем расчетном режиме соответствует схеме при работе во второмрасчетном режиме и приведена на рисунке 4.2.6.1 Материальный баланс добавочной воды
/>,
где /> – внешние потери. Здесь /> – расход пара из производственного отбора,
/> — возврат конденсата(принят 0%);
/> — внутренние потери;
/>.6.2 Расчетдеаэратора
/>
Рисунок 6.1.– Расчетная схема деаэратора
Составляемсистему уравнений материального и теплового балансов
/>
Где /> – относительный расходпитательной воды;
/> — относительныйрасход пара из уплотнений турбины, принят />;
/> – относительныйрасход дренажа из ПВД 3;
/> — относительныйрасход пара на деаэратор;
/> — относительныйрасход основного конденсата в деаэратор;
/> — энтальпия воды всостоянии насыщения при давлении Рд;
/> – энтальпия пара всостоянии насыщения при давлении Рд;
/> — энтальпия дренажагреющего пара из ПВД 3;
/> — энтальпия греющегопара из отбора на деаэратор;
/> – энтальпия греющего пара на входе вдеаэратор;
/> – КПД смешивающегоподогревателя, принимаю />.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
/>;
/>
6.3 Составлениеи решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкогодавления регенеративной системы
/>
Рисунок 6.2 –Расчетная схема группы ПНД
Составляемсистему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД всоответствии с расчетной схемой
/>
Где /> — энтальпия пара из отборана ПНД 4;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 5;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 6;
/> — энтальпия пара из отбора на ПНД 7;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 4;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 5;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 6;
/> — энтальпия дренажа из ПНД 7;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 4;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 5;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 6;
/> — энтальпия основного конденсата на выходеиз ПНД 7;
/> — энтальпия основного конденсата на входев группу ПНД;
/> — относительный расход основногоконденсата в деаэратор;
/> — относительный расход пара на ПСВ1;
/> — относительный расход пара на ПСВ2.
Решая систему с помощью программы MathCad получаем:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
/>6.4 Проверка материального баланса рабочеготела в схеме
Относительные расходы пара из отборов:
α1=0,0596 –относительный расход пара в ПВД 1;
α2=0,05358 –относительный расход пара в ПВД 2;
α3=0,0442 –относительный расход пара в ПВД 3;
α3д=0,035427 –относительный расход пара в деаэратор;
/> – относительныйрасход пара из производственного отбора;
α4=0,04959 –относительный расход пара в ПНД 4;
α5=0,035647 –относительный расход пара в ПНД 5;
αПСВ1=0,09487 –относительный расход пара в ПСВ1;
α6=0,033866 – относительныйрасход пара в ПНД 6;
αПСВ2=0,0359 –относительный расход пара в ПСВ2;
α7=0,034153 –относительный расход пара в ПНД 7.
Относительный расход пара в конденсатор
/>
С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как
/>.
Относительная ошибка
/>. Расчет произведенверно.6.5 Определение расхода пара на турбину
/>,
где Nэ– заданная электрическая мощность;
Hi – действительныйтеплоперепад турбины;
/> — механический КПД,принят />;
/> — КПД электрогенератора,принят />;
/>
/>
Относительная ошибка
/>.
Расчет произведен верно.6.6 Проверка мощности
/>, МВт,
где G0–расход пара на турбину;
Hi – действительныйтеплоперепад турбины;
/> – расход пара вконденсатор;
/> — механический КПД, принят/>;
/> — КПД электрогенератора,принят />;
/>
/>
Относительная ошибка
/>.
Расчет произведен верно.
7. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в третьемрасчетном режиме
7.1Тепловая нагрузка ПГУ
/> кВт.
7.2 Полнаятепловая нагрузка ТУ
/>
7.3Тепловая нагрузка ТУ на отопление
/>кВт.
7.4Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей
/>
7.5Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии
/>кВт.
7.6 КПД ТУпо производству электроэнергии
/>.
7.7 КПДтрубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ
/>.
7.8 КПДблока по отпуску электроэнергии
/>,
где /> — КПД ПГУ, принимаю /> — для ТЭС на твердомтопливе;
/> — удельныйрасход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС натвердом топливе kсн=0,040¸0,090,принимаю kсн=0,05.
7.9 Удельный расход условного топлива на выработкуэлектроэнергии
/>
7.10 КПД блока по отпуску теплоты
/>.
7.11 Удельный расход условноготоплива на выработку теплоты
/>
8. Анализ результатов, полученных врезультате расчета трех режимов работы энергоблока
Сведем данные, полученные ранее в таблицу.
Таблица 8.1 – Показатели тепловой экономичности энергоблока при работе втрех режимахНаименование показателя Базовый режим Второй режим Третий режим
Расход пара на турбину, G, /> 182,117 181,605 181,428
Расчетная электрическая мощность, N'э, МВт 139.997 140,01428 140,01339
Тепловая нагрузка ПГУ, Qпг, кВт 444277,468 443028,436 442596,64
Полная тепловая нагрузка ТУ,
Qту, кВт 439459,73 438224,238 423426,634
Тепловая нагрузка ТУ на отопление, Qт, кВт 54183,67 54183,67 54183,67
Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, Qп, кВт 61105,38 61105,38 63710,874
Тепловая нагрузка ТУ по производству э/э, />, кВт 324170,68 322935,188 305532,09
КПД ТУ по производству э/э, /> 0,43187 0,4335 0,458217
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с турбиной, /> 0,989 0,989 0,957
КПД блока по отпуску э/э, /> 0,353 0,3543 0,37455
Удельный расход условного топлива по отпуску э/э, />, /> 348,44 347,118 328,394
КПД блока по отпуску теплоты, /> 0,84322 0,84322 0,816
Удельный расход условного топлива по отпуску теплоты, />, /> 40,44 40,44 41,792
Для наглядного обоснования выбора более экономичного варианта вычислимполный КПД энергоблока для каждого режима.
Полный КПД энергоблока
/>
где /> – электрическая мощность, кВт,
/> –тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, кВт (см. таб. 8.1),
/> – тепловая нагрузка ТУ теплофикационных отборов ТУ, кВт (см. таб. 8.1),
/> – полный расходусловного топлива, кг/с, здесь /> – расходусловного топлива по отпуску теплоты, />-расход условного топлива по отпуску электроэнергии, /> — расход условного топливана ПВК, где /> – тепловая нагрузка на ПВК(см. п. 2.4.3).
/> — низшая теплота сгорания условноготоплива.
1 вариант
Расходусловного топлива на выработку электроэнергии
/>
Расходусловного топлива на выработку теплоты
/>
Расход условноготоплива на ПВК
/>
/>
2 вариант
Расходусловного топлива на выработку электроэнергии
/>
Расходусловного топлива на выработку теплоты
/>
Расход условноготоплива на ПВК
/>
/>
3 вариант
Расходусловного топлива на выработку электроэнергии
/>
Расходусловного топлива на выработку теплоты
/>
Расходусловного топлива на ПВК
/>
/>
Вывод: КПД энергоблока при работе в третьем расчетном режиме превышаетКПД энергоблока при работе в базовом и втором расчетном режимах. При работеэнергоблока в базовом режиме добавочная вода подавалась в схему в деаэратор.При этом температура воды в деаэраторе />, энтальпия воды вдеаэраторе />, а температура иэнтальпия добавочной воды />/> соотвтественно. То есть добавочная вода «охлаждает» воду вдеаэраторе, кроме того, для подогрева её в деаэраторе требуется дополнительныйрасход пара из отбора турбины. Во втором и третьем расчетном режимах добавочнаявода подается в конденсатор, при этом температура основного конденсата в этомтеплообменнике составляет />, энтальпия основного конденсата /> При подаче добавочнойводы в конденсатор её подогрев осуществляется за счет низкопотенциального теплаи не требует затрат тепла пара из отборов турбины с высоким давлением.
Однако самыйбольшой КПД получен при расчете третьего режима, который отличается от второготем, что в этом режиме возврат конденсата принят 0%, что впервую очередь повлияло на величину/>. В силу отрицательнойзависимости значения полной тепловой нагрузки ТУ от значения /> первоезначительно уменьшилось относительно первых двух расчетных режимов. Кроме того,тепловая нагрузка на паровых потребителей />втретьем расчетном режиме оказалась выше, чем в первых двух режимах. Такимобразом, значение тепловой нагрузки турбоустановки по производствуэлектроэнергии в третьем режиме получилось значительно меньше относительнопервых двух, что при незначительных изменениях расчетной электрической мощностиповлияло на значение КПД.
9. Выбор оборудования пароводяного тракта 9.1 Выбор насосов
9.1.1Сетевой насос
Максимальнаяподача
/>
где Gсв=296,21кг/с – расход сетевой воды;
/>
υпс=f(Рсв;tпс)=0,0010898 м3/кг – удельный объемпрямой сетевой воды;
υос=f(Рсв;tпс)=0,0010221 м3/кг – удельный объемобратной сетевой воды;
/>
/>
где Рсв=1,5МПа – давление сетевой воды;
ρв=1000 кг/м3 –плотность воды;
g=9,8 м2/с– ускорение свободного падения;
/>
Выбираем насостипа СЭ2500–180 [2, таб. 5.6]. Характеристики насоса: подача /> напор /> Схема включения – одинрабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.
9.1.2Конденсатный насос
Максимальнаяподача
/>
где υ=f(Ркн;tк)=0,001 м3/кг – удельный объем;
/> – расход основного конденсата;
/>
/>
где Рок=1,1МПа – давление основного конденсата;
Рк=0,003 МПа – давление вконденсаторе;
ρв=1000 кг/м3 –плотность воды;
g=9,8 м2/с– ускорение свободного падения;
/>
Выбираемнасос типа КсВ500–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса:
подача /> напор /> Схема включения – одинрабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.
9.1.3Питательный насос
Максимальнаяподача
/>
где υ=f(Рпн;tд)=0,0011 м3/кг – удельный объем,
здесь /> – напор, развиваемый питательнымнасосом;
/> – расход питательной воды;
/>
Напор
/>
где Рпв=19,5МПа – давление питательной воды;
Рд=0,7 МПа – давление в деаэраторе;
ρв=1000 кг/м3 –плотность воды;
g=9,8 м2/с– ускорение свободного падения;
/>
Выбираемнасос типа ПЭ-780–200 [2, таб. 5.4]. Характеристики насоса:
подача /> напор /> Схема включения – одинрабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.
9.1.4Дренажный насос для ПСВ 1
Максимальнаяподача
/>
где /> – расход дренажа из ПСВ 1;
υ=f(РПСВ1;tsПСВ1)=0,001 м3/кг – удельныйобъем;
/>
Напор
/>
где Рок=1,1МПа – давление в линии основного конденсата;
РПСВ1=0,215 МПа – давление вПСВ 1;
ρв=1000 кг/м3 –плотность воды;
g=9,8 м2/с– ускорение свободного падения;
/>
Выбираемнасос типа Кс80–155 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача /> напор /> Схема включения безрезерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.
9.1.5Дренажный насос для ПСВ 2
Максимальнаяподача
/>
где /> – расход дренажа из ПСВ 2;
υ=f(РПСВ2;tsПСВ2)=0,001 м3/кг – удельныйобъем;
/>
Напор
/>
где Рок=1,1МПа – давление в линии основного конденсата;
РПСВ2=0,0757 МПа – давление вПСВ 2;
ρв=1000 кг/м3 –плотность воды;
g=9,8 м2/с– ускорение свободного падения;
/>
Выбираемнасос типа Кс32–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача /> напор /> Схема включения безрезерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.
9.1.6Дренажный насос для ПНД 5
Максимальнаяподача
/>
где /> – расход дренажа из ПНД 5;
υ=f(РП5;h'П5)=0,0010626 м3/кг– удельный объем,
здесь h'П5 – энтальпия насыщения в ПНД5,
РП5=0,215 МПа – давление вПНД 5;
/>
/>
где Рок=1,1МПа – давление в линии основного конденсата;
ρв=1000 кг/м3 –плотность воды;
g=9,8 м2/с– ускорение свободного падения;
/>
Выбираемнасос типа Кс80–155 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача /> напор /> Схема включения безрезерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.
9.1.7Дренажный насос для ПНД 6
Максимальнаяподача
/>
где /> – расход дренажа из ПНД 6;
υ=f(РП6;h'П6)=0,0010785 м3/кг– удельный объем,
здесь h'П6 – энтальпия насыщения в ПНД6,
РП6=0,0757 МПа – давление вПНД 6;
/>
Напор
/>
где Рок=1,1МПа – давление в линии основного конденсата;
ρв=1000 кг/м3 –плотность воды;
g=9,8 м2/с– ускорение свободного падения;
/>
Выбираемнасос типа Кс32–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса:
подача /> напор /> Схема включения безрезерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.9.2 Выбор деаэратора
Давление вдеаэраторе Рд=0,7 МПа; температура насыщения tд=164,95 °С;
Номинальнаяпроизводительность
/>
Выбираем деаэрационнуюколонку типа КДП-1000А [2, таб. 3.25]
схарактеристиками: номинальная производительность 277,8 кг/с, рабочее давление0,76 МПа, рабочая температура 164,19 °С, объем 17 м3.
Емкость бакадеаэратора должна обеспечивать 15% запаса ПВ на 3,5 минуты: />,
Выбираемдеаэраторный бак типа БДП-120–2А [2, таб. 3.26] объемом 150 м3.
9.3 Выбор подогревателей
9.3.1 ПВД1
Расходпитательной воды />
Поверхностьтеплообмена
/>
где /> — расход пара;
h1=3195,83 кДж/кг –энтальпия пара первого отбора;
h'1=1085,69 кДж/кг –энтальпия дренажа из ПВД 1;
k – коэффициенттеплопередачи;
/> – средний температурный напор, здесь />, />.
/>
Выбираемподогреватель ПВ-775–265–45 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадьтеплообмена 775 м2, максимальная температура пара 405°С;номинальный расход воды 194,4 кг/с.
9.3.2 ПВД2
Расходпитательной воды />
Поверхностьтеплообмена
/>
где /> — расход пара;
h2=3094,32 кДж/кг –энтальпия пара второго отбора;
h'2=959,03 кДж/кг –энтальпия дренажа из ПВД 2;
k – коэффициенттеплопередачи;
/> – средний температурный напор, здесь />, />.
/>
Выбираемподогреватель ПВ-760–230–14–1 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадьтеплообмена 676 м2, максимальная температура пара 350 °С;номинальный расход воды 236,1 кг/с.
9.3.3 ПВД3
Расходпитательной воды />
Поверхностьтеплообмена
/>
где /> — расход пара;
h3=2992,718 кДж/кг –энтальпия пара третьего отбора;
h'3=837,28 кДж/кг –энтальпия дренажа из ПВД 3;
k – коэффициенттеплопередачи;
/> – средний температурный напор, здесь />, />.
/>
Выбираемподогреватель ПВ-760–230–14–1 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадьтеплообмена 676 м2, максимальная температура пара 350°С;номинальный расход воды 236,1 кг/с.
9.3.4 ПНД4
Расход основногоконденсата />
Поверхностьтеплообмена
/>
где /> — расход пара;
h4=2849,996 кДж/кг –энтальпия пара четвертого отбора;
h'4=645,00 кДж/кг –энтальпия дренажа из ПНД 4;
k – коэффициенттеплопередачи;
/> – средний температурный напор, здесь />, />.
/>
Выбираемподогреватель ПН-550–25–1-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадьтеплообмена 580 м2, максимальная температура пара 285°С;номинальный расход воды 216,7 кг/с.
9.3.5 ПНД5
Расходосновного конденсата />
Поверхностьтеплообмена
/>
где /> – расход пара;
h5=2738,668 кДж/кг –энтальпия пара пятого отбора;
h'5=514,34 кДж/кг –энтальпия дренажа из ПНД 5;
k – коэффициенттеплопередачи;
/> – средний температурный напор, здесь />, />.
/>
Выбираемподогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадьтеплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400 °С;номинальный расход воды 208,3 кг/с.
9.3.6 ПНД6
Расходосновного конденсата />
Поверхностьтеплообмена
/>
где /> – расход пара;
h6=2655,733 кДж/кг –энтальпия пара шестого отбора;
h'6=385,45 кДж/кг –энтальпия дренажа из ПНД 6;
k – коэффициенттеплопередачи;
/> – средний температурный напор, здесь />, />.
/>
Выбираемподогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадьтеплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400°С;номинальный расход воды 208,3 кг/с.
9.3.7 ПНД7
Расходосновного конденсата />
Поверхностьтеплообмена
/>
где /> – расход пара;
h7=2521,123 кДж/кг –энтальпия пара седьмого отбора;
h'7=257,63 кДж/кг –энтальпия дренажа из ПНД 7;
k – коэффициенттеплопередачи;
/> – средний температурный напор, здесь />, />.
/>
Выбираемподогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадьтеплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400°С;номинальный расход воды 208,3 кг/с.9.4 Выбор сетевых подогревателей
9.4.1 ПСВ1
Рсв=1,5 МПа,
Рп=0,215 МПа,
Gсв=296,21 кг/с,
Gп=17,469 кг/с,
tп=124,12°С,
tсв вх=82,015°С,
tсв вых=112,48°С.
Выбираем ПСВ-200–7–15[2, таб. 3.29] с характеристиками: давление пара 0,78 МПа, температура пара164,2°С, номинальный расход пара 18,28 кг/с, давление воды 1,57 МПа,температура воды на входе / выходе 70/150°С, номинальный расход воды 111кг/с, 3 шт.
9.4.2 ПСВ2
Рсв=1,5 МПа,
Рп=0,0757 МПа,
Gсв=296,21 кг/с,
Gп=6,616 кг/с, tп=93,32°С, tсв вх=70°С,
tсв вых=82,015°С.
Выбираем ПСВ-200–7–15[2, таб. 3.29] с характеристиками: давление пара 0,78 МПа, температура пара164,2°С, номинальный расход пара 18,28 кг/с, давление воды 1,57 МПа,температура воды на входе / выходе 70/150°С, номинальный расход воды 111кг/с, 3 шт.9.5 Выбор ПВК
Расходсетевой воды Gсв=296,21 кг/с =1066,356 т/ч,
Тепловаянагрузка ПВК Qпвк=46900 кВт.
Выбираемкотел водогрейный типа КВ-ГМ-50–150 [2, таб. 1.64] с характеристиками:номинальная теплопроизводительность 58,2 МВт, рабочее давление 0,98 – 2,45 МПа,расход воды через котел для пикового режима 1230 т/ч, температура на входе вкотел 70–110°С, температура на выходе из котла 150°С.
9.6 Выбор вспомогательных теплообменников
Изтеплообменного оборудования, комплектующего ПТУ ПТ-140–130:
КонденсаторК2–6000–1,
Основнойэжектор ЭП-3–2А (2 шт.),
Охладительуплотнений ЭУ-120–1.9.7 Выбор парового котла
Тип котла –прямоточный, без пп.
Р0=13 МПа, t=550 °С, tпв=245 °С,
Dп=1,013•181,428=183,786кг/с = 661,63 т/ч.
Выбираемкотел П-60 с параметрами:
Dп=670 т/ч, Р0=13,8МПа, t=545 °С, tпв=240 °С, />
Составляемсводную таблицу параметров выбранного оборудования (таблица 9.1).
Таблица 9.1
№
п. Тип оборудования Типоразмер Наименование параметра
Расчетные
параметры Параметры оборудования Кол-во 1. Сетевой насос СЭ2500–180 Подача, м3/ч 1182,32 2500 1+1 Напор, м 153,06 180 Конденсатный насос КсВ500–150 Подача, м3/ч 445,284 500 1+1 Напор, м 111,94 150 Питательный насос ПЭ-780–200 Подача, м3/ч 764,18 780 1+1 Напор, м 1918,367 2030 Дренажный насос Кс80–155 Подача, м3/ч 66,03 80 1 Напор, м 90,306 155 Кс32–150 Подача, м3/ч 27 30 1 Напор, м 104,52 150 Кс80–155 Подача, м3/ч 62,097 80 1 Напор, м 90,306 155 Кс32–150 Подача, м3/ч 24,678 30 1 Напор, м 104,52 150 2.
Деаэрационная
колонка КДП-1000А Номинальная произв-ть, кг/с 202,165 277,8 1 Рабочее давление, МПа 0,7 0,76 Рабочая температура, °С 164,95 164,19 Деаэраторный бак БДП-120–2А
Объем, м3 54,096 150 1 3. Подогреватель высокого давления ПВ-775–265–45
Площадь поверхности теплообмена, м2 631,567 775 1 Максимальная температура пара, °С 237,39 405 Расход воды, кг/с 183,787 194,4 ПВ-760–230–14–1
Площадь поверхности теплообмена, м2 574,49 676 1 Максимальная температура пара, °С 225,92 350 Расход воды, кг/с 183,787 236,1 ПВ-760–230–14–1
Площадь поверхности теплообмена, м2 574,49 676 Максимальная температура пара, °С 350 Расход воды, кг/с 183,787 236,1 Подогреватель низкого давления ПН-550–25–1-IV
Площадь поверхности теплообмена, м2 448,7 580 1 Максимальная температура пара, °С 154,83 285 Расход воды, кг/с 152,43 216,7 ПН-400–26–2-IV
Площадь поверхности теплообмена, м2 325,358 400 1 Максимальная температура пара, °С 124,12 400 Расход воды, кг/с 119,757 208,3 ПН-400–26–2-IV
Площадь поверхности теплообмена, м2 315,49 400 1 Максимальная температура пара, °С 93,32 400 Расход воды, кг/с 107,1 208,3 ПН-400–26–2-IV
Площадь поверхности теплообмена, м2 315,49 400 1 Максимальная температура пара, °С 62,63 400 Расход воды, кг/с 107,1 208,3 Сетевой подогреватель ПСВ-200–7–15 Давление пара, МПа 0,215 0,78 3 Температура пара, °С 124,12 164,2 Расход пара, кг/с 17,469 18,28 Давление воды, МПа 1,5 1,57 Температура воды вх/вых, °С
82,015/
112,48 70/150 Расход сетевой воды, кг/с 296,21 111 ПСВ-200–7–15 Давление пара, МПа 0,0757 0,78 3 Температура пара, °С 93,32 164,2 Расход пара, кг/с 6,616 18,28 Давление воды, МПа 1,5 1,57 Температура воды вх/вых, °С 70/112,48 70/150 Расход сетевой воды, кг/с 296,21 111 4. Пиковый Водогрейный котел КВ-ГМ-50–150 Номинальная теплопроизво-дительность, кВт 46900 58200 1 Рабочее давление, МПа 1,5 0,98÷2,45 Температура на входе, °С 112,48 70÷110 Температура на выходе, °С 150 150 Расход воды, т/ч 1066,356 1230 5. Конденсатор К2–6000–1 1 Основной эжектор ЭП-3–2А 2 Охладитель уплотнений ЭУ-120–1 1 6. Паровой котел П-60 Давление острого пара, МПа 13 13,8 1 Температура острого пара, °С 550 545 Температура пит. воды, °С 245 240 Паропроизво-дительность, кг/с 661,63 670 КПД 0,87 0,87 /> /> /> /> /> /> /> /> />
Заключение
В ходерасчета курсовой работы были решены поставленные задачи проектирования. Врезультате расчета были просчитаны показатели тепловой экономичности для трехрежимов работы энергоблока и выбран наиболее экономичный режим. Также былпроизведен выбор оборудования для этого режима и составлена заказнаяспецификация. Были расширены знания по дисциплине и в ходе расчета былиосмыслены вопросы на которые не было обращено особое внимание в прошломсеместре.
Список литературы
1. Расчет показателей работыэлектростанций. Методические указания длястудентов направления 550900 «Теплоэнергетика», специальностей 100500 «Тепловыеэлектрические станции» и 101000 «Атомные электрические станции и установки».– Томск: Изд. ТПУ, 2001. – 44 с.
2. Тепловые и атомныеэлектростанции; Справочник/ Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко ипроф. В.М. Зорина. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ,2003 – 648 с.: ил. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).
3. Тепловые и атомныеэлектрические станции: учебник для вузов /
Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин,С.Г. Тишин. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008.– 464 с., ил.
4. Тепловые электрическиестанции: Учебник для вузов / Под ред.
В.Я. Гиршфельда. – 3-еизд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1987. – 328 с.: ил.