Расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока

В курсовом проекте произведён расчёт принципиальной тепловой схемы турбины К-800-240, выбор основного и вспомогательного оборудования и произведена оценка технико-экономических показателей работы энергоблока.
В данном курсовом проекте по проведенным расчётам было выбрано оборудование:
По параметрам острого пара и паропроизводительности установки выбираем один котёл типа ПП-2650-255 ГМ (ТГМП-204)
Подольского завода им. С.Ордженикидзе, работающий на природном газе и мазуте. Техническая характеристика [2].
В качестве турбопривода принимаем приводную турбину типа К-17-15П [4].
2 деаэрационные колонки типа ДСП-800 [4].
В качестве ПСГ-1 по поверхности теплообмена и давлению греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСВ -315-3-23.В качестве ПСГ—2 по поверхности теплообмена и ...

ВВЕДЕНИЕ 3
1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОУСТАНОВКИ 5
2. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ 8
3. ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ В H- S ДИАГРАММЕ 11
3.1 ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ 13
4. СОСТАВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕПЛОВЫХ БАЛАНСОВ ДЛЯ УЗЛОВ И АППАРАТОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ 16
4.1 СОСТАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ БАЛАНСОВ ДЛЯ СЕТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ 16
4.2 ТУРБОПРИВОД ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА 19
4.3 ПОДОГРЕВАТЕЛИ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ 20
4.5 ПОДОГРЕВАТЕЛИ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ 23
5. ПРОВЕРКА ПРАВИЛЬНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА 27
5.1 СВЕДЕНИЕ БАЛАНСОВ 27
5.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ 28
РАСЧЁТ ТЕПЛОТЫ НА ТУРБИННУЮ УСТАНОВКУ С УЧЁТОМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ: 29
6. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ 31
ВЫВОДЫ 34
ЛИТЕРАТУРА 35

Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса, и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.
На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с трубопроводами пара и воды (конденсата), связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема.
При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые котлы и турбины, ПТС сводится к принципиальной тепловой схеме одноагрегатной электростанции.
В состав ПТС, кроме основных а грегатов и связывающих их линий пара и воды, входят регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажей, сетевые подогревательные установки, деаэраторы питательной и добавочной воды, трубопроводы отборов пара от турбин к подогревателям, питательные, конденсатные и дренажные насосы, линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды. В состав ПТС входят также вспомогательные устройства и теплообменники, линии отвода пара из уплотнений турбин к различным подогревателям воды.
ПТС является основной расчетной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели.
На основе расчета ПТС определяют технические характеристики и вы-бирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.
В курсовом проекте рассчитывается тепловая схема турбины К-800-240 и оцениваются её технико-экономические показатели. Цель расчёта тепловой схемы - определение параметров и расходов пара и воды на электростанции и показателей её тепловой экономичности. Расчёт начинается с выбора давлений пара в отборах и построения h, s — диаграммы процесса работы пара в турбине. КПД проточной части турбины оценивается предварительно, а в дальнейшем, при проектировании турбины и тепловом расчёте её ступеней, может быть уточнён. Давление пара в отборах на регенерацию выбираются из условия оптимального распределения подогрева воды по ступеням. При этом ίΠΒ обычно задаётся на основе технико-экономических расчётов. Далее составляется таблица расчётных параметров пара и воды, и подсчитываются коэффициенты недовыработки отбираемого пара.

Турбина может длительно работать с минимальной мощностью 240 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время постепенного перехода от номинальной мощности до 30 % составляет не менее 60 мин.В диапазоне мощности от 100 до 60 % температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна быть номинальной. При снижении мощности от 60 до 30 % возможно плавное снижение температуры от номинальной до 505 °С за время не менее 60 мин.Турбина может работать при скользящем давлении свежего пара. Допускается устойчивая работа турбины с мощностью менее 30 % номинальной вплоть до нагрузки на собственные нужды, а также работа на собственные нужды и на холостом ходу после сброса нагрузки. При этом длительность работы на холостом ходу и нагрузке на собственные нужды не более 40 мин.Допускается работа турбины в беспаровом режиме длительностью до 3 мин. Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбиныКонденсационная установка состоит из конденсаторной группы, воздухо- удаляющего устройства, конденсатных насосов, эжекторов для отсоса воздуха из водяных камер, циркуляционных насосов.Конденсаторная группа включает в себя два продольных конденсатора с одинаковой поверхностью теплопередачи. Общая поверхность теплопередачи конденсаторной группы составляет 41200 м2.Конденсаторы устанавливаются на пружинных опорах.Воздухоудаляющее устройство, обеспечивающее нормальный процесс теплообмена в конденсаторе и прочих теплообменных аппаратах, состоит из трех основных эжекторов, один из которых резервный, и двух пускового.Турбоагрегат обслуживается тремя конденсатными насосами (один из них резервный). Для срыва вакуума предусматриваются две параллельно установленные задвижки с электроприводами. Управление задвижками осуществляется со щита управления.Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины.Установка состоит из подогревателя замкнутого контура газоохладителей генератора, двух охладителей шара лабиринтовых уплотнений, четырех ПНД, деаэратора, трех ПВД и насосов.Установка сетевых подогревателей предназначена для снабжения потребителя горячей водой и состоит из двух ПСВ (основного и пикового). Производительность установки - 586 ГДж/ч.3. ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ В H- S ДИАГРАММЕИсходные данные:- Начальное давление - 22,4 МПа;- Начальная температура – 525 0С;- Давление на входе в промежуточный пароперегреватель – 3,75 МПа;- Давление на выходе из промежуточного пароперегревателя – 3,3МПа;- Температура на входе в промежуточный пароперегреватель – 285 0С;- Температура на выходе из промежуточного пароперегревателя – 515 0С;- Конечное давление в конденсаторе – 4 кПа;- Электрическая мощность – 75 МВт.Давление пара на входе в ЦВД:Рцвд= Ро = 0,96Ро=0,96∙22,4 = 21,5 МПагде Ро - давление острого пара, МПа;Ро = 22,4 МПа. Давление пара на выходе из ЦВД:Р'цвд = Р'пп = 3,75 Мпагде Р пп - давление пара в камере отбора на П-2, МПа. Давление пара на входе в ЦСД:Рцсд = Р"пп = 3,30 Мпагде Р пп- давление пара после промперегрева,Па.Давление пара на выходе из ЦСД:Рцсд = Рп6 = 0,28 МПа [1],где Рп6 - давление в камере отбора на П-6, МПа.Давление пара на входе в ЦНД: Рцнд = Рцсд=0,275 МПаПотеря давления в перепускных трубах между ЦСД и ЦНД 1-2%:Давление пара на выходе из ЦНД:Р' цнд= Рк= 0,004 МПа,где Рк - давление пара в конденсаторе турбины, МПа.Располагаемый теплоперепад пара в ЦВД:Нцвд = 375,6 кДж/кг.Использованный теплоперепад пара в ЦВД:Hiцвд = oiцвд Hoцвд = 0,85 488 = 319,3 кДж/кг,где oiцвд - относительный внутренний КПД ЦВД, %:oiцвд = 85 % [1].Располагаемый теплоперепад пара в ЦСД:Нoцсд = 736 кДж/кгИспользованный теплоперепад пара в ЦСД:Hiцсд = oiцсд Hoцсд = 0,89 · 736 = 655 кДж/кг,где oiцсд - относительный внутренний КПД ЦСД, %:oiцсд = 89 % [1].Располагаемый теплоперепад пара в ЦНД:Нoцнд = 648 кДж/кг.Использованный теплоперепад пара в ЦНД:Hiцнд = oiцнд Hoцнд = 0,8 · 648 = 518,4 кДж/кг,где oiцнд - относительный внутренний КПД ЦНД, %: oiцнд = 80 % [1].Использованный теплоперепад пара в турбине:Hi = Нiцвд + Нiцcд + Нiцнд = 319,3 + 655 + 518,4 = 1492,7 кДж/кг.Давление пара в камере отбора на приводную турбину:Ртнотб = Р3 = 1,63 Мпа [1].Давление пара на входе в приводную турбину:Ртнвх = 0,9 · Ртнотб = 0,9 · 1,63 = 1,47 МПа [2].Давление пара на выходе из приводной турбины:Ртнвых =Ртнк = 0,006 МПа.Располагаемый теплоперепад пара в приводной турбине:Нтн = 1040 кДж/кг.Использованный теплоперепад пара в ЦНД:Нiтн = oiтн Нoтн = 0,82 1040 = 852,8 кДж/кг,где oiтн - относительный внутренний КПД ТН, %:oiтн = 82 % [2].Рисунок 2 - Процесс расширения пара в турбине3.1 Предварительная оценка расхода пара на турбинуРасчёт принципиальной тепловой схемы по методу последовательных приближений основан на предварительной оценке расхода пара на турбину с помощью диаграммы режимов или по приближенным формулам. В настоящее время этот метод нашёл очень широкое применение в связи с удобством его применения при расчётах на ЭВМ.Предварительный расход пара на конденсационную турбину определяется по следующей приближённой формуле:Gк.э. = Nэ 103 /(Hi мех г),где: i0 – энтальпия пара в начале процесса расширения его в турбинеiотб – энтальпия пара теплофикационного отбораiконд – энтальпия пара на выходе из последней ступени турбиныгде Nэ - заданная электрическая мощность турбоустановки, МВт;Hi - используемое теплопадение в турбине, кДж/кг;мех, г - механический КПД турбины и КПД электрического генератора (принимаются в пределах 0,98 - 0,995);кр - коэффициент регенерации, зависящий от температуры питательной воды, числа регенеративных подогревателей и начальных параметров пара:кр = 1,26 [2].Gк.э. = 750 103 / (1492,7 0,98 0,99) = 517,9 кг/с 1864,3 т/ч;Go 1,26 (1864,3+0,35*6,6) 2352 т/ч=653,6 кг/с.-паропроизводительность котлоагрегата;;где-доля от расхода пара на турбину G0;Расход питательной воды:,Где -доля непрерывной продувки котлоагрегата; =0, т.к. используется прямоточный котёл;4. СОСТАВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕПЛОВЫХ БАЛАНСОВ ДЛЯ УЗЛОВ И АППАРАТОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ4.1 Составление тепловых балансов для сетевых подогревателей t2=140 °C t1 Gсв 1. Расход сетевой воды на ТЭС:Gсв = Qт /((с t)) = 30 103 / (4,19 (150-70)) = 89,5 кг/с,где t – разность температур сетевой воды в подающей и обратной магистрали,с – теплоемкость воды,с = 4,19 кДж/(кг °C),Qт – общая тепловая нагрузкаQт = 30 МВт.2. Определение температуры t1:t1 = t2 - t = t2 – (t2 – tобр)/2 = 150 – (150-70)/2 = 110 °C,где t2 – температура в подающей магистрали,t2 = 150 °C.3. Определение температуры, давления и энтальпии насыщенного пара, идущего на сетевые подогреватели:tвон = t2 + (3 6 °С) = 150 + 3 = 153°С;tнон = t1 + (3 6 °С) = 110 + 3 = 113 °С;по [1] определяются давления по найденным tвон, tнон:рво = 0,114 Мпа- шестой отбор;рно = 0,02 Мпа – седьмой отбор;пo h,s-диаграмме определяются энтальпии:hвон = 2770 кДж/кг,hнон =2611 кДж/кг.4. Энтальпии конденсата греющего пара находятся по [3]:hвок = 425 кДж/кг,hнок = 246 кДж/кг.5. Определение энтальпии сетевой воды:hобр = tобр с = 70 4,19 = 293,3 кДж/кг,h1 =t1с = 110 4,19 = 460,9 кДж/кг,h2 = t2 · с = 150 · 4,19 = 628,5 кДж/кг.где h1- энтальпия сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя;h2- энтальпия сетевой воды в подающей магистрали.6.Из уравнение теплового баланса верхнего сетевого подогревателя:Gвоп = Gсв Ср(t2 – t1) /((hвоп – hвок) )Gвоп =89,5 •4.19 (150-110) / ((2770- 425) • 0,99) = 6.5 кг/с7. Уравнение теплового баланса нижнего сетевого подогревателя:Gноп = (Gсв Ср (t1 – tобр) / ((hноп – hнок) )Gноп = (89.5 4.19 (110 – 70) / (( 2611–246) 0.99)=6.4 кг/с.4.2 Турбопривод питательного насосаМощность турбины питательного насоса:Nimn=Gпв(Pпв-Pд)Vв/(нмmn); гдеVв-удельный объём воды при температуре насыщения в деараторе, м3/кгVв=0,00111 м3/кгн-КПД насоса, принимается равным 0,76…0,82мmn- механический КПД турбины, принимается равным 0,97…0,98Рпв=1,3*Р0=1,3*24=31,2 МПа-давление питательной воды для всех ПВД;давление в деараторе;;Расход пара на приводную турбину определяется из выражения: Niтп*1000 28,2*1000Gт.п.= hтп = 808 = 34,89 кг/с=125,6 т/чгде hтп =808 кДж/кг – используемое теплопадение в приводной турбине кДж/кг;4.3 Подогреватели высокого давленияИз уравнения теплового баланса расход пара на ПВД 1 подогревателя Gпв*(hпв1 -hпв2) 2379,5*(1173.8-1033.3)Gп1= (h1 –hдр1)* = 0,99*(3068-1212.9) = 182,1 т/чДля ПВД 2 с учетом дренажа из ПВД 1 расход пара Gпв*(hпв2-hпв3)*(1/) – Gп1*(hдр1-hдр2)Gп2= h2 - hдр2 =2379,5*(1030.145-830.2662)*(1/0,99)-182,1 *(1212.9-1064.3) = 2994-1064.3 =234,9 т/чДля ПВД 3 с учетом нагрева воды в питательном насосе Gпв*(hпв3 –h1пвд)*(1/) –(Gп1 +Gп2)*(hдр2 – hдр3)Gп3= = h3 - hдр32379,5*(830.2662-803.0169)*(1/0,99)-(182,1+234,9)(1064.3-857.6) = 3352-857.6 = 103,1 т/чGпв - расход питательной воды;hпвi – энтальпия питательной воды в конце и в начале i –того ПВД;Gпi - расход подогревательной воды в i-том ПВД;hi – энтальпия пара;hдрi - энтальпия дренажа;= 0.99 –КПД подогревателя (выбираем по [1])Энтальпия питательной воды hпвд на входе в ПВД-3 определяем с учётом нагрева её в питательном насосе(н=0,8): Vд *(Рпв – Рд ) *103повышение энтальпии воды hпн = н 0,00111*(31,2-1,7)*1000 =40,9 кДж/кг 0.8h1пвд =hпвд+ hпп=761.6+41.41=803.01кДж/кг4.4 Деаэратор повышенного давленияЗадачей расчета деаэратора является определение расхода греющего пара Gпд и основного конденсата Gок.