Расчет принципиальной тепловой схемы турбины К-1000-60, оценка технико-экономических показателей работы энергоблока

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

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.

В состав ПТС, кроме основных агрегатов 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.

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 выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.

1. Тепловая схема энергоблока

2. Начальные данные

Для расчета принимаем следующие исходные данные:

P0=6 МПа; Х0=1; Рк=3.5кПа; Q=20 МВт; tпп=t0; N=1000 МВт.

Данные по состоянию пара в отборах турбины приведены в таблице 2.1.

Параметры пара в отборах турбины таблица 2.1

№ отбора	Подогреватель	P, Мпа
1	ПВД 7	2,87
2	ПВД 6	1,822
3	ПВД 5	1,122
31	Деаэратор	1,122
32	турбопривод	1,065
4	ПНД 4	0,582
5	ПНД 3	0,312
6	ПНД 2	0,08
7	ПНД 1	0,021

3. Построение процесса в hs-диаграмме

1. Принимаем потери в регулирующих клапанах ЦВД - 3%, в сепараторе влаги - 2%;

2. Вычисляем внутренний относительный в КПД: ЦВД - 0,77; ЦНД - 0,81.

3.Уточняем давление в подогревателях:

Рпj=Pj-Р,

где Р - потери давления в паропроводах отборов, принимаем 6 %.

4. Температура воды в подогревателях:

tв=tн-t,

где t - температурный напор, принимаем 3 оС.

5. Принимаем давление воды pf питательным насосом:

Рв=1,30 Ро=1,30 6.0=7,8 МПа.

6. Давление в дэаэраторе принимаем равным P=0.65МПа.

Строим процесс расширения в h-s диаграмме:



Рис.2.1 Процесс расширения в hs-диаграмме

4. Сводная таблица параметров пара и воды

Наименование величины			Точки процесса
	0	0'	1(П7)	2(П6)	3(П5)	4(Д)	5(C)	6(ПП)	7(ТП)	8(П4)	9(П3)	10(П2)	11(П1)	12(КТП)	13(К)
Давление в патрубке отбора турбины рi ,МПа	6.0	5.76	2.87	1.82	1.122	1.122	1.122	-	0.88	0.58	0.31	0.08	0.021	0.006	0.0035
Давление в корпусе подогревателя рпi, Мпа	-	-	2.76	1.73	1.06	0.65	1.09	0.98	-	0.54	0.285	0.073	0.019	-	-
Температура пара ti ,°C и х, (если пар влажный)	t,C	-	-	229	205	182	162	183	275	275	155	131	90	59	-	-
	X	1	0.995	0.94	0.92	0.9	0.9	0.99	-	-	-	-	0.995	0.96	0.91	0.91
Энтальпия пара в отборе турбины hi, кДж/кг	2785	2785	2688	2640	2580	2580	2764	2996	-	2924	2848	2680	2536	2380	2368
Температура насыщения в подогревателе tнi, °С	-	-	229	205	182	162	-	-	-	155	131	90	59	36	28
Энтальпия насыщенной водыhBнi, кДж/кг	-	-	986	875	772	684.2	-	-	-	653	551	386	247	151.5	111.84
Температура дренажа за охладителем дренажа tiдр,°C	-	-	205	182	162	-	-	-	-	131	90	62	59	-	-
Энтальпия дренажа за охладителем дренажа hBiдр, кДж/кг	-	-	875	772	684.2	-	781	1197		550.6	377	255.3	247	-	-
Температура нагреваемой воды после подогревателя tпi, °C	-	-	224	200	177	157	-	-	-	152	128	87	56	-	-
Энтальпия нагреваемой воды после подогревателя hBпi , кДж/кг	-	-	962	852.4	750	662.4	-	-	-	641	538	364.32	234.35	-	-

5. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы

Расчет сепаратора-пароперегревателя.

Примем б0=1.

Рис.2.2 Схема сепаратора-пароперегревателя.

Тепловой баланс СПП:

(2.3)

(2.4)

Расчет ПВД

Рис. 2.3 Схема ПВД.

энергоблок турбина тепловой схема

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД-3(П5) определяется с учетом нагрева ее в питательном насосе:

.

Повышение энтальпии воды в питательном насосе:

где - удельный объем воды при температуре насыщения в дэаэраторе,

- давление питательной воды

- давление в дэаэроторе

- КПД насоса, принимаем равным 0.8

Тогда энтальпия питательной воды на входе в ПВД-3 будет равен:

Уравнение баланса для П7:

(2.5)

Уравнение баланса для П6:

(2.6)

Уравнение баланса для П5:

(2.7)

Расчет дэаэратора.

Составим систему уравнений материального и теплового баланса:

где - расход выпара из дэаэратора и его энтальпия. Оптимальный расход выпара примем равным 2.5 кг на одну тонну дэаэрируемой воды. Т.О.

,

=2760 кДж/кг.

Решая эту систему получим:

Рассчитываем в явном виде определяющее значение расхода пара через промежуточный перегреватель:

Определяем значения величин выраженных через :

Расчёт ТП

Уравнение мощности для насоса:

Мощность турбопривода:

Где - КПД насоса принимаем равным =0.8;

- механический КПД турбины = 0.99; - удельный объем воды м3/т;

Расчет сетевой установки.

Расход сетевой воды на ТЭС:

Gсв = Qт /(с t) = 72 103 / (4,19 (140-70)) = 245.5 т/ч,

где t - разность температур сетевой воды в подающей и обратной магистрали,

с - теплоемкость воды,

с = 4,19 кДж/(кг °C),

Qт - общая тепловая нагрузка

Qт =72 ГДж/ч.

Определение температуры t1 и t2

t1 = t6 - =90 - 4=86

t2 = t5 - = 131- 4 = 127

t3 = t4 - = 155 - 4 = 151

Определение температуры, давления и энтальпии насыщенного пара, идущего на сетевые подогреватели:

t1он = 90°С;

t2он = 131°С;

t3он = 155 °С;

по [3] определяются давления пара в корпусе подогревателя по найденным t1он, t2он ,t3он:

р1о = 0.07 МПа,

р2о = 0, 278 МПа.

р3о = 0, 54 МПа.

пo h,s-диаграмме определяются энтальпии:

h6 = 2680 кДж/кг,

h5 = 2848 кДж/кг.

h4 = 2924 кДж/кг.

Энтальпии конденсата греющего пара находятся по [3]:

h1ок = 386 кДж/кг,

h2ок = 551 кДж/кг.

h3ок = 653.3 кДж/кг.

Уравнение теплового баланса третьего сетевого подогревателя:

= =11.03т /ч

Уравнение теплового баланса второго сетевого подогревателя:

= =17.56т/ч

Уравнение теплового баланса первого сетевого подогревателя:

= =5.8т /ч

Составление теплового баланса для подогревателей низкого давления. 5.6.1 Расчет П4.



Составим уравнения теплового баланса для П4:

;

Откуда находим:

Расчет П3.

Составим уравнения теплового баланса для П3:

;

Откуда находим:

0.05

Расчет П2

Составим уравнения теплового баланса для П2:

;

Откуда находим:

Расчет П1

Составим уравнения теплового баланса для П1 и См:

Откуда находим:, и

Контроль материального баланса пара и конденсата.

Пропуск пара в конденсатор главной турбины:

Поток конденсата из главной турбины:

Погрешность сведения материального баланса пара и конденсата

,что допустимо.

Определим расход пара на отдельные отборы:

Сводная таблица материального и теплового баланса.

Номер отбора	Величина потока,кг/с	Используемый в потоке теплоперепад, кДж/кг	Внутренняя мощность потока, МВт
1	79.5	97	7.7
2	83.2	145	12.6
3	48.8	205	10
Дэаэратор	11.7	205	2.4
Сепаратор	112.1	205	22.9
Турбопривод	30.75	205	6.3
Перегреватель	166.4	-	-
4	61.4	277	17
5	95.27	353	33.6
6	70.3	521	36.6
7	39.8	665	26.5
К	1025.7	821	842.1
У	1806		987.7

Суммарная мощность потоков пара в турбине УНi = 987.7МВт. Расхождение с предварительно заданной мощностью составляет 0,77% < 1 %.

6. Определение технико-экономических показателей энергоустановки

1. Расход тепла турбогенераторной установки:

2. Удельный расход пара на турбину:

3. Расход теплоты на выработку электроэнергии :

4. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии:

5. КПД по выработке электроэнергии:

6. Абсолютный КПД турбоустановки:

7. Тепловая нагрузка парогенератора:

8. КПД транспорта теплоты второго контура:

9. КПД АЭС брутто:

10.Тепловая мощность реактора:

11.Удельный расход выгоревшего ядерного топлива:

12.Годовая потребность в ядерном топливе:

7. Выбор основного и вспомогательного оборудования

Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5 %:

Gпн=1,05 Gпв=1,056512=6838 т/ч. (7.1)

Выбираем два питательных турбонасоса 50 % производительности с одним резервным на складе типа ПНТ-3750-100.

Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:

Gкн=1,2 Gк=1,23690=4428 т/ч. (7.2)

Выбираем два рабочих насоса 50 % производительности и один резервный типа КСВА-2200-120.

Подогреватели высокого давления в количестве четырёх штук типа ПВ-2500-97-18-А.

Сетевые подогреватели

Производительность подогревателей сетевой воды выбирается по величине тепловой нагрузки Qсп. Исходя из величины тепловой нагрузки, по уравнению теплопередачи определяется необходимая поверхность теплообменника сетевого подогревателя:

F = Qсп 103 / k /tcp

где Qсп -- тепловая нагрузка сетевого подогревателя, МВт:

Qсп = Qт / 3 = 20 / 3 = 6.67МВт;

k - коэффициент теплопередачи в сетевом подогревателе, кВт/м2°С:

k = 3,5 кBт/м2°C;

tcp - средняя логарифмическая разность температур, °С:

tcp1 = t / ln ((t1 + tсп) /tсп) = 16 / ln ((16+4) / 4) = 9.94 °C,

tcp2 = t / ln ((t2 + tсп) /tсп) = 41 / ln ((41+4) / 4) = 16.9 °C

tcp1 = t / ln ((t3 + tсп) /tсп) = 24 / ln ((24+4) / 4) = 12.33 °C

где t - нагрев сетевой воды в сетевом подогревателе, °С:

t1 = t1-to6p=86-70=16°C.

t2 = t2-t1=127-86=41°C

t3 = t1-to6p=151-127=24°C

F1 = 6.67 *103/ 3,5 / 9.94 = 191.7м3.

F2 = 6.67 *103/ 3,5 / 16.9 = 112.8м3.

F3 = 6.67 *103/ 3,5 / 12.33 = 154.6м3.

В качестве ПСВ-1 и ПСВ-3 по поверхности теплообмена и давлению греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСВ-200-7-15;в качестве ПСВ-2 принимаем подогреватель типа ПСВ-125-7-15.

Выводы

В курсовом проекте произведён расчёт принципиальной тепловой схемы турбины К-1000-60, выбор основного и вспомогательного оборудования и произведена оценка технико-экономических показателей работы энергоблока.

На основании проделанной работы можно сделать выводы о работе энергоблока: КПД турбоустановки получили равный 0,305.

Литература

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. -- М: Энергоатомиздат, 1987 - 448 с.

2. Методические указания для выполнения расчётных работ по дисциплине "Теплоэнергетические установки электростанций".-Минск, 1989.- 43с.

3. С.Л. Ривкин, А.А. Александров " Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник".-М.: Энергоатомиздат, 1984.- 80 с.

4. "Паровые и газовые турбины. Курсовое проектирование." А.М. Леонков.- М.: Минск “Вышэйшая школа”, 1986.-182с.

Размещено на Allbest.ru