Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Принципиальная тепловая схема (ПТС) 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 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. В состав ПТС входят также вспомогательные устройства и теплообменники, расширители и охладители продувочной воды парогенераторов барабанного типа, охладители пара эжекторных установок и уплотнений, 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 выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.



1. Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока

Применение парогазовых технологий обеспечивает повышение тепловой экономичности выработки электроэнергии и теплоты, экономию капитальных вложений в развитие энергосистемы, снижение металлоемкости энергетических установок.

При реконструкции и расширении тепловых электростанций могут применяться различные схемы газотурбинных надстроек паротурбинных установок.

В данном курсовом проекте рассмотрена схема дубль-блока, работающего на одну паровую турбину. В состав блока входят: газовая турбина SGT-600 и котел-утилизатор. Оба блока работают на паровую турбину ПР-6-3,4/1,0/0,1-1, обеспечивая каждый половину нагрузки турбины.

В схеме предусмотрен деаэратор питательной воды и деаэратор подпитки теплосети, расширители непрерывной продувки.



2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

2.1 Расчет котлов-утилизаторов

Описание котла-утилизатора:

На ПГУ установлено два котла-утилизатора вертикального типа с естественной циркуляцией, без дополнительного дожигания. Основным видом топлива является природный газ, в качестве аварийного топлива предусмотрено дизельное топливо.

Котел-утилизатор оснащается системой автоматического регулирования, технологическими защитами и блокировками, дистанционным управлением, системой автоматического контроля технологических параметров. Автоматизированная система управления и контроля котла являются подсистемой АСУТП ПГУ.

Конструкция котла и его поставочная блочность обеспечивают проведение монтажа поставочными блоками или с их доукрупнением на месте монтажа.

Конструкция котла обеспечивает также условия для проведения механизированного ремонта его узлов в соответствии с типовыми требованиями.

Удаление уходящих газов после КУ происходит через индивидуальную дымовую трубу высотой 40 м диаметром устья 3,2 м.

Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора:

Для расчета нам необходимы следующие данные:

Основные характеристики ГТУ-25 по ISO:

- электрический КПД эГТУ = 0,34;

- расход выпускных газов Gг = 289,44т/ч = 80,4 кг/с;

- температура выпускных газов t4 = 543С;

- мощность NГТУ = 24,77 МВт.

Расчеты проводились для газа в системе Белтрансгаз, объемный состав характеризуется следующими данными.

СН4	- 98,3 %
СО2	- 0,1 %
N2	- 1,0 %

Для этого газа, при нормальных условиях, сг=0,6839 кг/нм3, Qрн 7976 ккал/нм3 = 33,42 МДж/нм3 = 49,01 Мдж/кг, при этом VВ0 = 10 м3/м3, L=16,51кг/кг.

Расход топлива в камеру сгорания ГТУ

кг/с .

В результате избыток воздуха в КС ГТУ

= 3,32

В зависимости от кс и температуры газов в тракте КУ по данным [1, приложение 1] находилась их энтальпия.

Для проведения вычислений удобно составить расчетную схему котла-утилизатора с указанием поверхностей нагрева, изменения температуры и энтальпии сред в газовом и пароводяном трактах котла.

Табл.2.1 Параметры пароводяного теплоносителя котла-утилизатора

.5:	tпе=4400C
	PПЕ=3,7 МПа
	hПЕ=3312,09 кДж/кг
т.4:	t4= ts=2520C
	Pи=4,07 МПа
	h”и=2800,516 кДж/кг
т.3:	t3= ts=2520C
	h'и=1092,918 кДж/кг
т.2:	t2= ts-80=2440C
	P2= Pи=4,07 МПа
	h2=1044,665 кДж/кг
т.1:	t1= tпв =1040C
	h1=ср· tпв = 4,2·104= =435,76 кДж/кг

При этом по ходу газа последовательно установлены:

· пароперегреватель;

· испаритель;

· экономайзер;

· сетевой пучек(газовый водяной подогреватель) для подогрева сетевой воды.

Параметры пароводяной среды в КУ будем определять по [2].

Исходными данными являются параметры пара перед турбиной: P0 = 3,4 МПа; t0=4350С;

PПЕ= 1,09·P0 = 1,09·3,4 = 3,7МПа; tПЕ=4400С; PИ=1,1· PПЕ = 1,1·3,7 = =4,07МПа; ts?251,50C.Сведем в таблицу №2.1. основные параметры теплоносителя в КУ(см.выше).

Расход перегретого пара найдется из баланса испарительной и пароперегревательной поверхностей КУ:

;

следовательно:

При этом

hг.пп.= 583,5 кДж/кг (по tг=543 oC и б=3,32

tв.и.=tнасf(Рs)=251,5 0С; hв.и.=1092,92 кДж/кг

hп.пп=3312,09 кДж/кг (по tп.пп.=440oC и Р=40,7ата)

hг.и.=271 кДж/кг (по tг.и.= tв.и.+8 =252+8=260 oC)

Энтальпия газов на выходе экономайзера НД:

Где hпв.= hдпв'+?hпн=444 кДж/кг;(температура питательной воды 104С);

Gпв=1,005Gп=1,005·11,09=11,15 кг/с;

Тогда

tг.эк.= hг.эк./ср=186,03/1,0365=179,48 0С;

Принимаем температуру уходящих газов равную 120С, тогда hух.г.=123,66 кДж/кг.

Расход сетевой воды через сетевой пучок при нагреве воды от tос= 70С до температуры tпс= 110С находим из уравнения теплового баланса сетевого пучка:

Dсв срв (tпс - tос) = Gг ( h12 - hух)охл,

Dсв = (Gг (hг.эк. - hух)охл)/ (срв (tпс - tос))=

= (80,4 (186,03 - 123,66)0,98)/ (4,187 (110 - 70))= 29,32 кг/с= 105,552 т/ч

Количество тепла отпускаемого сетевым пучком:

Qсп= Dсв срв (tпс - tос)= 105,5524,187 (110 - 70)= 4914,03 кДж/с = 4,226 Гкал/час

КПД котла утилизатора найдем из следующего соотношения:



В период ремонта тепловых трасс, а также при отсутствии теплового потребителя сетевой воды котел-утилизатор может работать с отключенным по воде сетевым пучком. Поверхность нагрева сетевого пучка при этом должна быть сдренирована. При этом произойдет повышение температуры уходящих газов до tух = tг.эк. = 2320С (hг.эк. = 240.5 кДж/кг) и снижение КПД котла:

2.2 Расчет тепловой схемы ПТУ в составе УПГУ

Расчет тепловой схемы турбины ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 в составе УПГУ произведем по следующим этапам:

2.2.1 Составление балансов основных потоков пара и воды

Расход пара на паровую турбину, с учетом потерь:

G0=Gп - Gут= 2·11,01 - 0,333 = 21,86 кг/c.

При этом

Gут=бутGп= 0,015·2·11,01=0,333 кг/c.

Для УПГУ с отборами на производство бут= 0,015.

Расход пара через проточную часть турбины с учетом протечек через уплотнения:



Gт=G0 - Gупл = 21,86 - 0,437= 21,42 кг/c.

Где Gупл= бупл· G0= 0,02·21,86=0,437 кг/c.

Определим расход добавочной воды:

Gдв= Gут+Gпр'+Gпот. вн.= 0,333+ 0,04 + 6,945 = 7,318 кг/c.

Gпот. вн - потери конденсата на производстве, принимаем бок= 0,5, тогда

Gпот. вн= Gпр(1- бок)=13,89·(1-0,5)=6,945 кг/c.

2.2.2 Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме

Турбина ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 имеет противодавление 0,11 МПа, регулируемый производственный отбор 1 МПа. Основные характеристики турбины сведены в таблицу:

Табл. 2.2.1

Показатели	ПР-6-3,4/1,0/0,1-1
Номинальная мощность, кВт	6000
Частота вращения ротора, об/мин	3000
Параметры свежего пара (рабочий диапазон):
абсолютное давление, МПа	3,4 (3,1-3,6)
температура, °С	435 (420-445)
Ном. абсолютное давление пара за турбиной (рабочий диапазон), МПа	0,12 (0,07-0,25)
Температура пара за турбиной, номинал (рабочий диапазон), °С	136 (113-195)
Регулируемый отбор, номинал (рабочий диапазон):
абсолютное давление, МПа	1,0 (0,8-1,3)
температура при ном. давлении, °С	298 (276-327)
величина отбора, т/ч	50,0 (0-50,0)
Номинальный расход пара при режиме
с отбором, т/ч	67,5
без отбора, т/ч	41,1
Струйный подогреватель: производительность по пару, кг/ч	1100
Химически очищенная вода:
номинальное давление, МПа	0,З5
макс. температура, °С	40
расход, м3/ч	20
Масляная система:
емкость масляного бака, м3	3,0
поверхность охлаждения маслоохладителей, м2	10х2
ном. температура охлаждающей воды, °С	20
ном. расход охл. воды на маслоохладители, м3/ч	20х2
Монтажные характеристики:
масса турбины, т	29,8*
масса ротора турбины, т	3,25
масса в/п корпуса с диафрагмами, т	8,5
масса поставляемого оборудования, т	37,8
высота фундамента турбины, м	5,0

Процесс расширения в hs - диаграмме

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.1 Процесс расширения пара в турбине ПР-6-3,4/1,0/0,1-1

Табл.2.2.2 Параметры расширения пара в основных точках

т.0:	to=4350C
	Po=3,4 МПа
т.0':	t'o= 4330C
	P'о=3,3 МПа
	h'o=3306.55 кДж/кг
т.1:	tотб=2980C
	Ротб=1 МПа
	hадотб=3047,42 кДж/кг
	hотб=3094,06 кДж/кг
т.2:	t2=319,60C
	P2= 0,98 МПа
	h2=3094,06 кДж/кг
т.3:	tк= ts =99,60C
	Рк = 0,1 МПа
	х = 0,939
	hадк= 2537,4 кДж/кг
	hк=2637,6 кДж/кг

При построении приняли .

2.3 Расчет теплообменных аппаратов

2.3.1 Расчет расширителя непрерывной продувки

Так как турбина работает с барабанными котлами, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной продувки. Представленный на рис 2.2.

Gp, hp``

в Д

Gпр, hпр

Gпр-Gр= G'пр, hp`

Рис.2.2 Расширитель непрерывной продувки

Давление в расширителе:

По Рр находим: кДж/кг, кДж/кг.

По давлению в барабане котла Рбар=4,07 МПа находим hпр=h`бар=1092,92 кДж/кг. Принимаем КПД расширителя р=0,98.

Тепловой баланс расширителя:

где Gпр :

Тогда:

2.3.2 Расчет сетевого подогревателя

Найдем энтальпию пара за турбиной. Для этого примем зoi=0,82, в 0-ой точке h0=3305,07 кДж/кг, s0=6,974 кДж/кг·0С.

Тогда

Хкад = (s0 - sk')/(sk''-sk'),

Xkад = (6,974 - 1,303) / (7,358-1,303) = 0,939;

hkад=hk'+ Xkад·rk=417,436+0,939·2257,51= 2531,57 кДж/кг.

Найдем hk

hk =hотб - зoi·( hотб- hkад)= 3094,06-0,82·(3094,06-2537,4)=2637,6 кДж/кг

Составив уравнение теплового баланса для сетевого подогревателя ТУ:

Примем температурный напор 50С, тогда tс1=ts-5=950С.

Где Gксп=Gт-Gотб.п.=7,53 кг/c.

Тепловая нагрузка подогревателя:

2.3.3 Расчет деаэратора питательной воды

Расчётная схема деаэратора питательной воды:

Рис. 2.3 Деаэратор питательной воды

Составим уравнение материального баланса:



где Gхво= Gупл + 0,5Gкп-отб + Gупл + 2·G'пр

Уравнение теплового баланса:

Тогда

Где h'к=437,44 кДж/кг, при температуре конденсата 1000С;

Решив систему уравнений получаем:

Gспк=7,37 кг/c; Gотб=0,1769 кг/c.

2.3.4 Расчет деаэратора подпитки теплосетей

Величина подпитки теплосетей:

Gпод=0,02·(Gcв.сп+2·Gcв.ку)=0,02·(156,4+2·29,32)=4,3 кг/с.

tпод= t0.4ата'=75,80С.

tд=(110+95)/2=102,5 0С;

tв=320С.

Составим уравнения теплового баланса и материального:

Решая систему уравнений получаем:

Уравнение смешения для определения температуры на входе в сетевую установку tос' имеет вид:

2.4 Расчет мощности турбоустановки

Мощность турбины

котел утилизатор пар вода



3. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ УПГУ.

Определим электрический КПД ПТУ:

Где Qэ - расход теплоты на выработку электроэнергии, МВт;

Q0 - расход теплоты в свежем паре на турбоустановку, МВт;

Qтуп-отб - теплота отпускаемая промышленному потребителю, МВт;

Qспту - теплота отпущенная противодавлением, МВт.

Найдем Qтуп-отб, Qспту:

Тогда

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии паровой турбины



КПД нетто УПГУ по отпуску электроэнергии:

Удельные выработки на тепловых потоках от УПГУ:

- удельная выработка на тепловом потреблении от турбины:

- удельная выработка на паре промышленного отбора:

;

- удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении для всей ПГУ в целом:

Расходы топлива для ГТУ

принимаем bтэ=170 кг у.т./Гкал. Тогда

;

расход условного топлива ГТУ:

;

расход топлива на выработку электроэнергии можно определить по формуле:

;

Тогда удельный расход топлива на выработку электроэнергии определим по:

;

При ДЭсн=5% NнеттПГУ=52,611 МВт:

;

При Раздельной схеме энергоснабжения принимаем:

bКЭСээ=320 г у.т./ кВт·ч;

bкот =160 кг у.т./Гкал. В этом случае:

затраты топлива на выработку электроэнергии будут равны:

;

затраты топлива на выработку тепловой энергии:

;

общий расход топлива при раздельной выработке энергии:

.



4. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Питательные насосы

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

МПа;

.

Выбираем питательный насос по [3,таблица 5] типа ПЭ-100-53.

4.2 Конденсатные насосы

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

Выбираем два рабочих насоса 50% производительности и один резервный типа Кс-12-50 по [3, таблица 5,8].



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте была рассчитана тепловая схема утилизационной парогазовой установки, включающей котел-утилизатор, газовую турбину STG-600 и паровую турбину типа ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 с противодавлением.Основные характеристики турбины представлены в таблице № 2.2.1.

Был произведен укрупненный расчет КУ, расчет параметров пара в процессе расширения пара в турбине в основных точках. Полученные данные сведены в таблицы №2.1 и №2.2.2.

В следствии расчетов получили следующие показатели:

- удельный расход топлива на отпуск электроэнергии составил ;

- КПД брутто по выработке электроэнергии: ;

- КПД нетто УПГУ по отпуску электроэнергии: .



ЛИТЕРАТУРА

· Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок: методическое пособие по дипломному проектированию для студентов специальностей 1 - 43 01 04 «Тепловые электрические станции», 1-53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими процессами»/С. А .Качан. -Мн.:БНТУ, 2007.?130с.

· Таблица «Термодинамические свойства воды и водяного пара».

· Малюшенко В.В., Михайлов А.К. Энергетические насосы: Справочное пособие. - М.: Энергоиздат, 1981. - 200 с., ил.

Размещено на Allbest.ru