Реконструкция противодавленческой турбины З-46(50)-90(130)/11 Ивановской ТЭЦ

Расход конденсата, сбрасываемого из ПВД:

D_ПВД = D₁ + D₂ + D₃ = 17,94 кг/с.

Принимаем , тогда

Количество питательной воды, поступающей в Д - 6 из подогревателя ХОВ, определяем из уравнения материального баланса деаэратора:

Расход пара на деаэратор определяем из уравнения теплового баланса:

Принимаем коэффициент, учитывающий потери тепла в Д - 6, К_ДЕАЭР = 1,006, а влажность пара, выходящего из деаэратора - 3%, тогда

= h^| + х · r = 667,3 + 0,97 · 2088,46 = 2693,11 кДж/кг.

После преобразования получим:

Тогда

3.7 Расчёты по подготовке добавочной воды в цикле ПТУ

Подогреватель химически очищенной воды

Питается паром из третьего отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

1,044 МПа.

Расход пара на подогреватель определяем из уравнения теплового баланса:

Охладитель непрерывной продувки

Принимаем з_П = 0,98.

Ориентировочный расход пара производственному потребителю:

Количество добавочной воды, вводимой в цикл, оцениваем приближённо (без учёта расхода пара на Д - 1,2 и ПСВ из третьего отбора):

= 0,0299 • D + 0,25 • = 0,0299 • 111,583 + 0,25 • 83,76 = 24,28

Составляем уравнение теплового баланса:

= 44,15 44 ⁰С.

Подогреватель сырой воды

Питается паром из третьего отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

0,9936 МПа.

Принимаем расчётную температуру охлаждающей воды

Для создания оптимального режима предочистки (коагуляции) принимается

Количество исходной воды для ХВО при расходе на собственные нужды 12%:

24,28 = 27,19 кг/с.

Расход пара на подогреватель найдём из уравнения теплового баланса:

при з_П = 0,98,

Расчёт деаэратора добавочной воды Д - 1,2

Количество конденсата, идущего из охладителя выпара станционного деаэратора Д - 1,2 в дренажный бак:

Количество конденсата, поступающего из дренажного бака в станционный деаэратор Д - 1,2:

Ориентировочное количество конденсата, возвращаемого с производства:

Расход пара на станционный атмосферный деаэратор определяем из уравнения теплового баланса деаэратора с охладителем выпара (при = 1,005):

Для проверки правильности полученных результатов составим уравнение материального баланса для Д - 1,2:

>

Используя метод последовательного приближения, находим уточнённый рас - ход пара промышленному потребителю:

Тогда уточнённое количество добавочной воды, направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки составит:

= 0,0299 • D + 0,25 • D_П = 0,0299 • 111,355 + 0,25 • 80,03 = 23,34 кг/с.

Количество конденсата, возвращаемого с производства:

Уточнённый расход пара на Д - 1,2:

Таким образом,

3.8 Энергетические показатели ПТУ

1) Удельный расход пара на турбину:

2) Полный расход тепла на турбоустановку:

3) Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

4) Полный расход тепла на производственные потребители.

Здесь ct_К - энтальпия возврата конденсата с производства, ct_ОБР = - энтальпия воды, идущей на восполнение потерь пара и обратного конденсата у потребителя тепла.

5) Расход тепла на выработку электроэнергии на турбоустановке.

6) КПД ПТУ по выработке электроэнергии.

7) Расход тепла на паровой котёл.

Здесь определена при Р_К = 9,81 МПа и

8) КПД транспорта теплового потока ПТУ.

9) КПД ПТУ по выработке электроэнергии брутто.

где з_ПК = 0,92 - КПД парового котла.

10) КПД ПТУ по отпуску тепловой энергии (брутто).

где з_Т = 0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей.

11) Удельные расходы условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии.

12) Удельная выработка электрической энергии на тепловом потреблении.

4. Расчёт тепловой схемы паровой турбины ПТР - 65/70 - 90/11 в теплофикационном режиме с отбором «П» и двухступенчатым отбором «Т»

4.1 Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины

турбина тепловой паровой

Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки представлена на рисунке 8.

Турбина ПТР - 65/70 - 90/11 представляет собой двухцилиндровый агрегат, состоящий из установленного на станции цилиндра высокого давления (серийный ЦВД турбины Р - 50 - 130, модернизированный под параметры 90 ата, 500 ⁰С) и оппозитно установленного ЦСД.

Перегрузочный клапан ЦВД демонтирован.

ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 12 ступеней давления. Парораспределение сопловое.

Ротор высокого давления - гибкий, соединён с ротором генератора жёсткой муфтой. Все диски ротора откованы заодно с валом.

Цилиндр среднего давления сварной конструкции.

Ротор среднего давления - жёсткого типа, цельнокованный с насадными дис - ками двух последних ступеней.

В камере теплофикационного отбора перед 6 - ой ступенью ЦСД установлена поворотная диафрагма.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями.

Отсосы из уплотнений нового ЦСД направляются в охладители существующей схемы уплотнений.

Сохраняется схема питания охладителей химочищенной водой.

Пар выхлопа ЦСД направляется на подогреватель сетевой воды (ПСГ - 1850).

При реконструкции турбины типа Р - 46 (50) - 90 (130)/11 сохраняется сущест - вующая система регенерации высокого давления и производственный отбор из выхлопа ЦВД.

Для подачи конденсата греющего пара из сетевого подогревателя (ПСГ) в станционные деаэраторы 6 ата устанавливаются конденсатные насосы и организуются два отбора из ЦСД на подогреватели низкого давления для обеспечения подогрева конденсата греющего пара, направляемого в деаэратор.

Деаэрация добавочной воды и конденсата, возвращаемого с производства, производится в атмосферном деаэраторе (Д - 1,2).

Принят отпуск пара на производство непосредственно из отбора турбины с восполнением потерь химически очищенной водой.

Тепло продувочной воды котла используется в расширителе и охладителе непрерывной продувки.

Выпар Д - 6 используется в эжекторной установке или на уплотнение турбины; тепло выпара Д - 1,2 используется на подогрев химически очищенной воды.

Принята закрытая система теплоснабжения, подпитка теплосети осуществляется из станционной химводоочистки (водой после Д - 1,2); на подпитку в этом случае возможно направлять и продувочную воду (при отсутствии в ней шлама).

В станционную установку химической очистки воды для приготовления добавки подаётся речная вода; подогрев её до температуры, определяемой технологией обработки (предочистки), производится в теплообменнике паром из теплофикационного отбора турбины.

В системе предусмотрен дренажный бак, в который сливаются потоки: кон - денсат выпара деаэраторов, конденсат охладителей пара уплотнений; конденсат из дренажного бака дренажным насосом подаётся в Д - 1,2.

В таблице 8 представлены параметры пара в камерах нерегулируемых отборов в данном режиме.

Таблица 8

Номер отбора	Подогреватель	Давление, МПа	Температура, 0С
I	ПВД №5	3,75	387
II	ПВД №4	2,26	327
III	ПВД №3, деаэратор Д - 6 и производство	1,08	252
IV	ПНД №2	0,33	155
V	ПНД №1, деаэратор Д - 1,2, ПСВ и БО.	0,12	105

Примем следующие исходные данные для расчёта:

Р₀ = 8,83 МПа; t₀ = 500°C; Р_К = 0,0675 МПа; D_П = 80 т/ч; ;

; ; Q_Т = 60 МВт; .

4.2 Баланс пара и воды

турбина тепловой паровой

Принимаем для данного случая:

- внутристанционные потери пара и конденсата в цикле 2% от расхода пара на турбину, то есть D_УТ = 0,02 • D;

- расход пара на эжекторную установку 0,5%, то есть D_ЭЖ = 0,005 • D;

- расход пара на концевые уплотнения в условном свежем паре 0,3%, т.е. D_КУ = 0,003 • D.

Тогда расход пара из котла:

D_К = D + D_УТ + D_ЭЖ + D_КУ = (1+ 0,02 + 0,005 + 0,003) • D = 1,028 •D.

Принимаем процент непрерывной продувки из котла - 1,5%, то есть:

D_ПРОД = 0,015 • D_К = 0,015 • 1,028 • D = 0,01542 • D.

Таким образом, расход питательной воды составит:

D_ПВ = 1,028 • D + 0,01542 • D = 1,04342 · D.

Количество добавочной воды, направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки:

D_ДОБ = D_УТ + (1 - К) • D_П + D_ВР,

где (1 - К) • D_П - потеря пара и конденсата у промышленных тепловых потребителей ТЭЦ. Основными потребителями пара являются текстильные фабрики. Коэффициент возврата конденсата при этом составит К = 0,75. Тогда при заданном расходе пара D_П = 22,22 кг/с имеем (1 - К) • D_П = (1 - 0,75) • 22,22 == 5,56 кг/с.

D_ВР - количество воды, выходящей из расширителя непрерывной продувки, определяемое в результате его расчёта:

D_ПР = в ? D_ПРОД,

D_ВР = (1 - в) ? D_ПРОД,

где в - доля пара, выделившегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки:

В этой формуле:

ct_КВ - энтальпия котловой воды, определяемая по давлению в барабане; при Р_БАР = 1,2 • Р₀ = 1,2 • 8,83 = 10,596 МПа > ct_КВ = 1434,59 кДж/кг;

ct_ВР - энтальпия воды в расширителе. Определяется по давлению в деаэраторе, куда он подключен с учётом потери давления в сепарационном устройстве расширителя и соединённых паропроводов в размере ~ 10%; при Р_РНП = 1,1 * Р_ДЕАЭР = 1,1 • 0,5886 = 0,6475 МПа > ct_ВР = 683,47 кДж/кг;

h_ПР - энтальпия влажного насыщенного пара, выходящего из расширителя. Если принять его влажность 3%, то

h_ПР = ct_ВР + 0,97 • r = 683,47 + 0,97 • 2076,32 = 2697,5 кДж/кг,

где r = 2076,32 кДж/кг - скрытая теплота парообразования при Р_РНП == 0,6475 МПа.

Тогда

D_ПР = 0,358 • 0,01542 • D = 0,00552 • D.

D_ВР = (1 - 0,358) • 0,01542 • D = 0,0099 • D.

D_ДОБ = D_УТ + (1 - К) • D_П + D_ВР = 0,02 • D + 5,56 + 0,0099 • D = 0,0299 • D + 5,56.

4.3 Построение условного процесса расширения пара в турбине в h, s - диаграмме

Принимаем потери давления в устройствах парораспределения цилиндров равными:

ДР_ЧВД = 5%;

ДР_ЧСД = 10%;

ДР_ЧНД = 15%.

В таком случае давление пара перед соплами первой ступени соответствующего отсека составит:

 МПа;

МПа;

МПа.

С учётом этих значений потерь давления строим условный процесс расширения пара в турбине в h, s - диаграмме (рис. 9).

Схема построения процесса:

- по h, s - диаграмме:

1) при Р₀ = 8,83 МПа и t₀ = 500 ⁰С: h₀ = 3388,44 кДж/кг; s₀ = 6,6716 кДж/(кг • К); при = 8,39 МПа и h₀ = 3388,44 кДж/кг: = 6,6933 кДж/(кг • К).

2) при Р_П = 1,08 МПа и s_3А = = 6,6933 кДж/(кг • К): h_3А = 2842,88 кДж/кг > h₃ = h₀ - (h₀ - h_3А) • = 3388,44 - (3388,44 - 2842,88) • 0,823 = 2939,44 кДж/кг;

при = 0,972 МПа и h₃ = 2939,44 кДж/кг: = 6,9324 кДж/(кг • К).

3) при Р_Т = 0,12 МПа и s_1А = = 6,9324 кДж/(кг • К): h_1А = 2545,31 кДж/кг > h₁ = h₃ - (h₃ - h_1А) • = 2939,44 - (2939,44 - 2545,31) • 0,857 = 2601,67 кДж/кг;

при = 0,102 МПа и h₁ = 2601,67 кДж/кг: = 7,1527 кДж/(кг • К).

4) при Р_К = 0,0675 МПа и s_КА = = 7,1527 кДж/(кг • К): h_КА = 2535,51 кДж/кг > h_К = h₁ - (h₁ - h_КА) • = 2601,67 - (2601,67 - 2535,51) • 0,647 = 2558,86 кДж/кг.

Из построения условного процесса расширения пара в турбине получаем значения энтальпий пара в отборах:



№ отбора	Энтальпия, кДж/кг
Перед ЧВД	3388,44
1	3187,89
2	3078,26
3	2939,44
4	2749,79
5	2601,67
Выхлоп ЧНД	2558,86

4.4 Определение параметров пара, питательной воды и основного конденсата по отдельным элементам принципиальной тепловой схемы

При расчёте принимаем:

- потери давления в паропроводах от турбины до регенеративных подогревателей:

№ отбора	№ подогре - вателя	Потеря, %
I	ПВД - 5	4
II	ПВД - 4	5
III	ПВД - 3 (Д - 6)	6
IV	ПНД - 2	7
V	ПНД - 1	8

- падение давления греющего пара во встроенных пароохладителях ДР_ОП == 1,5%;

- недоохлаждение пара в охладителях пара против температуры насыщения Дt_ОП = 10 ⁰С;

- недогрев воды в основной поверхности ПВД дt_НЕД = 5 ⁰С;

- недоохлаждение конденсата греющего пара в охладителях конденсата (охладителях дренажа) Дt_ОД = 5 ⁰С;

- гидравлическое сопротивление регенеративных подогревателей:

ПВД ~ 0,49 МПа.

ПНД ~ 0,098 МПа.

Температура конденсата после ПСГ

Повышением энтальпии в конденсатном насосе пренебрегаем. Тогда параметры конденсата перед ПНД - 1:

t_К = 89,01 ⁰С; = 373,96 кДж/кг (при t = 89,01 ⁰С, Р_К.Н. = 1,568 МПа).

Температура основного конденсата после ПНД - 1

Питается паром из пятого отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

0,1104 МПа.

Температура конденсата, сливаемого из ПНД - 1, равна температуре насыщения, так как ПНД - 1 не имеет охладителя конденсата:

При = 0,1104 МПа > = 102,43 ⁰С, = 429,42 кДж/кг.

Тогда температура конденсата после ПНД - 1 составит:

t₁ = - дt_НЕД = 102,43 - 5 = 97,43 ⁰С;

= 409,29 кДж/кг (при при МПа; t = 97,43 ⁰С).

Температура основного конденсата после ПНД - 2

Питается паром из четвёртого отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

0,3069 МПа.

Температура конденсата, сливаемого из ПНД - 2, равна температуре насыщения, так как ПНД - 2 не имеет охладителя конденсата:

При = 0,3069 МПа > = 134,31 ⁰С, = 564,83 кДж/кг.

Тогда температура конденсата после ПНД - 2 составит:

t₂ = - дt_НЕД = 134,31 - 5 = 129,31 ⁰С;

= 544,13 кДж/кг (при МПа; t = 129,31 ⁰С).

Деаэратор питательной воды

Параметры питательной воды после деаэратора устанавливаются исходя из условия, что охлаждение её в баке - аккумуляторе отсутствует. Поэтому за деаэратором имеем:

Р_ДЕАЭР = 0,5886 МПа;

t_ДЕАЭР = 158,09 ⁰С;

= 667,18 кДж/кг.

Параметры воды после питательного насоса

а) При Р₀ = 8,83 МПа давление на нагнетании насоса должно быть Р_НАГН = 13,73 МПа;

б) Повышение энтальпии в насосе:

.

При Р_ДЕАЭР = 0,5886 МПа, высоте его установки над осью насоса 20 м и нормативной величине сопротивления тракта всасывания ДР_ВС = 0,0098 МПа, давление на всасывающем патрубке насоса будет равно:

0,775 МПа.

Удельный вес воды в насосе определяем по её средней температуре в насосе = 160 ⁰С и по среднему давлению:

При среднем значении з_Н = 0,78 найдём:

кДж/кг.

Таким образом, энтальпия воды после питательного насоса составит:

ct_ПН = + = 667,18 + 18,22 = 685,4 кДж/кг.

При Р_НАГН = 13,73 МПа и ct_ПН = 685,4 кДж/кг температура воды будет t_ПН = 160,5 ⁰С.

ПВД - 3

Питается паром из третьего отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

1,0152 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

1 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении = 1 МПа:

= 179,88 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

= + Дt_ОП = 179,88 + 10 = 189,88 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (1,0152 МПа, 189,88 ⁰С) = 2789,64 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

= - дt_НЕД = 179,88 - 5 = 174,88 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ3 = Р_НАГН - = 13,73 - 0,49 = 13,24 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (13,24 МПа, 174,88 ⁰С) = 747,14 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К3 = t_ПН + Дt_ОД = 160,5 + 5 = 165,5 ⁰С.

сt_К3 = 699,6 кДж/кг (при = 1 МПа).

Температуру питательной воды за подогревателем находим по формуле:

⁰С,

где подогрев воды в охладителе пара = 2 ⁰С - принимаем.

ПВД - 4

Питается паром из второго отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

2,147 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

2,115 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении = 2,115 МПа:

= 215,22 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

= + Дt_ОП = 215,22 + 10 = 225,22 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (2,147 МПа, 225,22 ⁰С) = 2819,93 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

= - дt_НЕД = 215,22 - 5 = 210,22 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ4 = Р_ПВ3 - = 13,24 - 0,49 = 12,75 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (12,75 МПа, 210,22 ⁰С) = 902,49 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К4 = t₃ + Дt_ОД = 176,88 + 5 = 181,88 ⁰С.

сt_К4 = 771,91 кДж/кг (при = 2,115 МПа).

Температуру питательной воды за подогревателем находим по формуле:

⁰С,

где подогрев воды в охладителе пара = 3 ⁰С - принимаем.

ПВД - 5

Питается паром из первого отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

3,6 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

3,546 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении = 3,546 МПа:

= 243,29 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

= + Дt_ОП = 243,29 + 10 = 253,29 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (3,6 МПа, 253,29 ⁰С) = 2830,5 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

= - дt_НЕД = 243,29 - 5 = 238,29 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ5 = Р_ПВ4 - = 12,75 - 0,49 = 12,26 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (12,26 МПа, 238,29 ⁰С) = 1030,48 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К5 = t₄ + Дt_ОД = 213,22 + 5 = 218,22 ⁰С.

сt_К5 = 935,67 кДж/кг (при = 3,546 МПа).

4.5 Расчёт подогревателей высокого давления

На рисунке 10 представлена расчётная схема для подогревателей высокого давления турбины.

Для определения расхода пара составляем уравнения теплового баланса в соответствии с расчётной схемой.

I участок:

.

II участок:

.

III участок:

.

Значения коэффициентов, учитывающих потери тепла в подогревателях К₅, К₄ и К₃ принимаем равными:

К₅ = 1,008; К₄ = 1,007; К₃ = 1,006.

I участок:

II участок:

III участок:

После подсчётов:

1) 1894,83 · D₅ + 258,33 · D₄ = 129,01 · D_ПВ;

2) 2048,02 · D₄ + 149,8 · D₃ + 163,76 · D₅ = 156,44 · D_ПВ;

3) 2090,04 · D₃ + 72,31 · (D₄ + D₅) = 62,11 · D_ПВ.

Упрощаем её:

1) D₄ + 7,33 · D₅ = 0,499 · D_ПВ;

2) D₃ + 13,67 · D₄ + 1,093 · D₅ = 1,044 · D_ПВ;

3) 28,9 · D₃ + D₄ + D₅ = 0,859 · D_ПВ.

Решим систему уравнений по правилу Крамера.

1) Вычисляем определитель матрицы системы, разлагая его по первой строке:

Так как он не равен нулю, то система уравнений имеет единственное решение.

2) Вычисляем определители:

3) По формулам Крамера находим решение системы уравнений:

Подогрев питательной воды в охладителях пара устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.

ОП - 5:

t₅ = 242,73 ⁰С (Р_ПВ5 = 12,26 МПа).

ОП - 4:

t₄ = 213,76 ⁰С (Р_ПВ4 = 12,75 МПа).

ОП - 3:

t₃ = 176,39 ⁰С (Р_ПВ3 = 13,24 МПа).

Проверка правильности выполненных расчётов по тепловым

балансам ПВД в целом:

П - 5:

П - 4:

П - 3:

Невязки незначительны. Поэтому

D₅ = 0,0586 · D_ПВ = 0,0586 · 1,04342 · D = 0,0611 · D, t₅ = 242,73 ⁰С,

D₄ = 0,0698 · D_ПВ = 0,0698 · 1,04342 · D = 0,0728 · D, t₄ = 214,21 ⁰С,

D₃ = 0,0253 · D_ПВ = 0,0253 · 1,04342 · D = 0,0264 · D, t₃ = 175,75 ⁰С.

В этом случае:

отличаются несущественно от

4.6 Расчёт деаэратора Д - 6

Из приведённых выше расчётов имеем:

D_ПВД = D₃ + D₄ + D₅ = 0,0264 · D + 0,0728 · D + 0,0611 · D = 0,1603 · D.

Принимаем , тогда

Количество питательной воды, поступающей в Д - 6 из ПНД - 2, определяем из уравнения материального баланса деаэратора:

Расход пара на деаэратор определяем из уравнения теплового баланса:

Принимаем коэффициент, учитывающий потери тепла в Д - 6, К_ДЕАЭР = 1,006, а влажность пара, выходящего из деаэратора - 3%, тогда

= h^| + х · r = 667,3 + 0,97 · 2088,46 = 2693,11 кДж/кг.

После преобразования получим:

Тогда

Прежде чем рассчитывать ПНД, выполним тепловой расчёт установки нагрева добавочной воды, подаваемой в цикл.

4.7 Расчёт бойлерной

Расход сетевой воды через сетевые подогреватели при Q_М = 60 МВт и принятой системе теплоснабжения:

кг/с.

Принимаем утечки в системе теплоснабжения в размере 2% от количества циркулирующей воды.

Добавок на восполнение утечек:

W_УТ = 0,02 · W_СВ = 0,02 · 236,82 = 4,74 кг/с.

При нагрузке «горячего» водоснабжения 15% от общей, абсолютное её значение:

Q_Г.В. = 0,15 · Q_М = 0,15 · 60 = 9 МВт.

Общее количество воды на горячее водоснабжение:

кг/с.

Общее количество подпиточной воды, направляемой в деаэратор подпитки в систему:

D_Д.В. = D_ДОБ + W_УТ + W_Г.В. = 0,0299 · D + 5,56 + 4,74 + 35,52 = 0,0299 *
* D + 45,82.

Давление в корпусе основного подогревателя:

0,1104 МПа.

Температуры конденсации пара при данном давлении:

Принимаем температурную разность теплоносителей дt_СП = 3 ⁰С, тогда температура сетевой воды после основного бойлера составит: .

При принятой системе теплоснабжения температура сетевой воды после пикового бойлера должна составлять С учётом температурной разности теплоносителей определяем температуру конденсации пара: 133 ⁰С. По данной температуре находим давление в корпусе пикового подогревателя Р_БП = 0,2953 МПа.

Тепловая нагрузка на сетевые подогреватели:

 МВт.

МВт.

Расход пара на пиковый подогреватель:

кг/с.

Расход пара на основной подогреватель:

кг/с.

В этих уравнениях энтальпии конденсата греющего пара, сливаемого из подогревателей найдены по соответствующим давлениям в них.

4.8 Расчёты по подготовке добавочной воды в цикле ПТУ

Подогреватель сырой воды

Питается паром из пятого отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

0,1104 МПа.

Энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя при данном давлении:

Принимаем расчётную температуру охлаждающей воды

Для создания оптимального режима предочистки (коагуляции) принимается

Количество исходной воды для ХВО при расходе на собственные нужды 12%:

(0,0299 · D + 45,82) = 0,03349 · D + 51,32.

Расход пара на подогреватель найдём из уравнения теплового баланса:

при з_П = 0,98,

Охладитель непрерывной продувки

Принимаем з_П = 0,98.

Составляем уравнение теплового баланса:

Принимаем предварительное значение расхода пара на турбину при заданных тепловых нагрузках D = 110 кг/с, тогда

= 42,03 42 ⁰С.

Расчёт деаэратора добавочной воды Д - 1,2

Количество воды, направляемой в цикл и на подпитку теплосети из станционного деаэратора Д - 1,2, определяем из уравнения материального баланса этого деаэратора:

Принимаем , тогда

Количество конденсата, идущего из охладителя выпара станционного деаэратора Д - 1,2 в дренажный бак:

Количество конденсата, поступающего из дренажного бака в станционный деаэратор Д - 1,2:

Окончательно:

а также количество воды, идущей в цикл станции и на подпитку теплосети из Д - 1,2:

Расход пара на станционный атмосферный деаэратор определяем из уравнения теплового баланса деаэратора с охладителем выпара (при = 1,005):

Согласно приведённым выше расчётам, имеем и «выпар» из станционного деаэратора:

И, наконец, из уравнения теплового баланса определяем расход пара на деаэратор:



После преобразований получим:

Тогда

4.9 Расчёт подогревателей низкого давления

Расчётная схема для ПНД турбины представлена на рисунке 11.

П - 2

Уравнение теплового баланса:



Здесь

В последней формуле:

Имеем

П - 1

Уравнение теплового баланса:

Имеем

Окончательно, расход пара на ПНД - 2:

Расход пара на ПНД - 1:

4.10 Подсчёт расходов пара в отборах турбины и расхода пара в ПСГ

Расход пара в отборы.

D_I = D₅ = 0,0611 · D;

D_II = D₄ = 0,0728 · D;

D_III = D₃ ++ D_П + D_БП = 0,0264 · D + 0,0419177 · D + 22,22 + 13,11 = 0,0683177 · D + 35,33;

D_IV = D₂ = ;

D_V = D₁ + + D_БО + D_ПСВ = + 0,004365046 · D + + 6,188713524 + 13,04 + 0,001973 · D + 3,0233 = 0,015124791 · D + 21,37324495.

У D_ОТБ = 0,26811639 · D + 56,04875537.

Расход пара в ПСГ турбины.

D_ПСГ = D - У D_ОТБ = D - 0,26811639 · D - 56,04875537 = 0,731884 · D -
- 56,048755.

По балансу потоков конденсата в системе регенерации:

Значения D_ПСГ и близки друг к другу, что подтверждает правильность выполненных расчётов.

Определим расход пара на турбину из уравнения:

.

Удельный расход пара на турбину:

Значение

d_Э · N_Э = 4,446 · 65 · 10³ = 288990 кг/ч = 80,275 кг/с.

Значение можно найти после определения коэффициентов недовыработки:

у₅ · D_I = 0,75825 · 0,0611 · D = 0,046329 · D;

у₄ · D_II = 0,6261 · 0,0728 · D = 0,04558 · D;

у₃ · D_III = 0,45876 · (0,0683177 · D + 35,33) = 0,031341 · D + 16,2079908;

у₂ · D_IV = 0,28102 · = 0,014268 · D -

- 0,183925;

у₁ · D_V = 0,0516 · (0,015124791 · D + 21,37324495) = 0,000780439 · D +

+ 1,102859439;

= 0,138298 · D + 17,126925.

Таким образом,

D = 80,275 + 0,138298 · D + 17, 126925

Абсолютные расходы пара в отборах:

D_I = 0,0611 · D = 0,0611 · 113,03 = 6,906133 кг/с;

D_II = 0,0728 · D = 0,0728 · 113,03 = 8,228584 кг/с;

D_III = 0,0683177 · D + 35,33 = 0,0683177 · 113,03 + 35,33 = 43,05194963 кг/с;

D_IV = = 0,050773899 · 113,03 - 0,654489583 = 5,084484221 кг/с;

D_V = 0,015124791 · D + 21,37324495 = 0,015124791 · 113,03 + 21,37324495 = 23,0828 кг/с.

У D_ОТБ = 86,353950851 кг/с.

D_ПСГ = 0,731884 · D - 56,048755 = 0,731884 · 113,03 - 56,048755 = 26,676094 кг/с.

D = У D_ОТБ + D_К = 86,353951 + 26,676094 = 113,03 кг/с.

Проверка результатов по балансу мощностей.

= = К · ,

где К =

Таким образом, получаем

N_I = К · D_I · Н_i5 = 0,00097614 · 6,906133 · 200,55 = 1,351978277 МВт;

N_II = К · D_II · Н_i4 = 0,00097614 · 8,228584 · 310,18 = 2,491443301 МВт;

N_III = К · D_III · Н_i3 = 0,00097614 · 43,0519496 · 449 = 18,86910381 МВт;

N_IV = К · D_IV · Н_i2 = 0,00097614 · 5,084484 · 596,45 = 2,96028168 МВт;

N_V = К · D_V · Н_i1 = 0,00097614 · 23,0828 · 786,77 = 17,72753657 МВт.

= 43,400343638 МВт.

N_ПСГ = К · D_ПСГ · Н_iПСГ = 0,00097614 · 26,676094 · 829,58 = 21,60193336 МВт.

N_Э = N_ПСГ + = 43,400343638 + 21,60193336 = 65,002276998 МВт (невязка ничтожна, N_Э = 65 МВт).

Проверка значения расхода пара в ПСГ.

Расход пара, определённый по балансу потоков конденсата в системе регенерации:

ДD_К =

Невязка, отнесённая к расходу пара на турбину:

дD_К =

Расходы пара на регенеративные подогреватели.

Подогреватель ПВД №5 D₅ = 0,0407 · D = 0,0611 · 113,03 = 6,906133 кг/с;

ПВД №4 D₄ = 0,0501 · D = 0,0728 · 113,03 = 8,228584 кг/с;

ПВД №3 D₃ = 0,0675 · D = 0,0264 · 113,03 = 2,983992 кг/с;

Деаэратор

кг/с;

ПНД №2

D₂ = 0,050773899 · D - 0,654489583 =

= 0,050773899 · 113,03 - 0,654489583 = 5,084484 кг/с;

ПНД №1

Расходы теплоносителей по другим элементам тепловой схемы.

Расход пара на деаэратор Д - 1,2:

Расход пара на подогреватель сырой воды.

Количество питательной воды, подаваемой в котёл.

D_ПВ = 1,04342 · D = 1,04342 · 113,03 = 117,93776 кг/с.

4.11 Расчёт подогревателя сетевой воды

Коэффициент, учитывающий потери тепла в подогревателе, принимаем равным К_ПСГ = 1,003. Температурный напор в подогревателе - дt = 4 ⁰С.

Температура конденсата при Р_К = 0,0675 МПа: t_К = 89 ⁰С, следовательно, температура сетевой воды на выходе из подогревателя будет составлять .

При температуре обратной сетевой воды t_ОБР = 70 ⁰С, определяем из уравнения теплового баланса её расход через подогреватель:

4.12 Энергетические показатели ПТУ

1) Удельный расход пара на турбину:

2) Полный расход тепла на турбоустановку:

3) Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

4) Полный расход тепла на производственные потребители.

Здесь ct_К - энтальпия возврата конденсата с производства, ct_ОБР = - энтальпия воды, идущей на восполнение потерь пара и обратного конденсата у потребителя тепла.

5) Расход тепла на отопление.

6) Расход тепла на выработку электроэнергии на турбоустановке.

7) КПД ПТУ по выработке электроэнергии.

8) Расход тепла на паровой котёл.

Здесь определена при Р_К = 9,81 МПа и

9) КПД транспорта теплового потока ПТУ.

10) КПД ПТУ по выработке электроэнергии брутто.

где з_ПК = 0,92 - КПД парового котла.

11) КПД ПТУ по отпуску тепловой энергии (брутто).

где з_Т = 0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей.

12) Удельные расходы условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии.

13) Удельная выработка электрической энергии на тепловом потреблении.



14) Удельный расход теплоты брутто.

4.13 Оценка экономической эффективности реконструкции

Предполагается, что реконструируемая турбина ПТР - 65/70 - 90/11 будет замещать выработавшую свой ресурс турбину типа ПТ - 60 - 90.

Экономический эффект от реконструкции будем определять исходя из большей тепловой экономичности новой турбины на теплофикационных режимах работы по сравнению с турбиной ПТ - 60 - 90.

Данные по турбине ПТ - 60, необходимые для расчёта, получены в отделе ПТС и планово-экономическом отделе ИвТЭЦ - 2 для режима работы с номинальной электрической нагрузкой и тепловой нагрузкой отборов аналогичной принятой для расчёта тепловой схемы турбины ПТР - 65/70 - 90/11:

- годовая выработка электроэнергии: W_ГОД = 197390 тыс. кВт · ч;

- удельный расход теплоты брутто:

- КПД котельного цеха: з_КЦ = 88,23%;

- в качестве топлива будет использоваться кузнецкий уголь с низшей теплотой сгорания цена угля по состоянию на конец 2015 г.: Ц_УГЛЯ= 1869,73 т.н.т.

Удельный расход теплоты брутто для турбины ПТР - 65/70 - 90/11 на теплофикационном режиме работы рассчитан в п. 4.12 и составляет:

Капитальные вложения в реконструкцию составляют: К_РЕК = 127200000 руб.

Цена тонны условного топлива:

Рассчитываем экономический эффект:

Оцениваем срок окупаемости:

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос о реконструкции паровой турбины типа Р - 46 (50) - 90 (130)/11.

Выполнены: тепловой расчёт реконструируемой турбины, а также расчёт тепловых схем турбины до (Р - 46 (50) - 90 (130)/11) и после реконструкции (ПТР - 65/70 - 90/11).

Проведённый расчёт показал, что новая турбоустановка имеет высокую тепловую экономичность в теплофикационном режиме работы. На основании этого в экономической части определён экономический эффект от эксплуатации новой турбоустановки, замещающей турбину ПТ - 60 - 90, выработавшую свой ресурс. Высокая экономичность новой турбины позволяет окупить проект за 3 года.

Список использованной литературы

1. ГОСТ 12.1.003 - 83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

2. ГОСТ 12.1.005 - 88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

3. ГОСТ 12.1.012 - 90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.

4. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник. - М.: Энергоиздат, 1982.

5. Капелович Б.Э. Тепловой расчет паровых турбин - М.: Энергия, 1976.

6. Мошкарин А.В., Чухин И.М. Расчет тепловых схем ТЭС. - Иваново: ИЭИ, 1985.

7. Охрана труда в машиностроении: Учебник для машиностроительных вузов /
/ Е.Я. Юдин, С.В. Белов, С.К. Баланцев и др. - М.: Машиностроение, 1983.

8. Ривкин С.П., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара - М.: Энергия, 1981.

9. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.:Энергия, 1976.

10. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. - М.: Высшая школа, 2003.

11. СН 2.2.4.548 - 96. Гигиенические требования к микроклимату помещений.

12. СН 2.2.4/2.1.8.562 - 96. Шум на рабочих местах, в помещениях жилых и общественных зданий и на территории жилой застройки.

13. СН 2.2.4/2.1.8.566 - 96. Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий.

14. Соколов А.К. Безопасность и экологичность в дипломном проектировании: Учебное пособие / ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический уни - верситет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2009.

15. Стерман Л.С., Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные электрические станции. - М.:Энергоиздат, 1982.

16. Техническая документация ИвТЭЦ - 2.

17. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоиздат, 1990.

18. Чернов К.В. Задачи и алгоритм выполнения раздела выпускной квалификационной работы по безопасности и экологичности: Методические указания. - Иваново, 2009.

19. Щегляев А.В. Паровые турбины. - М.: Энергия, 1976.

Размещено на Allbest.ru