Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Быстрое развитие производства энергоёмких процессов предопределяет качественно новый подход к электроэнергетике. Сложная экономическая и политическая ситуация в государствах СНГ определяет тенденции развития энергетики непосредственно на территории этих стран.

В настоящее время примерно 65% электроэнергии производится на ТЭС и такое соотношение в производстве электроэнергии сохранится на достаточно долгую перспективу. Это обусловлено следующими основными моментами:

-отсутствие достаточной безопасности при эксплуатации АЭС;

-тенденциями в изменении топливной базы.

В настоящее время ликвидация напряжённости энергетического баланса является главной и первоочередной задачей предстоящего этапа развития энергетики.

Стратегической по характеру является задача всемерного повышения народохозяйственной эффективности энергетики - обеспечение экономически оправданной потребности народного хозяйства в топливе и энергии при минимальных затратах.

Уменьшение эффективных запасов нефти и газа в европейской части страны, перемещение их добычи в отдалённые и труднодоступные районы, быстрое сокращение действующих производственных мощностей в топливных отраслях и компенсация этих мощностей освоением менее эффективных месторождений - всё это обуславливает в перспективе рост затрат на все виды топлива. Капвложения на единицу дополнительной мощности могут существенно возрасти при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа. Необходимо интенсивнее замещать нефтетопливо природным газом на действующих ТЭС, чтобы исключить мазут из топливного баланса ТЭС. Вместе с тем снижение темпов роста добычи природного газа, замещение им мазута на ТЭС и удовлетворение потребности газе других потребителей, приводят к сокращению его ресурсов для электростанций начиная с 1998 г. Но учитывая отставание в развитии атомных источников электроэнергии и теплоты и ограниченность собственных энергоресурсов в европейскую зону России потребуется по-прежнему привлекать ресурсы органического топлива из восточных регионов и, прежде всего газ месторождений севера Тюменской области и Ямала. Увеличение потока газа в европейскую часть страны связана главным образом с ростом в этом регионе производства теплоты на ТЭЦ и котельных и электроэнергии, работающих, в высокоэкономичном теплофикационном режиме. Имеется в виду использование газа на новых ТЭЦ и на модернизированных, расширяемых станциях в крупных городах, где без использования газа практически невозможно удовлетворить экологические требования.

В число задач энергетической программы, которые были решены в последнее время, входит завершение формирования единой электроэнергетической системы страны.

Преимущества совместных электростанций в энергосистемах, а энергосистем в крупных объединениях, которые входят в ЕЭС, можно зафиксировать по двум составляющим:

уменьшение совместного максимума нагрузки ЕЭС по сравнению с суммой максимумов нагрузки объединённых и районных систем;

сокращение удельного расхода топлива на производство электроэнергии за счёт рационального распределения общей выработки между отдельными энергосистемами и электростанциями.



1. Общие сведения о Ново-Салаватской ТЭЦ.

1.1 Описание станции

газомазутный турбоустановка котел газовый

Ново-Салаватская ТЭЦ является основным источником тепло- и электроснабжения нефтехимического объединения ОАО “Салаватнефтеоргсинтез” и, в то же время, ОАО "Салаватнефтеоргсинтез" является единственным потребителем тепловой энергии, производимой Ново-Салаватской ТЭЦ.

Установленная электрическая мощность станции 530 МВт, тепловая - 1619 Гкал/ч.

Снижение установленной электрической мощности, достигшей в 1981 году 570 МВт, до 530 МВт связано с сокращением потребления пара и перемаркировкой, в связи с этим, в 1990 году турбин типа Р-50 ст. №3,4 на Р-40, а в 1991 году - турбины Р-100 ст. №5 на Р-80. Технические характеристики и возможность обеспечения номинальных электрических и тепловых нагрузок указанных турбин при условии наличия требуемого количества отбора пара не изменились.

Номинальное давление свежего пара перед турбинами 130 кгс/см2, температура 550оС.

Основное оборудование ТЭЦ:

паровые котлы типа Е-420-140 ГМ (ТГМ-84) ст. №1-10;

турбины ПТ-50-130/7 ст.№1, Т-50-130/1 ст.№2, Р-40-130/13 ст.№3,4, Р-80-130/15 ст. №5, ПТ-135/165-130/15 ст. №6,7.

Основным видом топлива для котлов Ново-Салаватской ТЭЦ с 1989 года установлен природный газ (Qрн=8006 ккал/нм3), резервным - мазут топочный высокосернистый марки 100 (Qрн=9759 ккал/кг, Sрср.=2,7%).

В топливном балансе 2006 года доля природного газа составила 88,6%, доля мазута - 11,4%. В течение года топливный баланс меняется в зависимости от объемов поставки газа.

Параметры отпускаемого от ТЭЦ пара:

пар свежий 135 ата - 555 оС, расход - 50 - 100 т/ч;

пар отборный 35 ата - 390 оС, расход - 15 - 90 т/ч;

пар отборный 16 ата - 290 оС, расход - 160 - 630 т/ч;

пар отборный 7 ата - 220 оС, расход - 50 - 170 т/ч.

Максимальное количество тепла, отпускаемого внешним потребителям с горячей водой на отопление, составляет 175 Гкал/ч. Расход сетевой воды задается и поддерживается на уровне 2500 т/ч.

Отпуск потребителю химически обессоленной воды составляет 100-200 т/ч, химически очищенной воды до 250 т/ч.

Количество тепла, отпущенного станцией в 2007 году, составило 111,5% по отношению к 2006 году. Объем выработки электрической энергии - 116,22%.

Электроснабжение ОАО "Салаватнефтеоргсинтез" осуществляется по кабельным и воздушно-кабельным линиям. Избыток электрической мощности ТЭЦ поступает в энергосистему по линиям 110 кВ.

Схема водоснабжения ТЭЦ оборотная с четырьмя башенными градирнями пленочного типа с напорным водораспределением. Площадь орошения каждой градирни составляет 1600 м². Нужды станции в технической воде обеспечиваются насосной станцией ОАО "Салаватнефтеоргсинтез", расположенной на реке Белая.

Мазутное хозяйство ТЭЦ обеспечивает подготовку мазута и его подачу котлам при давлении 40 кгс/см2 и температуре 125-140 оС в зависимости от его исходной вязкости.

Необходимый запас мазута создается в трех наземных металлических резервуарах емкостью по 10 тыс.куб. метров.

Транспортировка мазута в резервуары ТЭЦ производится по трубопроводам насосами ТСЦ ОАО «Салаватнефтеоргсинтез». В весенний, летний и осенний периоды, по инициативе поставщика, трубопроводы закачки мазута находятся на консервации. Аналогичная консервация трубопроводов закачки осуществлялась и в 2007 году. Станция на указанные сроки полностью переводится на сжигание природного газа. Транспортировка газа к ГРП №1,2 НСТЭЦ - от Салаватской ГРС-4 по газопроводу Ду 700 мм.

Водоподготовительные установки станции обеспечивают двухступенчатое обессоливание исходной воды и очистку конденсата, возвращаемого с производства, для основного цикла станции.

Подготовка химически очищенной воды для нужд станции и котлов-утилизаторов потребителя производится установкой технологических нужд.

1.2 Характеристика основного оборудования ТЭЦ

Характеристика паровых котлов Е-420-140 ГМ.

Ст. № котла	Тип котла	Производ-ть -	Параметры свежего пара	Горелочные устройства
		т/ч	кгс/см2	оС	Кол. Шт.	тип	Производительность	Колич ярусов
							м3/ч	кг/ч
1	ТГМ-84	420	140	560	8	ГМПЭГ-35	4000	3650	3
2	ТГМ-84А	420	140	560	8	ГМПЭГ-35	4000	3650	3
3	---«---	420	140	560	8	ГМПЭГ-35	4000	3650	3
4	---«---	420	140	560	8	ГМПЭГ-35	4000	3650	3
5	---«---	420	140	560	4	ГМПЭГ-70	8000	7500	2
6	ТГМ-84Б	420	140	560	4	ГМПЭГ-70	8000	7500	2
7	---«---	420	140	560	6	ГМПЭГ-46	6000	5000	2
8	---«---	420	140	560	8	ГМПЭГ-35	4000	3650	2
9	---«---	420	140	560	8	ГМПЭГ-35	4000	3650	2
10	---«---	420	140	560	8	ГМПЭГ-35	4000	3650	2

Регулирование температуры перегретого пара производится методом впрыска собственного конденсата в пароохладители, встроенные в «рассечки» пароперегревателей в две ступени на котле ст. №1 и в три ступени на котлах ст. №2-10.

Технические характеристики турбоагрегатов

Ст. №	Тип	Номинальные значения	Максимальные значения
		Мощн. элект.	Давление свеж. пара	Темпер. св.пара	Расход св.пара	Мощн. пр. отб.,	Мощн. тф. отб.,	Мощн. элект.	Расход св.пара	Мощн. пр.отб	Мощн. тф отб.	Расход пара в ЧНД
		МВт	кгс/см2	оС	т/ч	Гкал/ч	Гкал/ч	МВт	т/ч	Гкал/ч.	Гкал/ч	т/ч
1	ПТ-50-130/7	50	130	555	300	70	40	60	300	110	60	140
2	Т-50-130/1	50	130	555	260	-	95	60	260	-	95	140
3	Р-40-130/13	50	130	555	320	188	-	60	320	188	-	-
4	Р-40-130/13	50	130	555	320	188	-	60	320	188	-	-
5	Р-80-130/15	100	130	555	750	405	-	100	760	405	-	-
6	ПТ-135/165-130/15	135	130	555	750	204	110	162	760	220	140	330
7	ПТ-135/165-130/15	135	130	555	750	204	-	162	760	220	-	330

1.3 Режим работы ТЭЦ

Ново-Салаватская ТЭЦ работает по электрическому графику нагрузки с отпуском тепла потребителям. Доля выработки электроэнергии по теплофикационному циклу снизилась с 61,0% в 2009 г. до 55,5% в 2010 г.

Коэффициент использования электрической мощности станции по итогам 2010 года составляет 49,4%, тепловой мощности - 31,2%.

Нагрузки станции в зимний период обеспечивают 5-6 работающих котлов, в летний период - 3-4. Снижение нагрузки в ночные часы, в выходные и праздничные дни составляют 15-20%.

Спад электрических нагрузок в летний период по отношению к зимнему составляет около 50%, тепловых - более 60%.

Количество тепла, отпущенного с паром, в балансе отпуска тепла составляет более 90%, с горячей водой - 7-8%.

Отпуск отборного пара 16 ата обеспечивается производственным отбором (ПО) турбин ПТ-135 ст.№6,7 и противодавлением турбины Р-40 ст.№4. В качестве горячего резерва используются БРОУ-140/16 ата ст.№2,3,4. Турбина Р-80 ст.№5 переведена в режим длительной консервации.

Пар 8 ата к потребителю и на собственные нужды станции поступает из камер противодавления турбин Р-40 ст.№3 или №4, находящихся в работе поочередно, и производственного (П) отбора ПТ-50 ст.№1.

Горячий резерв обеспечивается БРОУ-140/8 и двумя РОУ-16/8 ата. Пар 35 ата подается к потребителю через РОУ-54/35 от нерегулируемых отборов турбин ПТ-135 ст.№6 или №7. Резерв обеспечивается БРОУ-140/35 ст.№5.

Пар 135 ата подается к потребителю от коллекторов поперечной связи ТЭЦ по одному из двух паропроводов. Второй паропровод находится в холодном резерве.

В целях предотвращения коррозии металла, более половины состава трубопроводов пара и воды к потребителю, отключенных в связи с отсутствием тепловых нагрузок, переведены в режим длительной консервации.

Отпуск тепла с горячей водой обеспечивается сетевыми подогревателями турбин Т-50-130/1 ст.№2 и ПТ-135/165-130/15 ст.№6.

Пиковые подогреватели используются в качестве резервных источников. Их наработка за отопительный сезон не превышает нескольких суток.

Подогрев добавочной воды для восполнения потерь пара и конденсата на объектах потребителя и ТЭЦ осуществляется в станционных теплообменниках и атмосферных (1.2 ата) деаэраторах паром из теплофикационных отборов турбин ст.№1,2,6.

Пар в деаэраторы 6 ата поступает из камер ПО отбора турбины ст.№1, противодавления Р-40 и РОУ-16/6 ата турбин ПТ-135 ст.№6,7.

Для подогрева воды в деаэраторах 6 ата и 1.2 ата используется также тепло продувочной воды котлов после расширителей непрерывной продувки 1-ой и 2-ой ступеней и расширителей дренажей. Тепло выпара деаэраторов 6 ата используется в атмосферных деаэраторах. Встроенный пучок конденсатора турбин ст.№2,6,7 может работать как в режиме пропуска циркуляционной воды, так и в режиме подогрева исходной воды, подаваемой на установки водоподготовки ТЭЦ. Доля конденсата, возвращаемого потребителем, составляет 35-40% от общего количества отпущенного пара, температура возвращаемого конденсата 70-80оС.

После охлаждения до температуры 35-40оС и очистки на установке конденсатоочистки, конденсат подается в основной цикл станции.



2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-135/165-130/15

2.1 Техническое описание и тепловая схема турбоустановки ПТ-135/165-130/15

В данной части отчета рассматривается расчет тепловой схемы промышленно - отопительной ТЭЦ с турбоустановкой ПТ-135/165-130/15 номинальной мощностью 135 МВт, с параметрами свежего пара 12,8 МПа, 560єС. Максимальная мощность турбины 165 МВт.

Турбина имеет производственный отбор 1,47 ± 0,3 МПа, 300 т/ч при номинальном режиме и два теплофикационных отбора с номинальным отпуском тепла 128 МВт при расчетном режиме, соответствующем температуре наружного воздуха - 5єС. Пределы регулирования верхнего отбора приняты 0,0588 - 0,245 МПа, нижнего отбора 0,0392 - 0,118 МПа. Для догрева сетевой воды до температуры 150єС предусматриваются пиковые водогрейные котлы.

Турбина ПТ-135/165-130/15 двухцилиндровая, рассчитана на максимальный расход пара 760 т/ч. Мощность турбины на конденсационном режиме при выключенных регулируемых отборах пара 120 МВт. Расход пара в конденсатор при этом составляет 320 т/ч. Промышленный отбор осуществляется после цилиндра высокого давления, пар на подогрев сетевой воды отбирается из цилиндра низкого давления. Часть низкого давления выполнена однопоточной. Турбина имеет, кроме того, встроенный пучок в конденсаторе для предварительного подогрева обратной сетевой воды.

Температура подогрева питательной воды при номинальном режиме принята 232єС. Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в охладителях эжектора конденсатора турбины и эжектора уплотнений, в подогревателе уплотнений, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины.

Пар на ПВД1 и ПВД2 отбирается из ЦВД, на ПВД3 и деаэратор - из регулируемого промышленного отбора за ЦВД, на ПНД4 и ПНД5 - из нерегулируемых отборов ЦНД, и на ПНД6 и ПНД7 - из регулируемых теплофикационных отборов.

Подогреватели высокого давления 1 и 2 имеют встроенные охладители дренажа. Недогрев в ПВД составляет от 3,5 до 4,0єС, в ПНД - от 5,1 до 5,4єС.

Дренаж из подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор. Из ПНД4 дренаж сливается в ПНД5 и затем в ПНД6, откуда сливным насосом подается в смеситель СМ1 на линии основного конденсата между ПНД5 и ПНД6. Из ПНД7 дренаж каскадно направляется в конденсатор, куда сливаются также дренажи из охладителей эжекторов.

Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей ВС и НС соответственно подается сливными насосами в смесители СМ1 между подогревателями 5 и 6 и СМ2 между подогревателями 6 и 7. Подогрев сетевой воды предусматривается последовательно в двух сетевых подогревателях; для подогрева обратной сетевой воды до ее поступления в нижний сетевой подогреватель может быть использован встроенный теплофикационный пучок конденсатора. Насосы сетевой воды установлены перед сетевыми подогревателями, сетевые насосы 2-й ступени - после сетевых подогревателей, перед пиковыми водогрейными котлами (ПВК).

Характерным для турбин типа ПТ является необходимость обеспечить подогрев и деаэрацию добавочной воды, восполняющей потери конденсата производственного отбора, а также подогрев обратного конденсата производственного отбора. Для этой цели в тепловой схеме турбоустановки ПТ-135/165-130/15 предусматривается использование верхнего теплофикационного отбора для подогревателя добавочной воды и деаэратора 0,12 МПа. После подогревателя добавочная вода поступает в деаэратор 0,12 МПа, куда направляется обратный конденсат производственного отбора и дренаж ПОВ, затем общий поток воды перекачивается в смеситель перед ПНД5.

Пар из уплотнений турбины направляется в ПВД3 и охладитель уплотнений ОУ. Паровоздушная смесь из концевых уплотнений отсасывается эжектором. Пар из уплотнений штоков клапанов направляется в деаэратор питательной воды.

Последовательность расчетов и исходные данные

Первым этапом расчета тепловой схемы теплофикационной турбоустановки является составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расходов пара на каждый из них на основании заданной тепловой нагрузки турбины и температурного графика.

Давление пара в отборах турбины устанавливается исходя из требований промышленного потребителя и температурного графика сетевой воды. После этого составляются тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления, деаэраторов и подогревателей низкого давления.

Расчет тепловой схемы теплофикационной турбины удобнее проводить, задаваясь расходом пара на турбину и в конце расчета определяя электрическую мощность турбоагрегата. Заканчивается расчет определением показателей тепловой экономичности турбоустановки и ТЭЦ в целом.

Промышленный отбор Dп=84 кг/с.

В соответствии с графиком тепловой нагрузки, температурой сетевой воды и коэффициентом бТЭЦ=0,6 (см. рис. ) отопительная нагрузка ( при tнар= - 50С) Qт=128МВт, энтальпия сетевой воды: iвп.с= 415,6 кДж/кг, iво.с=149,2 кДж/кг. Паровая нагрузка парогенератора Dпг=208 кг/с. Расход пара на турбину за вычетом 1,5% утечек принимаем равным D0=204,9 кг/с. С учетом продувки Dп.в=211,1 кг/с. Протечки через уплотнения составляют Dу=0,015ЧD0=3,1 кг/с, в том числе Dу3 =1,16 кг/с; Dп.у=1,94 кг/с. Рабочий процесс пара в турбине, протекающий в соответствии с заводским расчетом, показан на рис. 14.3. Данные о параметрах пара и воды в турбоустановке и в охладителях дренажа приведены в табл. 1.1,1.2, значения внутренних относительных к.п.д. отсеков турбины - в табл. 1.3; параметры пара и воды в установке использования продувки парогенератора - в табл. 1.4.

Теплообменники	tд,0С	iвд,кДж/кг	Ид, оС	д, кДж/кг	qо.д кДж/кг
ОД1	219,6	942,1	10,0	40,4	76,6
ОД2	194,8	829,3	10,0	36,6	75,9

Определяем выход пара из расширителя продувки. Из уравнения теплового баланса расширителя

D,п=

где р=0.98 - коэффициент, учитывающий потерю тепла в расширителе, отсюда

Выход продувочной воды из расширителя

D,пр=Dпр - D,п=3,1 - 1,32=1,78 кг/с.

Отсек турбины	Интервал давления пара, МПа	Внутренний относительный к.п.д. отсека %
0 - 1	12,0-3,39	79,5
1 - 2	3,39-2,145	81,2
2 - 3	2,145-1,27	83,8
3 - 4	1,245-0.49	82,6
4 - 5	0,490-0,261	82,3
5 - 6	0,261-0,128	81,1
6 - 7	0,128-0,048	80,8
7 - К	0,048-0,0034	0



Показатель	Параметры пара и воды.
	Давление, МПа	Температура, оС	Энтальпия, кДж/кг
Продувочная вода ПГ	14,7	340,6	1600.4
Пар из расширителя	0,588	158,1	2755,6
Продувочная вода из расширителя	0,588	158,1	667,0

Тепловые балансы подогревателей.

Сетевая подогревательная установка.

Параметры пара и воды сетевой подогревательной установки приведены в табл.

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
Греющий пар
Давление в отборе p, МПа	0,048	0,128
Давление в подогревателе p, МПа	0,0418	0,104
Температура t, оС	82	108
Отдаваемое тепло qн.с,qв.с, кДж/кг	2164	2188
Конденсат греющего пара
Температура насыщения tн, оС	76,8	101,0
Энтальпия при насыщении i,, кДж/кг	322,0	422,0
Сетевая вода
Температура на входе tо.с,tн.с, оС	35,4	74,9
Энтальпия iво.с,iвн.с, кДж/кг	149,2	314,2
Температура на выходе tн.с,tв.с, оС	74,9	99,0
Энтальпия на выходе iвн.с,iвв.с, кДж/кг	314,2	415,6
Недогрев в подогревателе ин.с,ив.с, оС	1,9	2,0
То же ин.с, ив.с, кДж/кг	7,8	6,4
Подогрев в подогревателе iн.с, iв.с, кДж/кг	165	101,4

Для рассчитываемого режима расход сетевой воды равен:

Gс.в.===480 кг/с.



Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя

Dн.с.qн.с.=Gс.в.;

Dн.с 2164=480165,

отсюда Dн.с=36,9 кг/с.

Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя

Gс.в;

,отсюда =22,3 кг/с

Регенеративная подогревательная установка

Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка:

ПВД1:

(+)=

,

Отсюда

ПВД2:

(+)+=

(2177,8+75,9)+10,45 112,8 = 211,1

Отсюда =9,72 кг/с.

Подогрев воды в питательном насосе. Работа сжатия воды в идеальном процессе

=(-(17,5-0,6) = 18,6 кДж/кг;

К.п.д. насоса =, где учитывает механические и прочие потери насоса (от протечек).

Внутренняя работа сжатия воды в насосе и подогрев воды

= = = = 23 кДж/кг.

Энтальпия воды после питательного насоса

= + = 667,0 + 23,0 = 690,0 кДж/кг.

ПВД3:

+ + (+) =

.

Деаэратор питательной воды

Материальный баланс деаэратора. Поток конденсата на входе в деаэратор

- ( - + - ;



расход пара на эжектор =1 кг/с; = 0,5 кг/с - расход пара на концевые уплотнения;

=+ = 1,5 кг/с;= 1 кг/с - расход пара из уплотнений штоков клапанов;

= 211,1- (10,45+9,72+8,5+1,16) - -1,0+1,0+0,5-1,32; = 180,45 -

Тепловой баланс деаэратора.

+ (+ + + = [ + ]

После подставки выражения и численных значений известных величин получаем:

2973 + 29,81 793,3 + 1,0 3477 + (180,45 - ) 603,1 + 1,32 2755,6 = (211,1 667 + 1,52755,6) ,

Отсюда и из уравнения материального баланса

= 180,45 - 2,74 = 177,71 кг/с.

Установка для подогрева и деаэрации добавочной воды

Материальный баланс деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ (см. рис. 1.1.):

= + + + ;

- ) + + .

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП



= ,

где = - = 667,0 - 167,0 = 500 кДж/кг,

1,78 500,0 = 46,88;

Отсюда = 19,0 кДж/кг.

После охладителя продувки воды с энтальпией около 60 кДж/кг поступает на химводоотчистку, а затем в подогреватель химически очищенной воды.

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды

Dп.о.в qв= ,

где= - =417,6 140,0=277,6 кДж/кг.

Возврат конденсата от производственных потребителей принят равным 50%:

=0,5Dп=42,0 кг/с; =42,01,783,1=46.88 кг/с;

Dп.о.в2172,7=46,88, откуда Dп.о.в=6,0 кг/с.

Таким образом,

=94,88 кг/с.

Тепловой баланс деаэратора химически очищенной воды

+ Dп.о.в + 0,5 + = ;



2610 + 6,0 437,3 + 42,0 377,0 + 46,88 417,6 = ( + 94,88 437,3) ,

Отсюда =1,6 кг/с; = 42,0 + 46,88 + 6,0 + 1,6 = 96,48 кг/с.

Регенеративные подогреватели низкого давления

ПНД4:

= ;

2178,4 = 177,71 93,4,

отсюда = 7,66 кг/с.

ПНД5 и СМ1, объединенное уравнение теплового баланса:

+ + + () + + + (, где ) = 177,71 - 7,66 - ( - 22,3 - 96,48 = 51,27 - (;

2199,4 (а)

ПНД6 и смеситель СМ2, объединенное уравнение теплового баланса:

+ () + + = [ + ()];

= - = 51,27 - - 36,9;

= 14,37 - ();

2610 + (7,66 + ) 526,1 +36,9 322 + (14,37 - ) 308,3 =

[(51,27 - ) 417,6 + (7,66 + ) 437,3] ;

196,4 + 2280,3 = 4400. (б)

Совместное решение двух уравнений (а) и (б) дает:

= 6,23 кг/с; = 1,39 кг/с;

= 51,27 - 7,62 = 43,65 кг/с,

= 14,37 - 7,62 = 6,75 кг/с.

Уравнение теплового баланса смесителя СМ1

+ () + = ;

43,65 417,6 + 96,48 437,3 + (7,66 +6,23 +1,39) 437,3 + 22,3 422 =

177,71 ;

= 427 кДж/кг, = 9,4 кДж/кг.

Уравнение теплового баланса смесителя СМ2

+ = ;

6,75 308,3 + 36,9 322 = 43,65 ;

= 321 кДж/кг, = 12,7 кДж/кг.

ПНД7:

=;

2158,6 = 6,75 78,0,

отсюда = 0,25 кг/с; = - , где = 230 кДж/кг (задаемся).

Подогреватели уплотнений, охладители уплотнений и эжекторов.

Уравнение материального баланса конденсатора. Поток конденсата

= - - - -;

= 6,75 - 0,25 -1,94 - 1,0 - 0,5 = 3,06 кг/с.

Определение потока воды на циркуляцию в соответствии с заданной энтальпией конденсата после ПУ, охладителей-эжекторов и уплотнений ЭУ:

+ = ( + );

= - = 2755,6 - 223,0 =2532,6 кДж/кг;

2200 кДж/кг;

= - = 230,0 - 110,6 = 119,4 кДж/кг;

1,5 2532,6 + 1,94 2200 = (6,75 + ) 119,4;

= 60,4 кг/с,

отсюда кратность рециркуляции

= = = 9,9.

Тепловой баланс подогревателя уплотнений

= ( + );

1 94 2200 = (6,75 + 60,4 );



= 63,1 кДж/кг;

Тепловой баланс охладителя эжекторов и уплотнений

= ( + );

1,5 2532,6 = 68,15 .

= 55,6 кДж/кг.

Паровой баланс турбины

= = 10,45 кг/с; = = 9,72 кг/с; = + + = 8,5 + 2,74 + 84,0 = 95,24 кг/с;

= = 7,66 кг/с; = = 6,23 кг/с; = + + + = 1,39 +1,6 + 6,0 + 22,3= 31,29 кг/с;

= + = 0,25 +36,9 = 37,15 кг/с;

= 197,74 кг/с; = 3,1 кг/с;

= 1,0 кг/с.

= - - - = 204,9 - 3,1 -1,0 -197,74 = 3,06 кг/с = .

Материальный баланс пара и конденсата сходится с достаточной точностью.

Итак, основные потоки пара = 208 кг/с (750 т/ч ); = 204,9 кг/с (736 т/ч);

= 84,0 кг/с (300 т/ч); = 3,06 кг/с (11 т/ч); =22,3 кг/с (80,2 т/ч);

= 36,9 кг/с (133,0 т/ч).

Энергетический баланс турбоагрегата

Определяем мощность отсеков турбины и полную ее мощность (табл.).



Отсек турбины	Интервал давления, МПа	Пропуск пара через отсек	, кДж/кг	, МВт
		обозначение	Численное значение, кг/с
0-1	12,0-3,39	--	202,74	329,0	66,60
1-2	3,39-2,145	-	192,29	98,0	18,85
2-3	2,145-1,27		182,57	110,0	20,10
3-4	1,245-0,49	-	85,39	171,0	14,60
4-5	0,49-0,261	-	77,73	94,0	7,30
5-6	0,261-0,128	-	71,5	98,0	7,01
6-7	0,128-0,048	-	40,21	124,0	4,99
7-К	0,048-0,0034	-	3,06	0,0	0,0

Примечание. =? = 139,45 МВт.

Электрическая мощность турбоагрегата

= = = 0,98 = 136,5 МВт.

Энергетические показатели турбоустановки и теплоэлектроцентрали

Турбинная установка

Полный расход тепла на турбоустановку

= ( - );

= 204,9 (3521- 1011,9) = 514,0 МВт (1850,0 ГДж/ч).

Расход тепла на производственные потребители

= - - (- );

= 84,0 2973 - 42,0 377,0 - 42,0140,0 = 228,32 МВт (823,0 ГДж/ч ).

Расход тепла на отопление

= /; = 128/0,995= 128,5 МВт (462,0 ГДж/ч).

Общий расход тепла на внешних потребителей

= + = 228,32+ 128,5= 356,82 МВт (1285,0 ГДж/ч).

Расход тепла на турбинную установку по производству электроэнергии

= - ( - ) - ( + ) ( - ) - ,

= 514,0 - 1,32 (2755,6 - 1011,9) - (3,1 + 1,78) (1011,9 - 140) - 356,82 =150,62 МВт (541,0 ГДж/ч).

Коэффициент полезного действия по производству электроэнергии

= = 0,905.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии

= = 1,105 или 3980 кДж/(кВт ч).

В таблице приведены параметры свежего пара у парогенератора.

Параметры пара	Значения параметров
Давление ,МПа	13,8
Температура , оС	570
Энтальпия ,кДж/кг	3525,0

Тепловая нагрузка парогенераторной установки

= ( - ) + ( - );

= 208,0 (3525,0 - 1011,9) + 3,1 (1600,4 - 1011,9) = 524,8 МВт

(1890 ГДж/ч).

Коэффициент полезного действия трубопроводов

= = = 0,98.

Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии

= = 0,905 0,98 0,92 = 0,816.

Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску тепла на отопление

= = 0,995 0,98 0,92= 0,896.

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

= = 151,0 г/(кВтч).

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии

= = 38,1 кг/ГДж.

2.2 Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ - 135/165 - 130/15 для условий неотопительного сезона на конденсационном режиме

Исходные данные для расчета:

Расход свежего пара на турбину DО=142 кг/с

Давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД РО=12,75 Мпа

Температура свежего пара tО=560оС

Давление в конденсаторе РК=0,0069Мпа

Параметры производственного отбора:

Расход пара DПР=0

Сетевые подогреватели отключены QТ=0

Рис. 2.1 Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-135/165-130-15

Расчет оценочных значений расхода пара по отсекам турбины

Принятые значения расходов: DП7=6,6 кг/с; DП6=7,3 кг/с; DП5=3,1 кг/с; DП=4,4 кг/с; DП4=5,5 кг/с; DП3=4,7 кг/с; DП2=4,5 кг/с; DП1=0

Составляем Энергетический баланс турбоагрегата и составляем таблицу 1.1



Энергетический баланс турбоагрегата

I (РС) 2 - 7 8 - 9 10 - 11 12 - 13 Перепуск в ЦСНД 14 - 16 17 - 18 19 - 20 21 - 22 23 - 25	Dрс = Dо-Dшкд-Dшкэ=142-0,3-0,17=141,53 кг/с D1отс=Dрс-Ddуплвн=141,53-2,55=138,98 кг/с D2отс=D1отс+Dуплвн-Dп5упл-dпсупр1=138,98+2,55-1,97-0,6=138,96 кг/с D3отс=D2отс-Dп7=138,96-6,6=132,36 кг/с D4отс=D3отс-Dп6=132,36-7,3=125,06 кг/с Dцсндвх=D4отс-Dп5-Dд-Dпр-Dпсупл2=125,06-3,1-4,4-0,7=116,86 кг/с D5ост=Dцсндвх-Dпсупл3-D16упл=116,86-0,62-0,5=115,74 кг/с D6отс=D5отс+D16упр-Dп4=115,74+0,5-5,5=110,74 кг/с D7отс=D6отс-Dп3=110,74-4,7=106,04 кг/с D8отс=D7отс-Dп2=106,04-4,5=101,54 D9отс=D8отсDдп1=101,54-0=101,54 кг/с

Предварительно принимаются величины расходов пара через уплотнения штоков регулирующих клапанов и через концевые уплотнения.

Расчет давления в отборах турбины

Расчет давлений в камерах отборов на регенеративные подогреватели выполняется по формуле Стодола - Флюгеля:

Для нижних отборов ЦСНД, в камерах которых пар влажный, формула Стодола - Флюгеля применяется в следующем виде:

рг=рг0к*

Где Х0, Х - степень сухости пара в расчетном и рассматриваемом режимах соответственно.

Рп7=3,36*=3,1МПа Рп7=0,54*=0,4МПа

Рп6=2,26*=2,0МПа Рп7=0,27*=0,2МПа

Рп5=1,47*=1,2МПа Рп7=0,055*=0,04МПа



2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины на hs диаграмме воды и водяного пара

Внутренние относительные КПД отсеков турбины

Номера ступней ЦВР	КПД	Номера ступней ЦСНД	КПД
I (РС)	0,65	14	0,68
2 - 7	0,83	15 - 16	0,86
8 - 9	0,82	17 - 18	0,86
10 - 11	0,848	19 - 20	0,83
12 - 13	0,68	21 - 22	0,75
		23 - 25	0,72

Энтальпия пара на выходе регулирующей ступени hРС в реальном процессе расширения пара в ступени равна:

hрс=h0-зос•?hрс=3485-0,65•77=3435 кДж/кг

энтальпия пара в камере первого регенеративного отбора в реальном процессе расширения равна:

h1= hрс- зоi2-9• ( hрс-h1иэ)

h1=3534-0,83• (3535-3086)=3145кДж/кг

h2= h1-0,848• (h1- h2иэ)=3145-0,848• (3145-3034)=3051 кДж/кг

h3= h2-0,68• (h2- h3иэ)=3051-0,68• (3051-2929)=2968 кДж/кг

энтальпия пара в камерах отбора и на выхлопе ЦСНД h равна:

h4= h3-0,86• (h3- h4ИЭ)=2968-0,86• (2968-2738)=2770 кДж/кг

h5= h4-0,86• (h4- h5ИЭ)=2770-0,86• (2770-2644)=2662 кДж/кг

h6= h5-0,83• (h5- h6ИЭ)=2662-0,83• (2662-2545)=2564 кДж/кг

h7= h6-0,75• (h6- h7ИЭ)=2564-0,75• (2564-2428)=2462 кДж/кг

h8= h7-0,72• (h7- h8ИЭ)=2462-0,72• (2462-2233)=2297 кДж/кг

Расчет термодинамических параметров в подогревателях

По таблице свойств воды и пара в составлении насыщения (Ривкин С.Л.) определяются температуры насыщения, соответствующие давлениям в подогревателях.

Температура питательной воды tП7В на выходе из подогревателя П7 равна:

tп7в= tп7н-uп7=232,5-1,5=231оС.

аналогичным расчетом получены температуры воды на выходе остальных подогревателей:

tп6в=208,2оС; tп5в=180,0оС; tп4в=141оС;

tп3в=117,4оС; tп2в=92,6оС; tп1в=68,4оС;

температура и энтальпия дренажа, сливаемого их П7,П6 и П5, соответственно равны:

tп7в= tп6в+?п7од=208,2+8=216,2оС; hп7др=926,1 кДж/кг

tп6в= tп5в+?п6од=180,9+9,5=190,4оС; hп6др=809,3 кДж/кг

tп5в= tпнв+?п5од=162+10=172оС; hп5др=727,9 кДж/кг

Так как ПНД не имеют охладителей дренажа, то температура дренажа, сливаемого из подогревателей П4,П3,П2 и П1, численно равна температуре насыщения в соответствующем подогревателе.

Энтальпия конденсата отработавшего пара в конденсаторе определяется по таблице свойств воды и водяного пара в состоянии насыщения (Ривкин С.Л.):hКВ=162,25 кДж/кг.

После заполнения таблицы параметров рабочей среды (табл. 2.3.) выполняется расчет расходов пара и конденсата.

Расчет расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

Исходные данные:

Расход пара от уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСНД (в расчете принимается, что все протечки отнесены к клапанам ЦВД): в деаэраторах Dшкд=0,3 кг/с

в эжектор уплотнений Dшкэу=0,17 кг/с

Расход пара от уплотнений из деаэратора:

На основании эжектор Dэо=0,24 кг/с

На эжектор уплотнений Dэу=0,54 кг/с

На концевые уплотнения Dу=0,5 кг/с

Расход и энтальпия пара из первой камеры переднего уплотнения вала в ЦВД:

Dуплвн=2,55 кг/с; hуплвн=3440кДж/кг

Тепловая мощность сальникового подогревателя ПС QПС=5,2 МВт; суммарная тепловая мощность подогревателей, встроенных в эжектор уплотнений и в основной эжектор (утилизующих теплоту их потоков)

QПЭУ+ QПЭО=1,57 МВт;

Расход питательной воды, равный расходу пара на турбину ДПВ=142 кг/с.

Расчет расходов пара в регенеративные подогреватели, в деаэратор и конденсатор, а также расходов конденсата через подогреватели и смесители основывается на уравнениях материальных и тепловых балансов.

Расход пара в подогреватель П7:

Dп7•h1-Dп7др•hп7др=к7•Dпв•( hп7в-hп6в) Dп7др=Dп7



Параметры воды и водяного пара на конденсационном режиме

Параметры среды	Единицы измерения	Элементы тепловой схемы
		П7	П6	П5	Д	П4	П3	П2	П1	К
		Греющий пар
Давление в отборе	МПа	3,1	2,0	1,2	0,59	0,4	0,2	0,1	0,04	0,0069
Энтальпия в отборе	кДж/кг	3145	3051	2968	2798	2770	2662	2564	2462
Давление в подогревателе	МПа	2,928	1,865	1,108	0,59	0,389	0,194	0,093	0,036
Температура насыщения в подогревателе	оС	232,5	210,2	184,4	158,2	142,7	118,6	97,6	73,4
		Дренаж греющего пара
Недоохлаждение	оС	8,0	9,5	10,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Температура	оС	216,2	190,4	172,0	158,2	142,7	118,6	97,6	73,4
Энтпльпия	кДж/кг	926,1	809,3	727,9	667,7	600,7	497,8	408,9	307,2	162,25
		Нагреваемая среда на выходе
Давление	МПа	17,62	17,74	17,85		1,24	1,30	1,35	1,40
Недогрев	оС	1,5	2	3,5	0,0	1,7	1,2	5,0	5,0
Температура	оС	231,0	208,2	180,9	158,2	141,0	117,4	92,6	68,4
Энтальпия	кДж/кг	998,4	895,7	775,8	667,7	593,9	493,5	388,8	287,4
Коэффициенты рассеивания теплоты подогревателя в окружающую среду		1,008	1,007	1,006	1,005	1,004	1,003	1,003	1,003

Dп7•3145-Dп7•926,1=1,008•142•(998,4-895,7)

2218,9•Dп7=14700,067

Dп7=6,6 кг/с; Dп7др=6,6 кг/с

Расход пара в подогреватель П6 и слив дренажа:

dп6•h2+Dп7др•hп7др=к6•Dпв•( hп6в-hп5в)



Dп6•3051+6,6•926,1-(Dп6+6,6)•809,3=1,007•142•(895,7-775,8)

2241,7Dп6+770,88=17144,98

Dп6=7,3 кг/с Dп6дп=Dп6+Dп7 р

Dп6др=13,9 кг/с

Для определения расхода пара в подогреватель П5 предварительно рассчитывается подогрев воды в питательном насосе. Прирост энтальпии воды ?hПН, кДж/кг, в питательном насосе определяется по формуле:

?hпн== = 24,3 кдж;

Энтальпия воды на входе в подогреватель П5 равна:

hпнв=hдв+?hпн=667,7+24,3=692 кДж/кг

Выход пара в подогреватель П5 и слив дренажа в деаэратор:

Dп5др•h3+Dп5упл•hп5упл+Dдп6др•hп6др-Dдп5др•hп5др=K•Dпв•( hп5в•hппнв)

Dп5др=Dп5+Dп5упл+Dп6др

Dп5•2668+1,97•3258+13,9•809,3-(D п5+1,97+13,9)•727,9=1,006•142•(775,8-692)

2240,1D5+6115,76=11970,997

Dп5=2,6 кг/с; Dп5др=18,47 кг/с

Расход пара на деаэратор:

142=Dд+0,3-0,5-0,24-0,54+Dп4в+18,47

Dд+Dп4в=124,51 Dп4в=124,51-Dд

Dд•2698+984,42+(124,51-Dд)•593,9+18,47•727,9=1,005[142•667,7+ (0,5+0,24+0,54)•2755,7]

2374,1Dд+88375,233=98832,399

Dд=4,4 кг/с

Расход основного конденсата в деаэратор из подогревателя П4

Dп4в=120,11 кг/с

Превышение энтальпии дренажа над энтальпией основного конденсата, входящего в С3, мало и составляет:

hп3др- hп3в=497,8-493,5=4,3 кДж/кг

задавшись подогревом в смесителе С3, равным: ?hс3=0,4 кДж/кг

Определяем энтальпию на выходе из смесителя:

hс3зад=hп3в+?hс3=493,5+0,4=493,9 кДж/кг

расход пара в подогревателе П4:

Dп4•h3-Dп4др•hп4др=к4•Dп4в•(hп4в-hс3в) Dп4др=Dп4

2770•Dп4-Dп4•600,7=1,004•120,11•(593,9-493,9)

2169,3Dп4=12059,044

Dп4=5,6 кг/с

Задавшись подогревом в смесителе С2, равным: ?hс3=7,5 кДж/кг,

Определяем энтальпию потока на выходе:



?hс2зад=hп2в+?hс2=388,8+7,5=396,3 кДж/кг

Расход греющего пара в подогреватель П3:

Dп3+2662+5,6•600,7-(Dп3+5,6)•497,8=1,003•120,11-Dп3-5,6)•493,5-396,3)

2164,2Dп3+576,24=97,49•(114,51-дп3)

2261,69Dп3=10587,34

Dп3=4,7 кг/с

Расход дренажа из подогревателя П3 равен ДП3ДР=10,3 кг/с

Расход основного конденсата через подогреватель П3 равен:

Dп3в=Dп3в-Dп3др=120,11-10,3=109,81 кг/с

Повышение энтальпии дренажа в сливном насосе ДН3 равно:

?hДН3= = 1,8 кДж/кг.

Расчетное значение энтальпии потока на выходе их смесителя С3 равно:

=( + ?hДН3)= = 494 кДж/кг;

Расход пара в подогреватель П1: ДП1=0

Принимая подогрев в смесителе С1 ?hС1=68 кДж/кг, а энтальпию потока после сальникового подогревателя 239,7 кДж/кг определяем энтальпию потока на выходе из смесителя:

?hс1зад= hкурпнд+?hс1=239,7+68=307,7 кДж/кг

Dп2•2564-Dп2•408,9=1,003•(109,81-Dп2)•(388,8-307,7)

2155,1Dп2=81,34•(109,81-Dп2)

2236,44Dп2=8931,95 Dп2в=Dп3в-Dп2=109,81-DП2

Dп2=4,0 кг/с Dп2в=105,81 кг/с

Dп2= Dп2др

Подогрев дренажа в сливном насосе ДН2 ?hДН2 равен:

= = 2,1 кДж/кг;

Расчетное значение энтальпии потока на выходе смесителя С2 hС2В равно

hС2В = = 389,6 кДж/кг;

Расход основного конденсата, проходящего через клапан управления рециркуляции, в систему регенеративного подогрева равен ДКУРПНД=105,81 кг/с

Подогрев дренажа в сливном насосе ДН1 равен:

?hдн1= = 2,3 кДж/кг;

Энтальпия потока на выходе смесителя С1:hС1В=240 кДж/кг

Энтальпия потока на выходе из конденсатного насоса hКНВ равна:

?hкнв=+=162,25+=164,125 кДж/кг;

Qпэо+ Qпэу+ Qпс+К•(Dкурпнд+Dрец)•(hкурпнд-hкнв)

Подставляя известные параметры в уравнение получим:

(1,57+5,2)•103=1,003•(105,81+Dрец)•239,7-164,125

Dрец=0

Расход воды из конденсатора через конденсатный насос равен:

Dкнв=Dкурпнд+Dрец=105,81 кг/с



Проверка расчета по материальному балансу

Расходы пара из отборов ДјОТБ следующие:

D1отб=Dп7=6,6 кг/с

D2отб=Dп6=7,3 кг/с

D3отб=Dп5+Dд+Dпр=2,6+4,4+0=7 кг/с

D4отб=Dп4=5,6 кг/с

D5отб=Dп3=4,7 кг/с

D6отб=Dп2=4,0 кг/с

D7отб=Dп1=0 кг/с

Расходов отработавшего пара в конденсатор:

Dкп=Dо-Dшк-Dпсупл-?ј=17Dјотб=142-0,47-1,97-1,92-35,2=102,44 кг/с

Расход конденсата отработавшего пара турбины по балансу воды в конденсате

Dкв=Dкурпнд-Dпэодр-Dпэудр-Dпсдр

Dпэудр=Dэуд+Dэуупл+Dшкэ

Dкв=105,81-0,24-(0,54+0,5+0,17)-1,92=102,44 кг/с

Так как рассчитанные значения DКП и DКВ одинаковы, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.

Расчет мощностей турбины и турбогенератора

Внутренняя мощность турбины (на роторе)

WТ=?ДјОТС•?hј



Энергетический баланс турбоагрегата

Ступени отсека	Расход пара через отсек	Теплопроход отсека, кДж/кг	Внутренняя мощность отсека кВт
	Расчетная формула	Величина, кг/с
I(РС) 2 - 7 8 - 9 10 - 11 12 - 13 Перепуск В ЦСНД 14 - 16 17 - 18 19 - 20 21 - 22 23 - 25	Dрс=Dо-Dшкд-Dшкэ D1отс=Dрс-Dуплвн D2отс= D1отс+ Dуплвн-Dп5упл-Dпсупл1 D3отс= D2отс-Dп7 D4отс= D3отс-Dп6 Dцсндвх= D4отс-Dп5-Dд-Dпр-Dпсупл2 D5отс= Dцсндвх- DПСупл3-D16упл D6отс= D5отс+ D16упл-Dп4 D7отс=D6отс-Dп3 D8отс= D7отс-Dп2 D9отс=D8отс-Dп1	141,53 138,98 138,96 132,36 125,06 117,36 116,24 111,14 106,44 102,44 102,44	50 179 114 94 83 198 108 98 102 165	7077 24877 15841 12442 10380 23016 12003 10431 10449 16903

Сумма мощностей отсеков WТ=143419 кВт

С учетом потерь электрическая мощность на клеммах генератора равна:

NЭ= WТ-•?NП=143,42-2,52=140,9 МВт

Мощность, потребляемая на собственные нужды турбоустановки (на привод насосов конденсатно-питательного тракта), NСН, кВт:

Nсн= Nкн+ Nдн1 +Nдн2+ Nдн3+ Nпн

Мощность электропривода конденсатного насоса:

== 231,3кВт,



Мощность электроприводов сливного насоса ДН1:

==0 кВт,

Мощность электропривода сливного насоса ДН2

NДН2=0 кВт,

Мощность привода сливного насоса ДН3:

= = =21,56 кВт,

Мощность электропривода питательного насоса:

Nпн===4012,3 кВт,

NСН=231,3+0+0+21,56+4012,3=4265,1кВт=4,27МВт.

Отпускаемая электрическая мощность:

NЭОТ= NЭ- NСН=140,9-4,27=136,63 МВт;

Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку:

QТУ=ДО•(hО-hП7В)=142•(3485-998,4)=353097 кВт

Расход теплоты с паром производственного отбора QПР=0

Расход теплоты внешним потребителем:

QТП= QПР+ QТ=0



Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии:

QТУЭ= QТУ- QТП=353097 кВт

КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:

===0,399.

Цельный расход теплоты на производство электроэнергии (брутто):

===2,5 или =9000 кДж/кВт

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

==.

Выводы: В данной главе произведен расчет принципиальной тепловой схемы на номинальном и тепловом режимах.

Были получены следующие результаты:

На номинальном режиме:

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

===151,0г/кВт

Удельный расход условного топлива на отпуск тепла:

==



На конденсационном режиме:

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

==.



3. Описание и расчет котла ТГМ-84

3.1 Краткое описание котельного агрегата ТГМ-84

Котлоагрегат ТГМ-84 спроектирован по П-образной компоновке и состоит из топочной камеры, являющейся восходящим газоходом, и опускной конвективной шахты, разделенной на 2 газохода. Переходной горизонтальный газоход между топкой и конвективной шахтой практически отсутствуют. В верхней части топки и поворотной камере расположен ширмовый пароперегреватель. В конвективной шахте, разделенной на 2 газохода, размещены последовательно (по ходу газов) горизонтальный пароперегреватель и водяной экономайзер. За водяным экономайзером находится поворотная камера с золоприемными бункерами.

Два включенных параллельно регенеративных воздухоподогревателя установлены позади конвективной шахты.

Топочная камера имеет обычную призматическую форму с размерами между осями труб 6016*14080 мм и разделена двухсветным водяным экраном на две полутопки. Боковые и задняя стены топочной камеры экранированы испарительными трубами с диаметром 60*6 мм (сталь-20) с шагом 64 мм. Боковые экраны в нижней части имеют скаты к середине в нижней части под углом 15 к горизонтали и образуют «холодный» под.

Двухсветный экран состоит так же из труб диаметром 60*6 мм с шагом 64 мм и имеет окна, образованные разводкой труб, для выравнивания давления в полутопках. Экранная система с помощью тяг подвешена к металлоконструкциям потолочного перекрытия и имеет возможность при тепловом расширении свободно опускаться вниз.

Потолок топочной камеры выполнен горизонтальным и экранирован трубами потолочного пароперегревателя.

Топочная камера, оборудованная 18-ю мазутными горелками, которые расположены на фронтовой стене в три яруса. На котле установлен барабан внутренним диаметром 1800 мм. Длина цилиндрической части 16200 мм. В барабане котла организована сепарация промывка пара питательной водой.

Принципиальная схема пароперегревателей

Пароперегреватель котла ТГМ-84 по характеру восприятия тепла радиационно конвективный и состоит из следующих основных 3-х частей: радиационный, ширмовый или полурадиационный и конвективной.

Радиационная часть состоит из настенного и потолочного пароперегревателя.

Полурадиационный пароперегреватель состоит из 60 унифицированных ширм. Конвективный пароперегреватель горизонтального типа состоит из 2-х частей, размещенных в 2-х газоходах опускной шахты над водяным экономайзером.

На фронтовой стене топочной камеры установлен настенный пароперегреватель, выполненный в виде шести транспортабельных блоков из труб диаметром 42*55 (сталь 12*1МФ).

Выходная камера потолочного п/п состоит из 2-х сварных между собой коллекторов, образующих общую камеру, по одной на каждую полутопку. Выходная камера топочного п/п одна и состоит из 6-и сварных между собой коллекторов.

Входная и выходная камеры ширмового пароперегревателя расположены одна над другой и изготовлены из труб диаметром 133*13 мм.

Конвективный пароперегреватель выполнен по Z-образной схеме, т.е. пар заходит со стороны передней стенки. Каждый п/п состоит из 4-х однозаходных змеевиков.

К устройству для регулирования температуры перегрева пара относятся конденсационная установка и впрыскивающие пароохладители. Впрыскивающие пароохладители устанавливаются перед ширмовыми пароперегревателями в рассечке ширм и в рассечке конвективного пароперегревателя. При работе на газе работают все пароохладители, при работе на мазуте - только установленный в рассечке конвективного п/п.

Стальной змеевиковый водяной экономайзер состоит из 2-х частей, размещенных в левом и правых газоходах опускной конвективной шахты.

Каждая часть экономайзера состоит из 4-х пакетов по высоте. В каждом пакете два блока, в каждом блоке 56 или 54 четырехзаходних змеевика из труб диаметром 25*3,5 мм (сталь20). Змеевики расположены параллельно фронту котла в шахматном порядке с шагом 80 мм. Коллекторы экономайзера внесены наружу конвективной шахты.

На котле установлено 2 регенеративных вращающихся воздухоподогревателя РВП-54.

3.2 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

Исходные данные

Наименование	Обозначение	Величина
Производительность, кг/час Давление пара в барабане, кгс/см2 Давление пара на выходе, кгс/см2 Температура питательной воды,°С Энтальпия питательной воды, ккал/кг Температура насыщения,°С Энтальпия насыщенного пара, ккал/кг Температура перегретого пара,°С Энтальпия перегретого пара, ккал/кг Температура холодного воздуха,°С Температура уходящих газов,°С Температура впрыскиваемой воды,°С Энтальпия впрыскиваемой воды, ккал/кг Температура воздуха на входе в КА,°С	Д Рб Рпп tп.в. iп.в tкип iн.п. tп.п. iп.п. tх.в. tух..г. tвпр. iвпр. tв'	420000 160 140 230 237,7 346 622,5 570 836,1 30 120 346 391,5 30

Элементарный состав топлива (%)

СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	CO2	Qрн, МДж/м3
93,8	2,0	0,8	0,3	0,1	2,6	0,4	36,090

Из таблицы 12 [1] выбираем

Vє=9,58 VєН2О=2,14 Vог=10,76

VR2O=1,02 VєN2=7,6

Коэффициенты избытка воздуха, объёмы дымовых и трёхатомных газов

Расcчитываемая величина	Размерность	Газоходы.
		Топка.	Пароперегреватель	Водяной экономайзер	Воздушный подогреватель	Уходящие газы.
1. Среднее значение коэф. в газоходах.	-	1,1	1,15	1,17	1,2	1,25
2. (-1)V		0,479	1,437	1,629	1,916	2,395
3. VH2O=VєН2О+0,161(бcр-1)Vє		2,217	2,371	2,40	2,448	2,526
4. rR2O = VR2O/VГ	-	11,316	12,428	12,649	12,984	13,541
5. rH2O = VH2O /VГ	-	0,09	0,082	0,081	0,079	0,0753
6. rп =rR2O+ rH2O	-	0,279	0,254	0,25	0,244	0,233

Энтальпии продуктов сгорания

t,°С	Ioг, ккал/кг	Iов, ккал/кг	Iг=Ioг +(б-1) Iов, ккал/кг
			б=1,1	б=1,15	б=1,17	б=1,2	Б=1,25
			Iг	?I	Iг	?I	Iг	?I	Iг	?I	Iг	?I
100	354	303	384,3	391,7	399,45	407	405,51	413,1	414,6	422,4	429,75	438
200	715	610	776		806,5		818,7		837		867,5
300	1085	922	1177,2	411,8	1223,3	427,7	1241,74	434,1	1269,4	443,6	1315,5	460
400	1465	1240	1589		1651		1675,8		1713		1775
500	1855	1566	2011,6	431,4	2089,9	449	2121,22	455	2168,2	464,8	2246,5	481
600	2253	1900	2443		2538		2576		2633		2728
700	266	2243	2885,3	456,5	2997,45	473,6	3042	481	3109	491
800	3083	2588	3341,8		3471,2		3522,96		3600,6
900	3513	2933	3806,3	473,7	3952,95	491,1	4011,61	498,2	4099,6	509
1000	3951	3287	4279,7		4444,05		4509,79		4608,4
1100	4390	3652	4755,2	478,6	4937,8	496,2	5010,84	504	5120,4	515
1200	4832	4016	5233,6		5434,4		5514,72		5635,2
1300	5286	4380	5724	499	5943	518	6030,6	526	6162	537
1400	5748	4754	6223,4		6461,1		6556,18		6698,8
1500	6207	5128	6719,8	505	6976,2	523	7078,76	530
1600	6674	5501	7224,1		7499,15		7609,17
1700	7144	5875	7731,5	478	8025,25	528,3	8142,75	535
1800	7616	6249	8240,9		8553,35		8678,33
1900	8096	5632	8659,2	615,6	8940,8	684,6	9053,44	712,2
2000	8573	7016	9274,6		9625,4		9765,72
2100	9056	7399	9795,9	523,3	10165,85	542,5	10313,83	550,1
2200	9541	7782	10319,2		10708,3		10863,94
2300	10026	8174	10843,4		11252,1		11415,58

позиция	определяемая величина	обозначение	размерность	формула или источник определения	Расчет
4.3 Тепловой баланс котла и расчет расхода топлива
1	Потери тепла с уходящими газами	q2	%
2	Теплота сгорания топлива			=	=8619,5
3	Коэф-т избытка воздуха в уходящих газах			Из таблицы 1.	=1,25
4	Энтальпия холодного воздуха			=(С), при =30 С=9,4 ккал/м3	= 9,589,4 = 90,3
5	Энтальпия уходящих газов			По I диаграмме, для =120 .	=517
6	Потери тепла от химического недожога	q3	%	Для газа величина постоянная.	0,5
7	Потери теплоты от наружного охлаждения	q5	%	по номограмме	0,5
8	КПД котлоагрегата Брутто		%	= 100-q2-q3-q5	= 100-4,68-0,5-0,5=94,32
9	Теплопроизводи-тельность котла	Qка	кВт	Qка=(D(iпп-iпв)+Dпр(iкв-iпв))4,186	Qка=(420(836-237,7)+8,4Ч Ч(622,5-237,7))4,186 = 1,07106
10	Количество продувочной воды	Dпр	т/ч
11	Энтальпия перегретого пара	iпп		Определяется по Рраб=155 бар по таблицам воды и водяного пара.	iпп = 836
12	Энтальпия кипящей воды	iкв		Определяется по Рраб=155 бар по таблицам воды и водяного пара.	iкв = 622,5
13	Энтальпия питательной воды	iпв		Определяется по Рраб=155 бар по таблицам воды и водяного пара.	iпв = 237,7
14	Действительный расход топлива	В	м3/с	В =	В == 32,3
15	Коэффициент сохранения теплоты			=	=1-= 0,996
4.4 Поверочный расчет топки
16	Температура продуктов сгорания на выходе из топки			Задаем для газа.	= 1150
17	Энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки			Определяем по I диаграмме	= 4976,2
18	Полезное тепловыделение			=	== = 8677
19	Теплота воздуха			=	= 1,191 = 100,1
20	Адиабатная температура горения			Определяем по I диаграмме, по тепловыделениям в топке .	= 2025
21	Эффективная лучевоспринимающая поверхность топки,	м2	оHл	Графически.	566
22	Средний коэф-т тепловой эффективности экрана			= Нл/Fст	= 566/864,7=0,632
23	Угловой коэф-т	x		Графически.	х = 0,98
24	Коэф-т загрязнения поверхности нагрева			Графически.	=0,65
25	Расстояния между трубами	s, е	Мм	При d = 51 мм. е =.	s = 60, е = 25,5
26	Средний коэф-т тепловой эффективности топки			=	= 0,632
27	Эффективная толщина излучающего слоя	S	М	S=	S==6,54
28	Объем топочной камеры		м3	Табличные данные.	=1625
29	Полная поверхность стен топки		м2	Табличные данные.	=895
30	Коэф-т ослабления лучей	k		k=+	k = 0,290,279+0,1415 = 0,22
31	Коэф-т ослабления лучей трехатомными газами				=0,29
32	Тем-ра на выходе из топки		К	=+273	=1427
33	Полное давление парциальных газов		Мпа	= rпР	= 0,2791,05 = 0,293

33	Коэф-т ослабления лучей сажистыми частицами				=0,3(2-1,1)* *(1,6-0,5)2,949=0,1415
34	Отношение между содержанием углерода и водорода в рабочей массе топлива			=0,12	= 0,12(93,8+2+0,8+ +0,3+0,1) = 2,949
35	Степень черноты светящейся части факела			=1-	= 1-е-1,455= 0,767
36	Степень черноты несветящихся трехатомных газов			=1-	=1-е-0,529=0,4109
37	Эффективная степень черноты факела			=m+(1-m) где m-коэф. из таблиц.	аф=0,350,767+(1-0,35)0,4109= =0,536
38	Степень черноты топочной камеры			=	==0,646
39	Тепло, переданное излучением из топки	Qл			(8677-4976,2)0,996=3686
40	Величина теплового напряжения топочного объема		кВт	=	==697
41	Параметр зависящий от относительного местоположения максимума температур в топочной камере	М		М=А-В, где А и В - коэффициенты из таблиц, принимаем равным 0,34.	М=0,54-0,20,34=0,47
42	Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания			=	==5,48
43	Температура продуктов сгорания на выходе из топки		0С
т.к. рассчитанная температура газов на выходе из топки не отличается от принятого значения более чем на 100єC,то пересчет топочной камеры не требуется.

4.5 Расчёт радиационного настенного и потолочного пароперегревателя.
4.5.1 Расчёт радиационного настенного пароперегревателя.
44	Эффективная лучевая восприимчивостьповерхности топки.		м2		87,60,1+(1100-87,6)0,55=566
45	Лучистая поверхность натсенного пароперегревателя		м2	По конструкционным Данным	242
46	Тепловосприятие настенного пароперегревателя
47	Приращение теплосодержания пара в настенном п/п
48	Температура пара перед потолочной частью п/п.		С	расчетн. нормаль (Р=150 ата)	387
3.5.2 Расчет радиационного потолочного ПП.
49	Лучистая поверхность потолочного пароперегревателя		м2	По конструкционным Данным	54,3
50	Тепловосприятие потолочного пароперегревателя
51	Приращение теплосодержания пара в настенном п/п
52	Теплосодержание пара за потолочным паропергревателем				699,2-7,341=706,541
53	Температура пара перед потолочной частью п/п.		С	расчетн. нормаль (Р=150 ата)	395

4.6 Расчет ширмового пароперегревателя.
54	Тепловосприятие потолочного пароперегревателя			Принято	36
55	Тепловосприятие экранов в области ширм			Принято	29
56	Тепловосприятие подвесных труб заднего экрана			Принято	31
57	Тепловосприятие средних ширм			Принято	290
58	Тепловосприятие подвесных труб заднего экрана			Принято	270
59	Суммарное тепловосприятие всех поверхностей в области ширм				36+29+31+270+290=656
60	Теплосодержание газов за ширмами				4976-656/0,996=4317,4
61	Температура газов за ширмами.		С	По таблице I(t)	914
62	Средняя температура газов	Тср	С		0,5(1198+914)=1056
63	Средний секундный объм газов в ширмах	Vсек
64	Средняя скорость газов	Wг			610/46,7=12,9
65	Коэфт теплоотдачи при поперечном омывании	попер		По номогр.	750,961,01=72,72
66	Коэффициент омывания ширм		-	принят	1,0
67	Тепловосприятие топочного п/п за ширмами			Принято предварительно	49
68	Приращение теплосодержание пара в потолочн. за ширмами

3.3 Расчет на прочность трубки ширмового пароперегревателя

Проверять на прочность будем выходные сечения труб ширм, т.к. температура дымовых газов в этом месте наибольшая, а температура охлаждающего пара - тоже наибольшая.

Среднюю температуру пара на выходе из ширм принимаем tш.вых=480С, тогда в соответствии с[3] имеем С

где - max расчетная температура пара.

Среднее значение удельного тепловосприятия в выходном сечении трубы наиболее перегруженной части трубы:

=85,5кВт/м2

=dн/dвн=40/32=1,25

- коэффициент растечки тепла: для первого ряда труб ширм =1;

m=37 ккал/(мкг) коэффициент теплопроводности стали 12Х1МФ при tст=tп.вых+50С=518С