Расчет ПТС ТЭС Т-175-130
Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-175-130. Определение параметров пара и воды. Назначение, устройство и работа деаэратора. Расчет на прочность элементов деаэратора. Назначение, устройство и работа воздухоподогревателя.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 23.07.2011 |
| Размер файла | 1,5 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
АННОТАЦИЯ
Работа основана на расчете энергоблока теплофикационной электростанции с турбиной Т-175-130.
Технологическая часть состоит из расчета принципиальной схемы, определения балансов пара и воды, энергетических показателей, выбора основного и вспомогательного оборудования данного энергоблока, выбора схемы химической подготовки питательной воды.
Конструкторская часть заключает в себе тепловой и прочностной расчет деаэратора.
Специальная часть заключает в себе тепловой расчет и компоновку воздухоподогревателя.
Работа содержит:
листов графических работ ____;
рисунков ____;
таблиц ______;
листов ____.
содержание
Аннотация
Содержание
Введение
1. Технологическая часть
1.1 Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-175 130
1.2 Определение параметров пара и воды
1.3 Выбор основного и вспомогательного оборудования
1.4 Выбор схемы ХВО
2. Конструкторская часть
2.1 Назначение, устройство и работа деаэратора
2.2 Исходные данные
2.3 Тепловой расчет деаэратора
2.4 Расчет на прочность элементов деаэратора
3.Специальная часть
3.1 Назначение, устройство и работа воздухоподогревателя
3.2 Исходные данные
3.3 Расчетная часть
4. Природоохранные мероприятия
Заключение
Список литературы
ВВЕДЕНИЕ
Энергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. Энергетика переживает в последнее время наиболее сложный период в своем существовании и развитии. Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общее состояние производственных сил. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Часто электростанции обеспечивают также предприятия и жилые здания паром и горячей водой.
Принципиальная тепловая схема (ПТС) характеризует сущность и совершенство основного и технологического процесса тепловой электрической станции - процесса преобразования тепловой энергии сжигаемого топлива в электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям. Она определяет тепловую экономичность отпуска потребителям от ТЭС электрической и тепловой энергии.
ПТС включает основное и вспомогательное тепломеханическое оборудование технологического цикла: парогенераторы, паровые турбины, регенеративные подогреватели питательной воды, подогреватели сетевой воды, насосы различного назначения, деаэраторы, испарители, расширители.
При составлении ПТС учитываются возможные режимы работы станции. Расчёт ПТС производят с целью определения параметров и величин потоков рабочего тела в различных участках технологического цикла, а также мощности и показателей тепловой экономичности.
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-175-130
Исходные данные для расчета тепловой схемы ТЭЦ:
Тип турбины Т-175-130;
Электрическая мощность 175 МВт;
Давление свежего пара 12.75 МПа;
Температура свежего пара 550 °С;
Температура охлаждающей воды конденсатора 15 °С.
1.1.1 Описание энергоблока с турбиной Т-175-130
Расчёт принципиальной тепловой схемы проведён с целью определения параметров и величины потоков рабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различных участках технологического цикла, а также мощности и показателей тепловой экономичности.
Энергоблок мощностью 175 МВт состоит из барабанного парогенератора и одновальной конденсационной турбоустановки Т-175-130 номинальной мощностью 175 МВт, с параметрами свежего пара:
давление Р=130 ат. (12,75 МПа);
температура 550 С.
Принципиальная тепловая схема энергоблока приведена на рисунке 1.1
Турбина имеет три цилиндра. Свежий пар поступает в ЦВД, включающий регулирующую одновенечную ступень и одиннадцать ступеней активного типа. После ЦВД пар поступает в ЦСД. Цилиндр среднего давления имеет одиннадцать ступеней. После ЦСД пар поступает в двухпоточный цилиндр низкого давления, с четырьмя ступенями в каждом потоке.
Конечное давление пара в турбине перед конденсатором Рк=0,039 ат. (0,0039 МПа).
Турбина имеет 7 регенеративных отборов пара, из которых пять нерегулируемых, и два теплофикационных отбора для подогрева сетевой воды.
Подогрев конденсата и питательной воды паром, отбираемым из проточной части турбины, является одним из эффективных способов повышения экономичности тепловых электрических станций. Регенеративный подогрев существенно сокращает удельный расход топлива на выработку электроэнергии. Основным преимуществом регенерации является уменьшение расхода пара в конденсатор и потерь тепла в нём. Регенеративный подогрев питательной воды производится последовательно в нескольких подогревателях, что существенно повышает тепловую экономичность цикла. В зависимости от начальных параметров и исходной температуры нагреваемого конденсата теплофикационных отборов дополнительная выработка электроэнергии на регенеративных отборах ТЭС составляет 8-35 % от выработки на внешнем теплопотреблении.
Подогрев питательной воды осуществляется в поверхностных и смешивающих (при непосредственном контакте воды с паром) регенеративных подогревателях. Основными подогревателями в тепловой схеме ТЭС являются поверхностные. В качестве смешивающегося подогревателя зачастую используется деаэратор, служащий в основном для удаления вредных примесей газов из рабочего тела. В смешивающих подогревателях недогрев равен нулю, что обусловливает большую их тепловую экономичность.
Конденсат турбины подогревается в охладителе уплотнений ОУ, подогревателе уплотнений ПУ и охладителе эжектора ОЭ, в четырех регенеративных подогревателях низкого давления. После деаэратора вода питательным насосом прокачивается через три подогревателя высокого давления. Все ПВД имеют встроенные пароохладители, а также снабжены встроенными охладителями дренажа помимо основной конденсирующей поверхности, что повышает эффективность регенеративного цикла. Охладитель пара использует теплоту перегрева пара для дополнительного подогрева питательной воды на 2-5 С выше температуры воды на выходе из основной поверхности. Охладитель конденсата охлаждает конденсат греющего пара ниже температуры насыщения, что уменьшает вытеснение пара более низких отборов в случае каскадного слива конденсата из подогревателя. Установка охладителей пара и конденсата даёт экономию топлива до 0,5-1 %.
Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор. Дренажи ПНД4 сливаются каскадно в ПНД5 . Дренажи подогревателей ПНД5 в СМ1, ПНД6 и верхней ступени сетевого подогревателя (СП2) в СМ2, нижней ступени сетевого подогревателя (СП1) в СМ3, а дренажи ПНД7, ПУ, ОУ и ОЭ поступают в конденсатосборник конденсатора.
Рисунок 1.1 - ПТС ТЭЦ с турбиной Т-175/210-130
1.2 Определение параметров пара и воды
На рисунке 1.2 показана схема процесса работы пара в H,S-диаграмме.
Параметры и величины потоков рабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различных участках технологического цикла приведены в таблице 1.1, где приняты следующие обозначения:
Pп, Tп, hп - давление (МПа), температура ( С) и энтальпия (кДж/кг) пара;
Pп - давление пара перед подогревателями регенеративной установки (МПа);
t'н, h'п - температура ( С) и энтальпия (кДж/кг) конденсата при давлении насыщения;
- недогрев воды в поверхностных теплообменниках на выходе из встроенного пароохладителя (С);
Pв, Tв, hв - давление (МПа), температура (С) и энтальпия (кДж/кг) воды после регенеративных подогревателей;
х - степень сухости;
Точка процесса 0' отвечает состоянию пара перед регулирующей ступенью ЦВД.
1.2.1 Давление в конденсаторе
Температура насыщения в конденсаторе:
tо.в = 15 оС - температура охлаждающей воды конденсатора;
?t = 8 ° С - нагрев воды в конденсаторе;
?tк = 5,5 °С - недогрев воды до состояния насыщения в конденсаторе;
tк = tо.в. + ? t + ?tк =15 + 8 + 5,5 = 28,5°С.
По [1] находим давление в конденсаторе: рк = 0.0039 МПа.
1.2.2 Построение процесса расширения пара в турбине
Параметры свежего пара перед регулирующим клапаном:
Рп = 12,7 МПа, tп =550°C, hп = 3474,5 кДж/кг ;
?pв = 0,045 · р0 = 0,045 ·12,7 = 0,6 МПа - потери давления на паровпуске;
ро' = р0 - ?рв =12,7 - 0,6 = 12,1 Мпа.
1.2.3 Давление в нагнетательном патрубке конденсатного насоса
Рkн = Рд + ?Рнив + ??pэл (1.1)
где рд = 0.59 МПа - давление в деаэраторе питательной воды;
?Рнив = = = 0.294 МПа
? = 1000 кг / м3 - плотность воды от насоса до деаэратора; Н = 30м - разность уровней в конденсаторе и ДПВ; ?pэл = 0.15 МПа - потери давления в одном элементе; Рkн = 0.59 + 0.294 + 0.15 · 7 = 0.98 МПа.
1.2.4 Давление в нагнетательном патрубке питательного насоса
Рnн =Рб + ?Рб + ?Рpnк + ?Рэк + ??Рnвд + ? Рзап + ?Рнив (1.2)
где рб = 15,9 МПа - избыточное номинальное давление в барабане;
?Рб = 0.08 · р6 = 0.08 · 15.9 = 1,272 МПа - запас давления на открытие предохранительных клапанов;
?Рpnк =1,6 МПа - перепад давления в регулирующем питательном клапане котла;
?Рэк = 0.05 · рб = 0.05 · 15.9 = 0.795 МПа - потери давления в экономайзере;
?Рnвд = 0.5 МПа - потери давления в одном ПВД;
? Рзап = 0.08 · ??Рnвд =0.08 ·0,5 · 3 = 0.12 МПа;
?Рнив = == 0,22 МПа;
? = 822 м3 /кг- средняя плотность питательной воды от насоса до барабана;
Н = 30 м - высота уровня воды от оси насоса до уровня в барабане;
рпн = 15.9 + 1.272 + 1.6 + 0.795 + 0.5 · 3 + 0.12 + 0.22 = 21.4 МПа.
рв = рд + - ?р = 0.6 + - 0.06 = 0.76 МПа -давление на всас.
? = 908.6 кг / м3 - плотность воды от деаэратора до питательного насоса;
Н = 25м - высота столба жидкости от уровня воды в деаэраторе до уровня воды в насосе;
?р = 0,06 МПа - потери давления от деаэратора до питательного насоса.
1.2.5 Определение параметров конденсата и воды на участке регенерации низкого давления
По [1] находим энтальпию пара в i-ом отборе:
р7 = 0.037 МПа, х7 = 0,906, h7 = 2414,5 кДж /кг;
р6=0,08 МПа, х6 = 0,933, h6 = 2513 кДж/кг;
р5 = 0.277 МПа, х5 = 0,984, h5 = 2687 кДж/кг;
р4 = 0.576 МПа, t4 = 177°С, h4 = 2797 кДж /кг.
Принимаем потери давления от камеры отбора до ПНД - 5% [2], тогда рнпнд = 0.95 · рi - давление насыщения греющего пара в ПНД;
По [1] находим по рнпнд температуру и энтальпию насыщения греющего пара.
рнпнд1 = 0.95 · р7 = 0.95· 0.037 = 0.035 МПа;
tнпнд1 = 73 оС , hнпнд1 = 306,04 кДж/кг;
рнпнд2 = 0.95 · р6 = 0.95 · 0.08 = 0.076 МПа;
tнпнд2 = 92 оС , hнпнд2 = 391,64 кДж/кг;
рнпнд3 = 0.95 · р5 = 0.95 · 0.277 = 0.263 МПа;
tнпнд3 = 129,11 оС , hнпнд3 = 542,59 кДж/кг;
рнпнд4 = 0.95 · р4 = 0.95 · 0.576 = 0,547 МПа;
tнпнд4 = 155,27 оС , hнпнд4 = 655,03 кДж/кг.
Недогрев воды до температуры насыщения принимаем ?tnнд= 3 °С [2], тогда температура конденсата:
;
;
;
.
Давление конденсата:
МПа;
МПа;
МПа;
МПа.
По [1] находим энтальпию питательной воды при: tвпнд и рвпнд:
hвпнд1 = 293,6 кДж/кг;
hвпнд2 = 373,6 кДж/кг;
hвпнд3 = 530,21 кДж/кг;
hвпнд4 = 642,24 кДж/кг.
1.2.6 Определение параметров конденсата и воды на участке регенерации высокого давления
По [1] находим энтальпию пара в i-ом отборе:
р3 =1,47 МПа, t3 =274 °C, h3 = 2978 кДж/кг;
р2 = 2,22 МПа, t2 = 320°C, h2 = 3056 кДж/кг;
р1 = 3,30 МПа, t1 = 370°C, h1=3156 кДж/кг.
Принимаем потери давления от камеры отбора до ПВД - 5% [2], тогда рнпвд = 0.95 · pi - давление насыщения греющего пара в ПВД.
По [1] находим по рнпвд температуру и энтальпию насыщения греющего пара.
рнпвд5 = 0.95 · р3 = 0.95 · 1,47 = 1,396 МПа;
tнпвд5 = 194,93 оС , hнпвд5 = 829,61 кДж/кг;
рнпвд6 = 0.95 · р2 = 0.95· 2,22 = 2,109 МПа;
tнпвд6 = 215,08 оС , hнпвд6 = 920,99 кДж/кг;
рнпвд7 = 0.95 · р1= 0.95 · 3,3 = 3,135 МПа;
tнпвд7 = 236,31 оС , hнпвд7 = 1019,98 кДж/кг.
Недогрев воды до температуры насыщения принимаем ?tnвд =3 °С [2], тогда температура питательной воды:
оС;
оС;
оС.
Давление питательной воды:
МПа;
МПа;
МПа.
По [1] находим энтальпию питательной воды при: tвпвд и рвпвд:
hвпвд5 = 825,46 кДж/кг;
hвпвд6 = 913,99 кДж/кг;
hвпвд7 = 1009,43 кДж/кг.
1.2.7 Балансы пара и воды
Расчёт тепловой схемы ведётся при расходе свежего пара на турбину D0=210 кг/c.
1.2.7.1 Определение параметров пара и воды в установке использования продувки
Паровая нагрузка парогенератора определяется с учётом потерь на продувку и протечек через уплотнения.
Величину продувки принимаем равной 1,5% от расхода свежего пара D0, то есть:
Dпр=0,015D0 (1.3)
Dпр=0,015210=3,15 кг/с.
Величину протечек через уплотнения направляемых в ПВД 6 принимаем Dу=2,0 кг/с.
Величину протечек направляемых в охладитель уплотнений принимаем 1%, то есть
Dоу=0,01D0 (1.4)
Dоу=0,01210=2,1 кг/с.
Сумма протечек через уплотнения:
Dуп=Dу6+Dоу (1.5)
Dуп=2,0+2,1=4,1 кг/с.
Утечки пара подводимого к турбине:
Dут=0,016D0 (1.6)
Dут=0,016210=3,36 кг/с.
Паровая нагрузка парогенератора:
Dпг=D0+Dут (1.7)
Dпг=210+3.36=213.36 кг/с.
Расход питательной воды:
Dпв=Dпг+Dпр (1.8)
Dпв=213,36+3,15=216,51 кг/с.
Расход пара из уплотнений штоков клапанов:
Dуш=(0,0008?0,003) D0 (1.9)
Dуш = 0,003210 = 0,63 кг/с
Расход пара на концевые уплотнения 0.1% от D0:
Dук=(0,0015?0,002) D0 (1.10)
Dук=0,0015210=0,315 кг/с
Расход пара на эжектор:
Dэ=0,012D0 (1.11)
Dэ=0,012210=2,52 кг/с
Суммарный расход пара на эжектор и уплотнения:
Dэу=Dэ+Dук (1.12)
Dэу=2,52+0,315=2,835 кг/с
Для использования тепла воды продувки парогенератора предусмотрена установка расширителя для сепарации продувочной воды. Параметры рабочих сред в расширителе приведены в таблице 1.2
Таблица 1.2 Параметры пара и воды в расширителе
|
Расшири-тель |
Вода в расширитель |
Пар из расширителя |
Вода из расширителя |
|||||||
|
Pпр, МПа |
tпр, С |
hпр, кДж/кг |
Pпр, МПа |
tпр, С |
h``пр, кДж/кг |
Pпр, МПа |
tпр, С |
h`пр, кДж/кг |
||
|
Р1 |
14.71 |
340.6 |
1598.76 |
0.60 |
158.8 |
2756.14 |
0.60 |
158.8 |
670.50 |
где Pпр, МПа - давление теплоносителей;
tпр, С - температура теплоносителей;
hпр, кДж/кг - энтальпия теплоносителей.
Определяем выход пара из расширителя . Из уравнения теплового баланса расширителя имеем:
(1.13)
где =0.98 - коэффициент, учитывающий потери тепла в расширителе;
кг/с.
Расход продувочной воды выходящей из расширителя:
D'пр1=Dпр-D''пр1 (1.14)
D'пр1=3.15-1.39=1.76 кг/с.
Пар из расширителя поступает в деаэратор питательной воды (ДПВ), а продувочная вода - в охладитель продувки ОП, где подогревает воду для водоподготовки.
1.2.7.2 Определение расхода пара на теплофикацию
Параметры пара и воды сетевой подогревательной установки приведены в таблице 1.3. Схема движения рабочих сред в сетевых подогревателях показана на рисунке 1.3.
По графику температуры сетевой воды определяем температуру прямой tпс=84С и обратной tос=46С сетевой воды.
Dвс,hвс Dнс,hнс
hпс hсв hос
Dвс,h'вс Dвс,h'нс
а) б)
Рисунок 1.3 - Схема движения пара и воды в сетевых подогревателях
а) в верхнем; б) в нижнем.
По заданному графику сетевой воды определяем температуру прямой и обратной сетевой воды:С, С.
Температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя:
(1.15)
Определяем энтальпии , , (принимаем МПа):
;
кДж/кг;
;
кДж/кг;
кДж/кг
Принимаем недогрев сетевой воды ?
Температура насыщения в нижнем и верхнем подогревателях:
? (1.16)
? (1.17)
По [1] в состоянии насыщения по определяем давление греющего пара в нижнем и верхнем сетевых подогревателях:
МПа, кДж/кг;
МПа, кДж/кг.
Определяем давление в шестом и седьмом отборах с учётом потерь:
МПа (1.18)
Таблица 1.3 Параметры пара и воды сетевых подогревателей
|
Показатель |
Нижний подогреватель |
Верхний подогреватель |
|
|
Греющий пар |
|||
|
Давление в отборе Р, МПа |
0,037 |
0,08 |
|
|
Давление в подогревателе Р`, МПа |
0,0355 |
0,0756 |
|
|
Степень сухости |
0,906 |
0,933 |
|
|
Отдаваемое тепло q, кДж/кг |
2327 |
2280 |
|
|
Конденсат греющего пара |
|||
|
Температура насыщения t`,С |
73 |
92 |
|
|
Энтальпия при насыщении h`, кДж/кг |
306 |
384,5 |
|
|
Сетевая вода |
|||
|
Температура на входе tв,С |
46 |
65 |
|
|
Энтальпия на входе hв, кДж/кг |
193,3 |
272,7 |
|
|
Температура на выходе tв,С |
65 |
84 |
|
|
Энтальпия на выходе hв, кДж/кг |
272,7 |
352,3 |
|
|
Подогрев в подогревателе в, кДж/кг |
79,4 |
79,6 |
Расход сетевой воды
(1.20)
где Qт=319,8 МВт - отопительная нагрузка;
hпс=352,3 кДж/кг - энтальпия сетевой воды на выходе из верхнего подогревателя;
hoс=193,3 кДж/кг - энтальпия сетевой воды на входе в нижний подогреватель.
кг/с.
Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя:
Dнсqнс=Gсвнс/п (1.21)
где Dнс - расход пара на нижний сетевой подогреватель;
qнс=2327 кДж/кг- тепло, отдаваемое паром в подогревателе;
нс=79,4 кДж/кг- нагрев сетевой воды в подогревателе;
п=0,995 - коэффициент, учитывающий потери тепла в подогревателе.
кг/с. (1.22)
Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя:
Dвсqвс=Gсввс/п (1.23)
где Dвс - расход пара на верхний сетевой подогреватель;
qвс=2280 кДж/кг- тепло, отдаваемое паром в подогревателе;
вс=79,6 кДж/кг- нагрев сетевой воды в подогревателе;
кг/с.
1.2.7.3 Определение параметров пара и воды на участке линий основного конденсата:
ОЭ - охладитель эжектора;
ОУ - охладитель уплотнения;
ПУ - подогреватель уплотнения;
КРУК - клапан регулятора уровня в конденсаторе;
Э - эжектор;
Узел рециркуляции основного конденсата:
?tрецв = ?tОЭ+?tОУ+?tПУ = 4+4+8,5 = 16,5 (1.24)
tПУв = tк+?tрецв = 28,5+16,5 = 45, где (1.25)
tПУв - температура воды перед ПНД1.
1.2.7.4 Расчёт группы подогревателей высокого давления
П1
hп1
h'п1 hв2
П2
hп2
h'п2 hв3
Dп1+Dп2 П3
hп3
h'п3
hпв
Рисунок 1.4 - Схема включения ПВД
Тепловой баланс ПВД 7 (П-1)
Уравнение теплового баланса ПВД7 :
Dп1(hп1- h'п1) =Dпв(hв1- hв2)/?п ,
Dп1= Dпв(hв1- hв2)/ (hп1- h'п1) ?п (1.26)
где Dп1- расход греющего пара на ПВД7;
hп1 =3156 кДж/кг - энтальпия пара первого отбора;
h'п1=1019,98 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара;
hв1=1009,43 кДж/кг - энтальпия питательной воды на выходе из П1 (ПВД7);
hв2=913,99 кДж/кг - энтальпия питательной воды на входе в П1;
Dпв=216.51 кг/с- расход питательной воды;
?п =0,995 - КПД теплообменника.
Dп1 кг/с
Тепловой баланс ПВД- 6 ( П-2)
Уравнение теплового баланса ПВД6 :
Dп2(hп2- h'п2) + Dп1(h'п1- h'п2) =Dпв(hв2- hв3)/?п
Dп2= [Dпв(hв2- hв3)/?п - Dп1(h'п1- h'п2)] / (hп2- h'п2) (1.27)
где hп2 =3056 кДж/кг - энтальпия пара второго отбора;
h'п2=920,99 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара второго отбора;
hв3=825,46 кДж/кг - энтальпия питательной воды на входе в П2 (ПВД-6);
Dп2 - расход греющего пара;
Dп2 = кг/с
Тепловой баланс ПВД -5 (П-3)
Подогреватель ПВД5 рассчитывается с учётом нагрева воды в питательном насосе.
Подогрев воды в питательном насосе характеризуется внутренней работой сжатия воды:
н=103vср(Pн-Pв)/н (1.28)
где vср=0,0011 м3/кг - средний удельный объём воды;
Рн=21,94 МПа - давления воды в нагнетательном патрубке пит. насоса;
Рв=0,76 МПа - давления воды во всасывающем патрубке пит. насоса;
н=0,845 - КПД насоса с учётом объёмных и механических потерь.
пн=1030.0011(21,4-0,76)/0,845=26,86 кДж/кг.
Энтальпия воды после питательного насоса:
hпн=hпв+пн (1.29)
hв.пн=667,65+26,86=694,52 кДж/кг
Уравнение теплового баланса ПВД5 (П-3) :
Dп3(hп3- h'п3) + (Dп1+ Dп2)(h'п2- h'п3) =Dпв(hв3- hв.пн)/?п
(1.30)
где hп3 =2978 кДж/кг - энтальпия пара третьего отбора
h'п3=829,61 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара третьего отбора
Dп3=12.53 кг/с - расход греющего пара на ПВД5;
1.2.7.5 Деаэратор питательной воды (ДПВ)
Рисунок 1.5 - Потоки пара и воды через ДПВ
Искомыми величинами при расчёте деаэратора являются расход пара в деаэратор Dд и расход основного конденсата на входе в деаэратор Dок.
Материальный баланс деаэратора питательной воды
Dок+Dшт+Dп1+Dп2+Dп3+ Dу+ D''пр +Dд = Dпв+Dэу (1.31)
отсюда
Dок= Dпв+Dэу-Dд-Dшт-Dп1-Dп2 -Dп3- Dу-D''пр
Dок=216,51+2,835- Dд -0,63-9,72-8,57-12,53-2-1,39
Dок=184,505- Dд
Тепловой баланс деаэратора питательной воды
Dдh3+(Dп1+Dп2+Dп3+Dу)h'п3+Dштhшт+Dокhв4+D''прh'пр=(Dпвhв.д+Dэ.уhд)/?п (1.32)
где hшт=3474 кДж/кг - энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов, тогда
Dд2978+(9,72+8,57+12,53+2)829,61+0,633474+Dок642,24+1,392756,139=(216.51667,65+2,8352978)/0,995
Решая систему уравнений, получим: Dд=0,865 кг/с, Dок=183,64 кг/с.
1.2.7.6 Подогревательная установка низкого давления
Рисунок 1.6 - Схема включения ПНД
Расчёт группы ПНД заключается в совместном решении тепловых и материальных балансов теплообменников.
Тепловой баланс ПНД-4 (П-4)
МБ: Dк4= Dок (1.33)
ТБ: Dп4(hп4- h'п4) =Dк4(hв4- hсм1)/?п , где (1.34)
Dп4 - расход греющего пара на ПНД-4
hп4=2797 кДж/кг - энтальпия греющего пара четвёртого отбора
h'п4=655,03 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара четвёртого отбора
Dк4 - расход основного конденсата через ПНД-4
hв4=642,24 кДж/кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД-4
hсм1 - энтальпия основного конденсата в точке смешения 1
Dп4 (2797-655,03)=185,48 (642,24 -hсм1)/0,995
Тепловой баланс ПНД-3 (П-5)
ТБ: Dп5(hп5- h'п5)+ Dп4(h'п4- h'п5) =Dк3(hв5- hсм2)/?п , где (1.35)
Dп5 - расход греющего пара на ПНД-3
hп5=2687 кДж/кг - энтальпия греющего пара пятого отбора
h'п5=542,59 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара пятого отбора
Dк3 - расход основного конденсата через ПНД-3
hв5=530,21 кДж/кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД-3
hсм2 - энтальпия основного конденсата в точке смешения 2
Dп5 (2687-542,59)+ Dп4 (655,03-542,59)= Dк3 (530,21 - hсм2)/0,995
Тепловой баланс ПНД-2 (П-6)
ТБ: Dп6(hп6- h'п6) =Dк2(hв6- hсм3)/?п , где (1.36)
Dп6 - расход греющего пара на ПНД-2
hп6=2513 кДж/кг - энтальпия греющего пара шестого отбора
h'п6=391,64 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара шестого отбора
Dк2 - расход основного конденсата через ПНД-2
hв6=373,6 кДж/кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД-2
hсм3 - энтальпия основного конденсата в точке смешения 3
Dп6 (2513-391,64)= Dк2 (373,6 - hсм3)/0,995
Тепловой баланс ПНД-1 (П-7)
ТБ: Dп7(hп7- h'п7) =Dк1(hв7- hв)/?п , где (1.37)
Dп7 - расход греющего пара на ПНД-1
hп7=2414,5 кДж/кг - энтальпия греющего пара седьмого отбора
h'п7=306,04 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара седьмого отбора
Dк1 - расход основного конденсата через ПНД-1
hв7=293,6 кДж/кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД-1
hв=230 кДж/кг - энтальпия конденсата перед ПНД-1 (П-7)
Dп7 (2414,5-306,04)= Dк1 (293,6 - 230)/0,995
Смеситель СМ1
МБ: Dк4= Dк3+ Dп4+ Dп5 (1.38)
ТБ: Dк4 hсм1/ ?см=(Dп4+ Dп5) h'п5+ Dк3 hв5 (1.39)
Dк4 hсм1/ 0,995=(Dп4+ Dп5) 542,59+ Dк3 530,21
Смеситель СМ2
МБ: Dк3= Dк2+ Dп6+ Dвс (1.40)
ТБ: Dк3 hсм2/ ?п=Dк2 hв6+ Dп6 h'п6+ Dвс h'вс (1.41)
Dк3 hсм2/ 0,995=Dк2 373,6+ Dп6 391,64+ 70,6 384,5
Смеситель СМ3
МБ: Dк2= Dк1+ Dнс (1.42)
ТБ: Dк2 hсм3/ ?п= Dк1 hв7+ Dнс h'нс (1.43)
Dк2 hсм3/ 0,995= Dк1 293,6+ 69 306
Dп4 (2797-655,03)=183,64 (642,24 - hсм1)/0,995
Dп5 (2687-542,59)+ Dп4 (655,03-542,59)= Dк3 (530,21 - hсм2)/0,995
Dп6 (2513-391,64)= Dк2 (373,6 - hсм3)/0,995
Dп7 (2414,5-306,04)= Dк1 (293,6 - 230)/0,995
Dк4 hсм1/ 0,995=(Dп4+ Dп5) 542,59+ Dк3 530,21
Dк3 hсм2/ 0,995=Dк2 373,6+ Dп6 391,64+ 70,6 384,5
Dк2 hсм3/ 0,995= Dк1 293,6+ 69 306
Решая систему из семи уравнений, получим:
Dп4=9,765 кг/с Dкз=163,539 кг/с hсм1=528,91 кДж/кг
Dп5=10,336 кг/с Dк2=89,889 кг/с hсм2=388,7 кДж/кг
Dп6=3,05 кг/с Dк1=20,889 кг/с hсм3=302,0 кДж/кг
Dп7=0,633 кг/с
1.2.7.7 Уравнение материального баланса конденсатора. Поток конденсата
Dв.к.= Dк1-Dп1-Dоу-Dэу-Dв (1.44)
Dв.к.=20,889-0,633-2,1-2,835-5,12 = 10,201 кг/с
где Dв - добавочная химически очищенная вода.
1.2.7.8 Материальный баланс турбины
Паровой баланс турбины представляет собой сравнение потоков пара, входящих в конденсатор Dп.к и конденсата, выходящего из конденсатора Dв.к.
Поток пара входящий в конденсатор
Dп.к=D0-Dуп-Dуш-Di (1.45)
где Di - суммарное количество отобранного пара в i-ых отборах, кг/с. Расходы пара в отборы приведены в таблице 1.4
Таблица 1.4 Расходы пара в отборы
|
Номер отбора |
Расход пара, кг/с |
Составляющие |
Значение, кг/с |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 |
D7 |
Dп1 |
9,72 |
|
|
2 |
D6 |
Dп2 |
8,57 |
|
|
3 |
D5 |
Dп3+Dд |
13,395 |
|
|
4 |
D4 |
Dп4 |
9,765 |
|
|
5 |
D3 |
Dп5 |
10,336 |
|
|
6 |
D2 |
Dп6+ Dвс |
73,65 |
|
|
7 |
D1 |
Dп7+ Dнс |
69,63 |
|
|
Di |
D1+ D2+ D3+ D4+ D5+ D6+ D7 |
195,069 |
Подставляя значение Di, получим
Dп.к=210-4,1-0,63-195,069=10,201 кг/с.
Погрешность материального баланса
(1.46)
1.2.7.9 Энергетический баланс турбоагрегата
Энергетический баланс турбоагрегата заключается в определении полной мощности турбины Wi, путём суммирования мощностей, выработанных в каждом отсеке Wi. Электрическая мощность отсека
Wi=DiHi (1.47)
где Di - поток пара, проходящий через i-ый отсек, кг/с;
Hi - действительный теплоперепад в отсеке, кДж/кг.
Данные по выработке мощности в отсеках приведены в таблице 1.5
Таблица 1.5 Мощность отсеков турбины.
|
Отсек турбины |
Интервал давлений, МПа |
Пропуск пара через отсек |
Hi, кДж/кг |
Wi, МВт |
||
|
Обозначение |
Значение, кг/с |
|||||
|
0 - 1 |
12.70-3.3 |
D0-Dшт-Dу |
207,37 |
318 |
65,943 |
|
|
1 - 2 |
3.3-2.2 |
D01-D7 |
197,65 |
100 |
19,765 |
|
|
2 - 3 |
2.2-1.47 |
D12-D6 |
189,08 |
78 |
14,748 |
|
|
3 - 4 |
1.47-0.576 |
D23-D5-Dоу |
173,58 |
181 |
31,419 |
|
|
4 - 5 |
0.576-0.277 |
D34-D4 |
163,82 |
110 |
18,020 |
|
|
5 - 6 |
0.277-0.08 |
D45-D3 |
153,48 |
174 |
26,706 |
|
|
6 - 7 |
0.08-0.037 |
D56-D2- Dвс |
79,83 |
98,5 |
7,864 |
|
|
7 - к |
0.037-0.0039 |
D67-D1- Dнс |
10,20 |
0 |
0 |
Электрическая мощность турбоагрегата
Wэ=Wiэм (1.48)
где эм=0.98 - коэффициент, учитывающий электромеханические потери мощности.
Wэ=184,4650.98=180,776 МВт.
1.2.8 Энергетические показатели энергоблока
Полный расход тепла на турбоустановку
Qту=D0(h0-hв7) (1.49)
Qту=210(3474-1009,43)=517,56 МВт.
Расход тепла на отопление
Q0т=Qт0.5(k1+k2) (1.50) Q0т=319.8250.5(1.002+1.001)=320.305 МВт.
Расход тепла на турбоустановку по производству электроэнергии
Qэту=Qту-D``пр1(h``пр1-hпв)-Qт , (1.51)
где hпв=hв7 - энтальпия питательной воды, кДж/кг.
Qэту=517,56103-1.39(2756.139-1009,43) -319.825103=195,307 МВт.
Коэффициент полезного действия по производству электроэнергии
эту=Wэ/Qэту (1.52)
эту=180,776/195,307=0,925
Удельный расход тепла на производство электроэнергии
qэту=3600/эту (1.53)
qэту=3600/0.925=3889,41 кДж/(кВтч).
Тепловая нагрузка парогенераторной установки
Qпг=Dпг(hпг-hпв)+Dпр(hпр-hпв) (1.54)
где hпг=3502.706 кДж/кг-энтальпия пара в парогенераторе (при Рпг=13.8 МПа, tпг=565 С),
Qпг=213.36(3502.706-1009.43)+3.15(1598.757-1009.43)=533.822 МВт.
Коэффициент полезного действия трубопроводов
тр=Qту/Qпг (1.55)
тр=517,56/533,822=0,969
Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии
эс=этутрпг (1.56)
где пг=0.92 - КПД парогенератора,
эс=0.925 0.9690.92=0.825
Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску тепла на отопление
тс=ттрпг (1.57)
тс=0.9950.9690.92=0.887
Коэффициент ценности тепла, отпускаемого из 6-го отбора
hк = 2294 кДж/кг - энтальпия пара в конденсаторе при фактической мощности турбоагрегата, но при условии работы его в конденсационном режиме;
(1.58)
Коэффициент ценности тепла, отпускаемого из 7-го отбора
(1.59)
Увеличение расхода тепла на производство электрической энергии при отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из 6-го отбора
dQэ2=Qт(1-Kцт6) (1.60)
dQэ2=319.825(1-0.246)=241,148 МВт.
Увеличение расхода тепла на производство электрической энергии при отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из 7-го отбора
dQэ1=Qт(1-Kцт7) (1.61)
dQэ1=319.825(1-0.139)=275,35 МВт.
Суммарное увеличение расхода тепла на производство электрической энергии при отсутствии отпуска тепла внешним потребителям
dQэту=dQэ2+dQэ1 (1.62)
dQэту=241.148+275,35=516,5 МВт.
Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электрической энергии
(1.63)
.
Общий расход условного топлива энергетическими котлами
(1.64)
где Qнр=29307.6 кДж/кг - теплота сгорания условного топлива;
кг ут/с. (1.65)
Расход условного топлива на выработку электрической энергии
Bээ=BтKэ (1.66)
Bээ=71,270.69=49,17 кг ут/с.
Расход условного топлива на выработку тепловой энергии
Bтэ=Bт-Bээ (1.67)
Bтэ=71,27-49,17=22,16 кг ут/с.
Удельный расход условного топлива на производство электрической энергии
(1.68)
г/(кВтч)
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии
(1.69)
кг/(кВтч)
1.3 Выбор основного и вспомогательного оборудования
1.3.1 Выбор основного оборудования энергоблока Т-175-130
Выбор оборудования для энергоблока будем производить, исходя из теплового расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки Т-175-130, а также рекомендаций по выбору теплообменного оборудования для данной турбины согласно литературным источникам.
1.3.1.1 Выбор турбоагрегата
Турбина Т-175-130 мощностью 175 МВт сконструирована на начальные параметры пара 12,75 МПа и 550 ?С. Давление в конденсаторе составляет 3,9 кПа, частота вращения 50 с -1.
Турбина выполнена трехцилиндровой и имеет 7 регенеративных отборов.
Регенеративная система турбоустановки включает три подогревателя высокого давления, деаэратор и четыре подогревателя низкого давления. Температура питательной воды 233 ?С.
1.3.1.2 Выбор парового котла
Выбор типа котлов в основном ограничивается двумя типами: барабанными и прямоточными. При выборе котлов, помимо начальных параметров пара, учитывают качество исходной воды и величину потерь теплоносителя, водный режим, стоимость котла, график нагрузки станции, снижение параметров пара на пути от парогенератора до турбоустановки и многое другое.
В данной работе выбран барабанный котел. При выборе котла барабанного типа разрабатывается схема непрерывной продувки. Схема продувки - двухступенчатая схема расширителей непрерывной продувки.
Теплота продувочной воды после расширителей используется для подогрева добавочной воды.
Основными характеристиками паровых котлов являются их производительность и параметры пара после первичного и промежуточного перегревателей. Производительность выбираемого парового котла должна учитывать увеличение расхода пара на турбину за счет повышения давления в конденсаторе в летнее время, утечек пара и конденсата, включения сетевых установок для отпуска тепла и других расходов.
В соответствии с этим производительность парового котла выбирается по максимальному пропуску свежего пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды электростанции и обеспечения некоторого запаса для использования вращающегося резерва и других целей.
С учетом гидравлических и тепловых потерь в паровом тракте блока от котла до турбины давление пара за котлом должно быть выше номинального для турбины на 4-9%, а температура на 1-2%.
(1.70)
Для данного расхода пара выбираем котел марки Е-820-140 ГМ (БКЗ-820-140ГМ5) производительностью 820 абсолютное давление пара 13.8 КПД котла масса-3690 .[3, с. 12]
1.3.1.2 Выбор турбогенератора
Выбор турбогенератора производится по характеристикам турбины. Классификация турбогенератора производится, прежде всего, по системе охлаждения. По принципу охлаждения все турбогенераторы подразделяются на генераторы с косвенным (поверхностным) охлаждением, непосредственным охлаждением проводников обмоток статора и ротора, со смешанным охлаждением. В качестве охлаждающих агентов применяются воздух, водород, дистиллированная вода, трансформаторное масло и негорючий диэлектрик. Для данной мощности турбины выбираем турбогенератор ТВВ-220-2Е с водородно-водяным охлаждением, мощностью 220 МВт, 2 - число полюсов, Е - единая серия. [3, с. 605]
1.3.2 Выбор вспомогательного оборудования
1.3.2.1 Выбор подогревателей низкого давления
Подогреватели высокого давления (ПВД) располагаются между котельным агрегатом и питательным насосом, используют теплоту пара, отбираемого из части высокого и среднего давления турбины. Давление питательной воды в них определяется напором, развиваемым питательным насосом.
ПВД предназначены для регенеративного подогрева питательной воды за счет охлаждения и конденсации пара. Все три подогревателя поверхностного типа. Для более полного использования теплоты подводимого пара предусматриваются специальные поверхности нагрева для охлаждения пара до параметров, близких к состоянию насыщения (охладители перегрева), и для охлаждения конденсата пара (охладители конденсата).
Выбор ПВД производим, исходя из данных расчета тепловой схемы, определяя площадь теплообмена (по собственно подогревателю).
ПВД7: Исходные данные берем из расчета тепловой схемы:
Dпв=216,51 кг/с, t н7= 236,31 0С; hв1=1009,43 кДж/кг; tв2=212,08 0С;
hв2=913,99 кДж/кг;
Принимаем, что недогрев воды до t н в зоне СП: ?tм=6 0С .
Коэффициент теплопередачи примем k=2.8 кВт/(м2 · 0С) [3].
Значение температурного напора при принятых исходных данных равно:
(1.71)
Из уравнения теплового баланса Q= Dпв(hв1 - hв2)= k ·Fт/о·tср находим количество теплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе:
(1.72)
Тогда Fт/о:
, (1.73)
Выбираем ПВД7 типа ПВ - 800 - 230 - 32 [3, с. 314].
ПВД с площадью теплообмена 800 м2, предельное давление воды 230 кгс/см2, расчетный расход воды 850 т/ч, максимальное давление пара 3,2 МПа.
ПВД6: Dпв=216,51 кг/с, t н6= 215,08 0С; hв2=913,99 кДж/кг; tв3=191,930С; hв3=825,46 кДж/кг.
Значение температурного напора рассчитываем по формуле (1.71):
Из уравнения теплового баланса Q = Dпв(hв2 - hв3) = k ·Fт/о·tср находим количество теплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе:
Тогда Fт/о рассчитываем по формуле (1.73):
Выбираем ПВД6 типа ПВ - 800 - 230 - 21 [3, с. 314].
ПВД с площадью теплообмена 800 м2, предельное давление воды 230 кгс/см2, расчетный расход воды 850 т/ч, максимальное давление пара 2,1 МПа
ПВД5: Dпв=216,51кг/с, t н5= 194,930С;hв3=825,46 кДж/кг; tв.пн=158,180С;hв.пн=667,65 кДж/кг.
Значение температурного напора рассчитываем по формуле (1.71):
Из уравнения теплового баланса Q = Dпв(hв3 - hв.пн) = k ·Fт/о·tср находим количество теплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе:
Тогда Fт/о рассчитываем по формуле (1.73)
Выбираем ПВД5 типа ПВ - 760 - 230 - 14 [3, с. 314].
ПВД с площадью теплообмена 760 м2, предельное давление воды 230 кгс/см2, расчетный расход воды 850 т/ч, максимальное давление пара 1,4 МПа.
1.3.2.2 Выбор подогревателей низкого давления
Подогреватели низкого давления (ПНД) располагаются между конденсатором турбины и питательным насосом. Движение конденсата в них происходит под давлением конденсатного насоса.
Рассмотрим подробно расчет ПНД №1.
ПНД1:
Исходные данные берем из расчета тепловой схемы:
t н1= 73 0С; hв7=293,6 кДж/кг; hв=230 кДж/кг; tпу в= 450С; Dк1 =20,889 кг/с.
Коэффициент теплопередачи примем k=3.0 кВт/(м2·0С) [3].
Принимаем недогрев воды до t н : ?tм=3 0С.
Значение температурного напора рассчитываем по формуле (1.71):
Из уравнения теплового баланса Q = Dк1(hв7 - hв) = k ·Fт/о·tср находим количество теплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе:
Тогда Fт/о рассчитываем по формуле (1.73):
Из ряда стандартных подогревателей выбираем: ПН-100-16-4-1 с номинальным массовым расходом воды 72,2 кг/с (Dк1=28,4 кг/с) и максимальной температурой 240оС. [3, с. 306]
ПНД№2 - рассчитываем аналогично.
ПНД2:
Исходные данные берем из расчета тепловой схемы:
t н2= 92 0С; hв6=373,6 кДж/кг; hсм3=293,6 кДж/кг; tв1=70 0С; Dк2 =89,889 кг/с.
Коэффициент теплопередачи примем k=3.0 кВт/(м2·0С) [3].
Значение температурного напора рассчитываем по формуле (1.71):
Из уравнения теплового баланса Q = Dк2(hв6 - hсм3) = k ·Fт/о·tср находим количество теплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе:
Тогда Fт/о рассчитываем по формуле (1.73):
Из ряда стандартных подогревателей выбираем: ПН-400-26-7-II с номинальным массовым расходом воды 208,3 кг/с (Dк2=90,84 кг/с) и максимальной температурой 400оС. [3, с. 306]
Рассмотрим подробно расчет ПНД№3
ПНД3:
Исходные данные берем из расчета тепловой схемы:
t н3=129,1 0С; hв5=530,21 кДж/кг; hсм2=376,7 кДж/кг; tв2=89 0С;Dк3 =163,539 кг/с.
Значение температурного напора рассчитываем по формуле (1.71):
Из уравнения теплового баланса Q = Dк3(hв5 - hсм2) = k ·Fт/о·tср находим количество теплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе:
Тогда Fт/о рассчитываем по формуле (1.73):
Из ряда стандартных подогревателей выбираем: ПН-700-29-7-I с номинальным массовым расходом воды 327,5 кг/с (Dк3=164,37 кг/с) и максимальной температурой 360оС. [3, с. 306]
ПНД№4 рассчитывается аналогично.
ПНД4:
Исходные данные берем из расчета тепловой схемы:
tн4= 155,27 0С; hв4=642,24 кДж/кг; hсм1=528,9 кДж/кг; tв3=126,1 0С; Dк4 =183,64 кг/с.
Коэффициент теплопередачи примем k=3.0 кВт/(м2·0С) [3].
Значение температурного напора рассчитываем по формуле (1.71):
Из уравнения теплового баланса Q = Dк4(hв4 - hсм1) = k ·Fт/о·tср находим количество теплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе:
Тогда Fт/о рассчитываем по формуле (1.73):
Из ряда стандартных подогревателей выбираем: ПН-700-29-7-I с номинальным массовым расходом воды 327,5 кг/с (Dк4=185,48 кг/с) и максимальной температурой 360оС. [3, с. 306]
Цифры в типоразмере обозначают: первая - площадь теплообменной поверхности, м; вторая и третья - рабочее давление, кгс/см, соответственно воды в трубной системе и пара в корпусе; четвертая - номер модификации.
1.3.2.3 Выбор деаэратора
Воздух, растворенный в питательной воде содержит агрессивные газы (СО2, О2) вызывающие коррозию оборудования и трубопроводов ТЭЦ. В настоящее время на электростанциях для удаления из питательной воды кислорода, углекислого и некоторых других газов применяются термические деаэраторы. В них вода подогревается паром до температуры насыщения. В соответствии с ГОСТ 16860-77 будем производить выбор из деаэраторов повышенного давления (тип ДП).
Исходными данными для выбора деаэратора являются рабочее давление в деаэраторе pд=0.59 МПа, а также расход питательной воды DПВ = 216,51 кг/с.
Выбираем деаэратор струйно-барботажного типа ДП-1000 (изготовитель-ПО «Сибэнергомаш») [3, с. 322].
Таблица 1.6 Характеристики деаэрационной колонки
|
Типоразмер колонки |
Номинальная производительность, кг/с |
Рабочее давление(абсолютное), МПа |
Диаметр колонки, мм |
Высота колонки, мм |
|
|
ДП-1000 |
277.8 |
0.7 |
2 432 |
4 000 |
Бак аккумулятор предназначен для сбора питательной воды и создания ее аварийного запаса не менее, чем на 5 минут работы котла в аварийных ситуациях.
Объем бака:
, (1.68)
Выбираем бак аккумулятор - БД-100-1 его характеристики приведены в таблице 1.7 [3, с. 324].
Таблица 1.7 Характеристика бака БД-100-1
|
Типоразмер бака |
Тип колонки |
Объем, м3 |
Максимальная длина, мм |
|
|
БД-100-1 |
КДП - 1000 |
113 |
13 500 |
1.3.2.4 Выбор конденсатора
Конденсатор выбирают по максимальному расходу пара в конденсатор, температуре охлаждающей воды, по которым определяются давление в конденсаторе, расход охлаждающей воды. Поверхность охлаждения конденсатора определяется по формуле:
Dкmax = 115 кг/с
где Dmaxк - расход пара в конденсатор, кг/с
hк , h-энтальпия отработавшего пара и конденсата, кДж/кг
hк = 2414,5 кДж/кг;
h = 119,47 кДж/кг;
k-коэффициент теплопередачи, кВт/м2 ·°С.
Принимаем k =4 кВт/ м2·°С [3].
tср - среднелогарифмическая разность температур между паром и водой, °С
Выбираем конденсатор типа КГ2-12000-1 с поверхностью охлаждения F = 5080 м2, в количестве 2 штук, число ходов z = 1 [3, с.282].
1.3.2.5 Выбор сетевых подогревателей
Сетевые подогреватели служат для подогрева сетевой воды за счет тепла пара, отбираемого из турбины. По давлению пара в межтрубном пространстве различают основные, работающие на паре с давлением до 0,25 МПа, и пиковые, работающие на паре с давлением до 0,7 МПа.
Расход сетевой воды энергоблока с турбиной Т-175-130 Gсв = 2011,3 кг/с.
Выбираем для подогрева сетевой воды - подогреватели ПСГ-5000-2,5-8-І на верхнем и нижнем отборе, с основными техническими характеристиками: площадь поверхности теплообмена - 5000 м, рабочее давление в паровом пространстве - 2,5 кгс/см, в водяном пространстве - 8 кгс/см, номинальный расход воды - 1667 кг/с, число ходов по нагреваемой воде - І. [3, с. 341]
1.3.2.6 Выбор питательных насосов
Выбор питательного насоса осуществляется по обеспечению парогенератора питательной водой, максимальное потребление которого определяется максимальным расходом ее парогенераторами с запасом 5-8 %.
Давление, которое должен создать насос имеет значение
МПа
Учитывая коэффициент запаса получим:
Pпн= Pн = 21,4 1,05 = 22,47 МПа; (1.75)
Dпв.макс =1.08·Dпв = 1,08·216,51 =234 кг/с; (1.76)
где Dп.в. макс=234 кг/с (842,4 т/ч).
С учетом запаса воды (и повышения давления) выбираем три питательных насоса с электрическим приводом (два рабочих, один резервный) следующей марки: ПЭ-580-200, максимальный расход воды 580 т/ч.
1.3.2.7 Выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосы служат для откачки конденсата отработавшего пара из конденсатора и подачи его через подогреватели низкого давления в деаэратор. В качестве конденсатных применяются центробежные насосы. Расчетная производительность конденсатного насоса определяется по формуле:
(1.77)
Gкн=496,8 т/ч
Напор конденсатного насоса должен быть достаточным для преодоления всех сопротивлений в деаэраторной линии и подачи конденсата в деаэратор и
рассчитывается по формуле:
(1.78)
где НКН - полный напор конденсационного насоса;
hг=30 м - геометрическая высота подъема конденсата (разность уровней в конденсаторе и деаэраторе);
рд= 0,59 МПа - давление в деаэраторе;
pк=0,0039 МПа - давление в конденсаторе;
- сумма потерь напора в трубопроводах и подогревателях.
Hкн = 30 + 10(5,9 - 0,039)+10(8,35-0,039) = 171,7 м
В схеме нет подогревателей смешивающего типа, поэтому применяем одноподъёмную схему включения конденсатных насосов. Принимая схему включения конденсатных насосов два по 100 % (один рабочий, один резервный), выбираем насос КсВ - 500-220. [3, с. 433]
Устанавливаем систему конденсатных насосов:
два насоса (один резервный) КСВ-500-220:
Основной конденсат из конденсатора
Основной Резервный
Насос насос
Основной конденсат в систему регенерации
Рисунок 1.7- Конденсатные насосы
Подача - Q=500 м3/ч;
Напор - Н=220 м;
Допустимый кавитационный запас - 2,5 м;
Частота вращения - n=1500 об/мин.
1.4 Выбор схемы ХВО
Надежность работы ТЭС в целом во многом зависит от работы отдельных агрегатов. При этом одним из определяющих факторов надежной работы большинства агрегатов ТЭС является качественная подготовка добавочной воды. В связи с этим, требования к качеству добавочной воды непрерывно возрастают. Оборудование современных электростанций эксплуатируется при высоких тепловых нагрузках, что требует жесткого ограничения толщины отложений на поверхностях нагрева по условиям температурного режима их металла в течение рабочей компании. Такие отложения образуются из примесей, поступающих в циклы электростанций, в том числе и с добавочной водой, поэтому обеспечение высокого качества водных теплоносителей электростанции является важнейшей задачей. Использование водного теплоносителя высокого качества упрощает также решение задач получения чистого пара, минимизации скоростей коррозии конструктивных материалов котлов, турбин и оборудования конденсатно-питательного тракта. Для удовлетворения разнообразных требований к качеству воды, потребляемой при выработке электрической и тепловой энергии, возникает необходимость специальной физико-химической обработки ее.
В последние два десятилетия активное развитие получили мембранные методы очистки. Процесс фильтрации на мембране имеет свои особенности. Фильтруемая среда движется по поверхности мембраны и разделяется на два потока - фильтрат и концентрат. Мембранные системы классифицируются в зависимости от рейтинга фильтрации задерживаемых частиц (микро-, ультра-, нанофильтрация, обратный осмос) и задерживают частицы размером от десятков микрон до тысячных долей микрона. В водоподготовке используются мембраны с различными видами пористых структур.
Ультрафильтрация это процесс мембранного разделения растворов высокомолекулярных и низкомолекулярных соединений, а также концентрирования и фракционирования высокомолекулярных соединений. Процесс протекает за счет разности давлений до и после мембраны.
Ультрафильтрацию применяют для разделения систем, в которых молекулярная масса растворенных компонентов намного больше молекулярной массы растворителя. Например, для водных растворов содержащих органические соединения с молекулярной массой 500 и более.
Поскольку осмотические давления высокомолекулярных веществ малы (обычно не более десятых долей МПа), в процессе расчетов движущей силы процесса ультрафильтрации ими, как правило, можно пренебречь. Поэтому ультрафильтрацию проводят при сравнительно невысоких давлениях (0,2 - 1,0 МПа).
Основные преимущества мембранных установок ультрафильтрации с полыми волокнами, имеющими селективно проницаемые стенки, являются:
· Высокая удельная поверхность половолоконных мембран (20000 м2/м3);
· Отсутствие потребности применения специальных систем дренажа;
· Низкие энергозатраты на турбулизацию потока*;
· Простота в эксплуатации.
*для стабильной работы системы ультрафильтрации на основе трубчатых мембранных фильтров рекомендуется значение критерия Рейнольдса Rе = 2500-3000, для установок плоскорамного типа Rе = 180200, а для установок с полыми волокнами достаточно значения Rе = 2030. [12]
При обессоливании воды методом обратного осмоса, на стадии предварительной очистки обычно используют установки ультрафильтрации с разделительными элементами, имеющими центральные опорно-распределительные трубки. Разделяемая жидкость подается в межволоконное пространство через опорно-распределительную трубку. Проникая сквозь стенки полых волокон, растворитель (вода) выходит из каналов полых волокон и попадает в сборные камеры, образуемые блоком-коллектором и крышкой установки, откуда отводится через специальный штуцер. Концентрат отводится по каналу с противоположной стороны установки ультрафильтрации.
Производительность установки определяется числом модулей с половолоконными мембранами и может варьироваться в широком диапазоне.
Обратный осмос это процесс фильтрации водных растворов под давлением, превышающее осмотическое, через полупроницаемую мембрану. Процесс обратного осмоса, как правило, протекает под давлением 2,8-5 МПа.
Рулонные мембранные элементы для мембранных установок обратного осмоса работают по принципу тангенциальной фильтрации. В процессе обессоливания, она разделяется на два потока: фильтрат (обессоленная вода) и концентрат (раствор с высоким солесодержанием). Разделяемый поток воды движется в осевом направлении по межмембранным каналам рулонного элемента, а фильтрат спиралеобразно по дренажному листу в направлении отвода фильтра. Концентрат выходит с другой стороны мембранного модуля обратного осмоса. Сегодня обратноосмотические мембранные элементы рулонного типа являются наиболее распространенными и наименее дорогостоящими.
Преимущества обратноосмотических аппаратов рулонного типа:
· Высокая плотность упаковки мембран в единице объема (300-800 м2/м3);
· Удобство монтажа и демонтажа мембранного элемента в корпусе мембранной установки обратного осмоса;
· Низкая стоимость и простота конструкции напорного корпуса мембранной установки;
· Относительно низкие потери давления в установке;
· Использование для изготовления разделительных элементов плоской мембраны, качество которой может быть предварительно проконтролировано несложными способами.
Работа установок обратного осмоса осуществляется при высоком давлении, которое обеспечивается при использовании многоступенчатых насосов высокого давления (насосных станций бустерного типа). Таким образом, в примембранном слое происходит концентрирование растворенных веществ, содержащихся в питающей воде. Это процесс концентрационной поляризации, приводящей к образованию осадка на поверхностях обратноосмотических мембран. Для снижения эффекта концентрационной поляризации, в мембранные модулях обратного осмоса, производители используют новые сетки турбулизаторы, подбирают полимерные материалы сильнее препятствующие отложению солей на их поверхности. Кроме того, для снижения осадкообразования производители мембран вводят требования к качеству воды, подаваемой на установки обратного осмоса, (ограничения по солям жесткости, ионам железа, общей минерализации, взвешенным веществам и свободному хлору). [12]
В рассматриваемой схеме ионный обмен применяют для дообессоливания воды. Подлежащая очистке вода проходит через один или систему фильтров, заполненных ионитами, подбираемыми в зависимости от требуемой задачи. Иониты удаляют из воды соответствующие ионы и обмениваются с водой эквивалентными количествами других ионов, которые первоначально находились в ионите. Обменивающиеся ионы называются противоионами. Иониты состоят из неподвижного каркаса - матрицы и функциональных групп - фиксированных ионов, которые жестко прикреплены к матрице и взаимодействуют с противоионами.
Основными характеристиками ионитов являются: селективность, рабочая обменная емкость и кинетика ионного обмена.
Работа ионообменного фильтра состоит из следующих операций:
-очистка воды (сервисный режим);
-взрыхление;
-засос соли из солерастворителя - регенерация ионообменной смолы;
-медленная отмывка ионообменной смолы от регенерационного раствора;
-быстрая отмывка в сервисном режиме;
-заполнение солерастворителя умягченной водой.
Распределительные устройства (дренажи) аналогичны используемым в механических фильтрах. В большинстве случаев ионообменный метод обработки воды обеспечивает удаление ионов оставшихся после установок обратного осмоса.
Для технологического процесса барабанного котла марки Е-820-140 ГМ требуется уровень обессоливания воды, который регламентируется соответствующим нормативным документом: РТМ 108.030.130-79. Удельная электропроводность не должна превышать 1,5 мкСм/см и жёсткость не более 0,001 мг-экв/л. В технологи водоподготовки реализуется принцип очистки, предусматривающий постадийное удаление от крупных коллоидных частиц к более мелким, вплоть до молекул солей (от макрофильтрации частиц размером свыше 50 мкм, до нанофильтрации и обратного осмоса, обеспечивающего задерживание растворённых солей).[11] Это позволяет работать каждому узлу установки в оптимальном для него технологическом режиме. Стадии микро- и ультрафильтрации обеспечивают высококачественную предварительную подготовку воды и позволяют удалить примеси с молекулярной массой, опасной для работы обратного осмоса. Непосредственный процесс обессоливания производится на стадии обратного осмоса, который в свою очередь, может состоять из одной или двух ступеней по фильтрату. Вода, прошедшая первую ступень обратного осмоса, характеризуется удельной электропроводностью не более 20 мкСм/см и жёсткостью не более 0,3 мг-экв/л, после второй ступени - удельная электропроводность составляет не более 2 мкСм/см, и жёсткость не более 0,05 мг-экв/л. Обратный осмос одной или двух ступеней по фильтрату позволяет достичь степени обессоливания воды, которая соответствует требованиям для водогрейных котлов, для подпитки систем горячего водоснабжения и для подпитки оборотной системы охлаждения. Этого уровня обессоливания недостаточно, для использования воды непосредственно в парогазовых установках. Для достижения указанного уровня обессоливания используются два варианта технологий глубокого обессоливания:
- дообессоливание на базе электродеионизатора;
Подобные документы
Процесс расширения пара в турбине в h,s-диаграмме. Баланс основных потоков пара и воды. Определение расхода пара на приводную турбину. Расчет сетевой подогревательной установки, деаэратора повышенного давления. Определение тепловой мощности энергоблоков.
курсовая работа [146,5 K], добавлен 09.08.2012Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.03.2014Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.
курсовая работа [767,6 K], добавлен 17.09.2012Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.12.2011Расчет схемы конденсационного энергоблока мощностью 210 МВт с турбиной. Характеристика теплового расчёта парогенератора. Параметры пара и воды турбоустановки, испарительной установки. Энергетические показатели турбоустановки и энергоблока, расчет котла.
курсовая работа [165,5 K], добавлен 08.03.2011Тепловая схема энергоблока. Построение процесса расширения пара, определение его расхода на турбину. Расчет сетевой подогревательной установки. Составление теплового баланса. Вычисление КПД турбоустановки и энергоблока. Выбор насосов и деаэраторов.
курсовая работа [181,0 K], добавлен 11.03.2013Описание принципиальной тепловой схемы энергоустановки. Тепловой баланс парогенератора, порядок и принципы его составления. Параметры пара в узловых точках тепловой схемы. Расчет теплоты и работы цикла ПТУ, показателей тепловой экономичности энергоблока.
курсовая работа [493,1 K], добавлен 22.09.2011Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной. Составление балансов и определение показателей тепловой экономичности энергоблока. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателей низкого давления поверхностного и смешивающего типов.
дипломная работа [381,9 K], добавлен 29.04.2011Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока К-330 ТЭС. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателя ПН-1000-29-7-III низкого давления с охладителем пара. Сравнение схем включения ПНД в систему регенеративного подогрева.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 07.08.2012Построение процесса расширения пара в турбине в h-S диаграмме. Составление сводной таблицы параметров пара и воды. Составление материальных и тепловых балансов всех элементов схемы. Расчет показателей тепловой экономичности атомной электрической станции.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 08.11.2015
