Пользовательского поиска

ВВЕДЕНИЕ.

Анализ статистических данных показывает, что в конце советского периода (примерно 1985г.) при общей выработке электроэнергии 1544,2 млрд.кВт.ч. 75,5% ее приходилось на тепловые электрические станции, 10,8% на АЭС и 13,9% на ГЭС. Примерно те же соотношения характерны и для установленной мощности: из 314,7 млн. кВт на долю ТЭС приходится 71,5%, на долю АЭС - 8,9% и на долю ГЭС - 19,6%. По Минэнерго эти ве­личины соотносились как 76:9:15 по выработке и как 70:8:22 по установ­ленной мощности. Таким образом, в период наивысшего расцвета энергети­ки ТЭС занимали среди генерирующих мощностей доминирующее положение как по выработке электроэнергии, так и по величине установленной мощ­ности.Преимущественному вводу ТЭС способствует заметно меньшая стои­мость установленного киловатта, что немаловажно при ограничении средств, отпускаемых на развитие отрасли.

В последние годы статистика по ТЭС и АЭС, находящихся в разных отраслевых структурах, публикуется раздельно. По данным 1993г. по ус­тановленной мощности доля ТЭС составляет 75%, ГЭС - 24,5%, Геотермаль­ных ЭС и ГАЭС - 0,5% а по выработке электроэнергии соответственно 77,7% : 22,2% : 0,91%.

Из намеченных к выработке в 2005г. 1018,2 млрд. кВт.ч электроэ­нергии на ТЭС намечено выработать 821,5 млрд. кВт.ч, то есть 80,7%(19,2% на ГЭС и 0,1% на ГАЭС).

Эти данные свидетельствуют о ведущей роли ТЭС как в настоящее время, так и в ближайшем будущем.

Несмотря на снижение промышленного производства в последние годы и возникновение значительных резервов мощности в электроэнергетике, положение в отрасли нельзя считать стабильным вследствие нарастающего физического и морального старения оборудования тепловых электростанций.

К 2000г. предельных недоработок на ТЭС достигнут энергоблоки общей ьощностью 35,4 млн.кВт, к 2010г. – 76 млн.кВт.

Для продления эксплуатации требуется замена некоторых втдов основного оборудования (например, турбин) или значительной части узлов. Такая их замена с продлением работы на новые 15-20 лет, как правило, значительно дешевле, чем строительство новых ТЭС.

Вместе с тем экономические и экологические показатели многих ТЭС, построенные 30-40 лет тому назад, не соответствуют современным требованиям. При замене оборудования и узлов не увеличивается тепловая экономичность ТЭС и не уменьшается загрязнение ими окружающей среды.

Вследствие значительного объёма обслуживания изношенных, но не затронутых модернизацией видовоьорудования и систем,готовность ТЭС оказывается пониженной,а затраты труда на их эксплуатацию и ремонт – повышенными.   

Наибольшие перспективы для совершенствования в настоящее время связаны с конструкциями и режимами работы основного и вспомогательного оборудования, причем, как показывает отечественная и зарубежная ста­тистика, при развивающейся тенденции сжигания топлив ухудшенного ка­чества наиболее уязвимо оборудование котельной группы. Тема спецвопроса (расчёт режима энергоблока с турбиной Т- 250/300-240 с подачей пара от ПТН на конденсатор (предпологается реконструкция ПТН с подачей пара в общий конденсатор)) напрямую связана с изменением в типовой схеме и небольшом изменении в режиме работы котлоагрегата.

В содержание пояснительной записки кроме данного введения входят следующие разделы:

·   Расчёт тепловой схемы и её парадны показателей показателей (тепловой расчёт блока с турбиной Т-250/300-240 , расчёт теплофикационного режима).

·   Поверочный тепловой расчёт (расчёт котельного агрегата ТГМП -314).

·   Автоматика (автоматизация котла ТГМП-314).

·   Водоподготовка (описание основных принципов построения и эксплуатации работы оборудования водоподготовки).

·   Экономика (расчёт и сведение в таблицу экономических показателей рассчитываемого блока показателей ).

·   Экономичность и безопасность проектных решений (основные нормативные показатели проектируемого блока).

·   Спецвопрос (расчёт энергоблока с турбиной Т-250/300-240 с подачей пара от ПТН на конденсатор).

 

ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

Вредные вещества, выбрасываемые в окружающую среду различными источниками, называются поллютантами. В настоящее время антропогенные, т.е. возникающие вследствие человеческой деятельности, выбросы по количеству соизмеримы с природными. Среди основных производств, загрязняющих окружающую среду наиболее интенсивно, предприятия, сжигающие топливо в стационарных источниках с целью получения теплоты, и предприятия, генерирующие электроэнергию (ТЭС).

Производство электроэнергии является уникальным по масштабам энергетического и материального обмена с окружающей средой. Потребляя огромные количества первичных ресурсов, теплоэнергетика осваивает лишь около 30% потенциальной энергии топлива и практически не утилизирует материальную массу продуктов сгорания, которая в 4¸5 раз превышает массу исходного топлива.

Ориентировочно производство электроэнергии наносит ущерб окружающей среде, оцениваемый в 4¸6% от себестоимости вырабатываемой энергии.

Среди основных путей охраны окружающей среды от вредного воздействия ТЭС следует отметить применение природосберегающих технологий генерации энергии. К их числу относятся технологии, которые увеличивают коэффициент использования топлива и соответственно уменьшают количество прямых и вторичных загрязнений. К ним относятся энерготехнологические способы использования топлива, позволяющие более полно произвести выделение потенциальных загрязнителей на ранних стадиях использования топлива с их переработкой в товарные виды, последующей реализацией и значительным снижением вследствие этого производственных затрат. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РАЗДЕЛ 1

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА Т-250/300-240.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.

Тепловая схема блока Т-250/300-240 выполнена по принципу мо­ноблока "котел-турбина". Котлоагрегат ТГМП-314 прямоточный,однокор­пусной Таганрогского котельного завода, паропроизводительностью 1000 м3.

Параметры острого пара перед турбиной: р=23,54 МПа t=540оС. Параметры промперегрева:

"холодный промперегрев": р=3,819-4,04 МПа       t=300 оС

"горячий промперегрев":   р=3,628-3,819 МПа        t=540 оС

Общее число отборов турбины -10:

из ЦВД - 2 отбора, из ЦСД 1 - 3 отбора, из ЦСД 2 - 4 отбора, из ЦНД- 1 отбор.

Турбина имеет два теплофикационных регулируемых отбора- верхний: р=0,0587-0,1958 МПа, нижний: р=0,0490-0,1469 МПа.

Система регенеративного подогрева конденсата и питательной воды из охладителей пара эжекторов (ОЭ), охладителей уплотнений (ОУ), пя­ти ПНД, деаэратора р=0,68 МПа и трех  ПВД.

Подача воды на котел осуществляется группой питательных насо­сов, состоящей из главного питательного насоса с турбоприводом, рас­читанного на 100% нагрузки блока, пускорезервного эл.насоса - 60% нагрузки и группы бустерных насосов для создания необходимого подпо­ра ПТН и предотвращения кавитации.

В ПВД 8 поступает пар первого отбора, в ПВД 7 поступает пар из нитки холодного промперегрева, в ПВД 6 поступает пар четвертого от­бора. Все ПВД оборудованы охладителями дренажа.

В качестве привода турбонасоса установлена турбина Р-12-24/6, пар для которой отбирается из третьего отбора. Отработанный пар от­водится в ЦСД 2. Часть пара поступает в ПНД 5, на калориферы котла и на подогреватели сырой воды (ПСВ), подпиточной воды (ППВ), деаэратор подпитки теплосети.

Пар для деаэратора подается из пятого отбора, а в случае пони­дения давления в пятом отборе предусмотрена подача пара четвертым отбором.

Пар на ПНД 3,4 подается из седьмого и восьмого отборов.  Пар из восьмого отбора  подается еще на ПСГ 2.Пар из девятого отбора подается на ПНД и ПСГ 1. Пар из десятого отбора подается на ПНД 1.В конденсатор турбины поступают конденсат греющего пара ОУ, ПНД 1, ПУ, ОЭ, калориферов котла, ПСВ, ППВ и добавочная вода из ХВО. Конденсат греющего пара ПВД 8,7,6 каскадно сливается в деаэра­тор. Конденсат ПНД 5 каскадно сливается в ПНД 4, а из ПНД 4 сливным насосом подается в линию основного конденсата за ПНД 4. Конденсат ПНД 3 сливается в ПНД 2, а затем сливным насосом подается в линию основного конденсата за ПНД 2. Конденсат греющего пара ПСГ 1 подаетсяконденсатными насосами  в линию основного конденсата через ПНД 3,  а  конденсат ПСГ 2 через ПНД 4.Конденсатные насосы 2 ступени через ПНД подают основной конден­сат в деаэратор, где происходит деаэрация питательной воды. При пу­сках деаэратор питается паром из общестанционной магистрали 13ата. Для деаэрации на каждом блоке предусмотрена установка деаэраторной головки ДСП-1000, производительностью 1000 т/ч. Из деаэратора вода забирается бустерными насосами, подающими ее в ПТН, и через ПВД по­дается в парогенератор ТГМП-314.Пар из промежуточных уплотнений турбины подается в ПВД 7, ПНД 5 и ОУ, а пар на уплотнения поступает из деаэратора. Паровоздушная смесь из концевых уплотнений отсасывается в сальниковый подогрева­тель (СП), а из конденсатора в основные эжектора (ОЭ). В схеме тур­боустановки предусмотрена двухступенчатый подогрев сетевой воды в ПСГ 1, ПСГ 2, кроме этого перед ПСГ 1 установлен охладитель пара уп­лотнений (ОУ).В сетевую установку кроме сетевых подогревателей входят: сете­вые насосы первого и второго подъема, подпиточные насосы теплосети, пиковые водогрейные котлы, которые используются в период зимнего отопительного максимума. Подача добавки ХОВ осуществляется в конденсатор, а аварийная добавка подается в линию основного конденсата. Турбина является приводом генератора переменного тока частотой 50 Гц (3000 об/мин), типа ТВВ-300.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА С ТУРБИНОЙ Т-250/300-240.

 

Начальное давление   р0=23,54 МПа

Начальная температура   t0=540 0С

Конечное давление рк=0,003МПа

Температура питательной воды tпв=260 0С

Общее число отборов – 10

Давление промежуточного перегрева пара выбираем исходя из рекомендаций (22, стр. 53).

Принимаем  рпп=3,82 МПа

Потеря давления в линиии промеперегрева рпп <0,1рпп.

На основании экплуатационных данных  рпп =0,004рпп.

р`пп= 3,85МПа-3,82Мпа×0,04=3,57МПа.

Потеря давления после отсечных клапанов  ЦСД1 согласно эксплуатационных данных составляет 1,6%.

р``пп  = (1-0,016)3,628МПа = 3,57МПа.

 

ПВД8

Давление первого отбора из ЦВД определяется температурой питательной воды на выходе из подогревателя tпв=2600С. Величина недогрева tн = 0,53 0С.

Принимаем tн8=3 0С, тогда температура насыщения t`8=tпв+tн8=260+3=263 0С.

По таблице Ривкина р`8= 4,93МПа – давление греющего пара.

Потеря давления в трубопроводе составляет 5-10%; +2% -- в пароохладителе.

Принимаем потерю давления пара в первом отборе турбины               р8 = 5,58МПа.

 

ПВД 7

Отбор пара на ПВД 7 идёт из холодной нитки промперегрева, то есть:

р7 = 4МПа. Для ПВД7 примем поткрю давления 7,5%, тогда р`7 =        = 4МПа/1,075 =  3,73 МПа.

По аблицам Ривкина  t`7= t`7-tн7 =246,4 0С – 2,4 0С = 244 0С.

Подогрев питательной вод в ПВД8 составит: t = tпв-t7=260-244 0С.

 

ДЕАЭРАТОР

Давление в деаэраторе р`д =0,687 МПа (7 кгс/см2).

Температура насыщения деаэратора t`д = 164,4 0С.

Падение давления рд = 0,2 МПа.

Запас по давлению – 20%.

рд= (р`д  + рд)×1,2 = (0,687 + 0,2)×1,2 = 1,064МПа.

Между деаэратором и ПВД7 находится ПВД6 и ПТН (питательный турбонасос). Выбираем приводную турбину Р-12-24/6 номинальной мощностью 12000 кВт. Номинальные параметры перед стопорным клапаном:

давление   рптн = 2,35 МПа       tптн = 485 0С 

противодавление р`птн = 0,59 МПа.

Повышение  температуры питательной воды в ПВД6, ПВД7, ПТН составит: tтп,6,7 = t`7-t`д =  244 0С – 164,4 0С.

 

 

ПВД6

Учитывая, что ПВД7 питается паром из холодной нитки промрперегрева, рекомендуется принять в 1,5…1,8 раза подогрев воды в ПВД7 больше, чем в ПВД6. На основании рекомендации имеем:

t`6  = t`д + tтп,6,7/(1+1.6) =166.4+79.3/(1+1.6) = 197 0С.

Принимаем недогрев в ПВД6 tн6 = 3 0С, тогда t6 = t`6 + tн6 = 197 + 3 = 200 0С.

По таблицам Ривкина   р`6 = 1,56 МПа.

Учитывая потерю давления (8%), получим: р6 = 1,56×1,08 = 1,69МПа.

 

 

Таким образом выбор давления отборов 3 и 6, а также конечного давления для ЦСД1 определяется параметрами выбранной турбины для ПТН; отбор 5 определяется выбором деаэратора, а отбор 4 обуславловлен рассчмтанным давлением в ПВД6.

Параметры ЦСД2 определены конструктивно и соответствуют: на входе рнЦСД2 = 0,54 МПа , на выходе ркЦСД2 = 0,05 МПа.

При этом принимаем потери давления в трубопроводе ПТН5 – 9%, откуда: рнЦСД2 = р`5 = р5/1,09, р5 соответсвует давлению в 6 отборе, т.е.    рнЦСД2 = р`5 = 0,59/1,09 = 0,54 МПа.

Рапаметры пара в отборах 7 и 8 определяем погеометрической прогрессии: р`5/р`4 = р`4/р`3 = р`3/р`2 @2, откуда р`4 = 0,22МПа, р`3 = 0,1МПа, где р`4 -- давление в 7 отборе, р`3 – давление в 8 отборе, а р`2 – давление на выходе из ЦСД2 и соответствует 9 отбору.   

 

ПНД5, ПНД4, ПНД3, ПНД2.

Падение давления греющего пара всех ПНД примем 5%, недогрев t = 3 0С.

Все данные с учётом принятых выше, а также из таблиц Ривкина занесены далее в таблицу №1.

 


ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ

Т-250/300-240 на h-s диаграмме.

Теплоперепад в ЦВД1

Параметры свежего пара перед турбиной (т.0)

ро= 23,54 МПа                            hо= 3324,8 кДж/кг      tо= 540 оС

Параметры пара за регулирующим клапаном (т.0')

р = 22,32 МПа       h= 3324,8 кДж/кг      t= 536 °С

Параметры пара за ЦВД (т.2)

h=0,825(КПД) - принимаем

р= 4,014 МПа   t= 300 оС  h= 2964,4 кДж/кг

Адиабатический перепад в ЦВД

hа=2866,6 кДж/кг (h-s диаграмма)

Н = hо-hа = 3324,8 - 2866,6 = 458,2 кДж/кг

Действительный теплоперепад в ЦВД

Н= Н. h = 458,2 × 0,825 = 378 кДж/кг

Теплоперепад в ЦСД 1

Параметры пара перед ЦСД 1 (т.2*)

р= 3,628 МПа  t = 540 оС        h = 3542,6 кДж/кг

Параметры пара за отсечными клапанами (т.2' )

р = 3,57 МПа   t = 537 оС        h= 3542,6 кДж/кг

Адиабатический теплоперепад в ЦСД 1

 h = 2976 кДж/кг

Н = h - h = 3542,6  - 2976 = 566,6 кДж/кг

Действительный теплоперепад в ЦСД 1 (т.6)

h = 0,8659(КПД)

Н= Н × h = 566,6 . 0,8659 = 490 кДж/кг

Теплоперепад в турбоприводе ПТН

Параметры пара перед ПТН (т.3)

р = 2,35 МПа t = 485 оС        h = 3427,4 кДж/кг

Давление пара за регулирующими клапанами  

 р= 2,18 МПа

Давление пара за турбоприводом (т.6тп)

  р = 6 ата = 0,59 МПа

Адиабатический теплоперепад в турбоприводе  

 h= 3046,1 кДж/кг

Н= h - h = 3427,4 - 3046,1 = 381,3 кДж/кг

Действительный теплоперепад в турбоприводе

h = 0,76 (заводские данные турбины)

Н= Н×h = 381,3 × 0,76 = 289,8 кДж/кг

Параметры пара за турбоприводом (т.6тп)

р = 0,59 МПа t = 335 оС        h = 3138,3 кДж/кг

Теплоперепад в ЦСД 2

Параметры пара перед ЦСД 2 (т.6' )

р= 0,54 МПа           t = 305 оС          h = 3071,3 кДж/кг

Параметры пара за ЦСД 2 (т.9)

р = 0,054 МПа        t = 101 оС           h = 2673,2 кДж/кг

Адиабатический теплоперепад в ЦСД 2 

h = 2602  кДж/кг  (h-s диаграмма)

Н = h - h  = 3071,3 - 2602 = 469,3 кДж/кг

Действительный теплоперепад в ЦСД 2

h= 0,848

Н=H×h = 469,3 × 0,848 = 398,1 кДж/кг

Теплоперепад в ЦНД

Параметры пара перед ЦНД (т.9')

р= 0,049 MПа   t = 100 оС              h= 2673,2 кДж/кг

Параметры пара на выходе из ЦНД (т.К)

рк = 0,034 МПа                                    tк = 113,1 оС                 hк = 2673,2 кДж/кг

 

 

 

 

 

 

 


 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРА И КОНДЕНСАТА ОТБОРОВ.

Данные расчета построение процесса в h-s диагр. сводим в таблицу   №1

 таблица № 1

п/п

Точ-ка

 

Пар в отборах

Пар и конденсат

Питательная вода основного конденсата

Р,МПа

t, 0С

h,кДж/кг

Р`,МПа

t`, 0С

`tн,кДж/кг

Рв,МПа

tп, 0С

`tп,кДж/кг

1

0

-

23,54

540

3325

-

-

-

-

-

-

2

0`

-

22,32

536

3325

-

-

-

-

-

-

3

1

ПВД8

5,58

330

3034

4,93

263

1150

-

260

1135

4

2

ПВД7

4,01

300

2964

3,73

246

1064

-

244

1056,8

5

2`

-

3,62

540

3543

-

-

-

-

-

-

6

2``

-

3,57

537

3542

-

-

-

-

-

-

7

3

ПТН

235

485

3427

-

-

-

-

-

-

8

3тп

-

2,18

485

3427

-

-

-

-

-

-

9

4

ПВД6

1,69

428

3335

1,56

200

855

-

197

805

10

5

Д7ата

1,0

360

3197

0,69

164

694

-

164

693,8

11

6

ПНД5

0,54

290

3063

0,53

156

658

-

153

645,3

12

6`

-

0,54

305

3071

-

-

-

-

-

-

13

6тп

-

0,59

335

3138

-

-

-

-

-

-

14

7

ПНД4

0,22

210

2904

0,21

125,5

528

-

123

515,4

15

8

ПНД3

0,1

144

2765

0,1

97,5

409,4

-

94,5

396,8

16

9

ПНД2

0,05

100

2673

0,05

81,5

341,5

-

78,5

329

17

К

К

0,003

130

2673

0,003

27

113,6

-

27

113,6

 

р  - давление пара в отборе турбины

р' - давление пара в подогревателе

h  - энтальпия пара в камере отбора

_

tн - энтальпия пара при насыщении

рв - давление питательной воды

_

tп - энтальпия питательной воды

tп - температура питательной воды
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА.

Расчет подпиточного узла и теплофикационной установки.

Для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭЦ устанавливаются подогреватели сырой воды ПСВ, в которые поступает природная вода из водоема с t = 5 оС. Греющим паром для ПСВ служит пар из выхлопа ПТН с параметрами:  р = 1,2 ата = 0,1175 МПа , t = 250оС ,  h = 2974,9 кДж/кг , который также поступает на подогреватели подпиточной воды ППВ.

ПСВ, ППВ, Д-1,2ата предназначены для восполнения потерь, подог­рева и деаэрации подпиточной воды теплосети. Принимаем потери в теп­лосети 1,5 % от расхода сетевой воды. Расход в теплосети сетевой воды состовляет 1500 кг/с = 5400 т/ч. Расчет ведем для температуры наружно­го воздуха     -- 5 оС.

Тепловая нагрузка бойлеров составляет

344 гКал/ч=1441,4 гДж/ч

Определим потери в теплосети

Dп=5400×0,015=81 т/ч

Предварительно оценим

Dо=266,67кг/с=960 т/ч       aо=1

отсюда

aсв= Dсв/Dо= 5400/960=5,625

aп= Dп/Dо=81/960=0,0844

Принимаем потери пара и конденсата

   aпот= aхов=0,02

 

Баланс ПСВ

 


               aпсв,. hпсв = 2974,9 кДж/кг

                      в конденсатор

 

 

` t1 = 21 кДж/кг        ` t2 = 138,3 кДж/кг      ` t = 435,8 кДж/кг

aпсв×(hпсв - `t)×КПД =(aхов + aп)×( ` t2 - ` t1)×к, где к = 1,2 – коэффициент собственных нужд ХОВ.

aпсв  = (aхов + aп)×( ` t2 - ` t1)×к/(hпсв - `t)×КПД =

 

= (0,02-0,084)×(138,3-21)×1,2/(2974,9-435,8)×0,98 = 0,0059

 

 


Баланс ППВ

                                       В конденсатор

 

`t1 = 138,3 кДж/кг           aп = 0,0844               aд1,2 = 0,0015

 hппв = 2974,9 кДж/кг  `t2 = 398,1 кДж/кг                  `t = 435,8 кДж/КГ

 hвых = 2684,5 кДж/кг      aвып = 0,002

 

aппв(hппв -`t )×КПД = (aп - aд1,2)×( `t2 -`t1)

aппв =(aп -aд1,2)×( `t2 -`t1)/(hпв - `t )КПД = (0,084 - aд1,2)(398,1 – 138,3)/

/(2974,9 – 435,8)0,98 = 0,88 – 0,1044aд1,2

 

Баланс деаэратора Д 1,2 ата.

Примем  КПД деаэратора 0,995

(aп - aд1,2)t2 + aд1,2 × hппв×КПД = aп`t + aвыпhвып

hвып – энтальпия выпара при 1,2ата = 2684,5 кДж/кг

aвып – выпар Д1,2ата – принимаем 0,0002

(0,0844 - aд1,2)398,1 + (aд1,22974,9×0,995) = 0,0844×435,8 + 0,0002×2684.5, откуда:  aд1,2 = 0,0015

aппв = 0,0088 – 0,1044aд1,2 = 0,0088 – 0,1044×0,0015 = 0,0086

 

Расчёт теплофикационной установки

При температуре наружного воздуха  - 5 0С, aт = 0,6 и КПДпсг = 0,98. Принимаем температурный напор ПСГ 4,0 0С. Принимая потерю давления в отборах 9%, составляем характеристику сетевых подогревателей.

 


`tвх = 139,5 кДж/кг      hоу = 3183,1 кДж/кг      aп = 0,00844

`tп = 435,8 кДж/кг       h9 = 2673,2 кДж/кг        aоу = 0,0035

`t1 = 324,7 кДж/кг       h8 = 2765,4 кДж/кг       

  t2 = 393,9 кДж/кг

 

таблица №2

Наименование

Обозначе-ние

размер-ность

ПСГ- 1

ПСГ- 2

ГРЕЮЩИЙ ПАР

Давление в отборе

Р

МПа

0,0545

0,0979

Давление подогревателя

Р`

МПа

0,0499

0,0891

Температура пара

T

0С

100

144

Энтальпия пара

H

кДж/кг

2673,2

2765,4

КОНДЕНСАТ ГРЕЮЩЕГО ПАРА

Температура насыщения

tн

0С

81,4

97,5

Энтальпия насыщения

`tн

КДж/кг

341,5

409,4

СЕТЕВАЯ ВОДА

Температура на входе

tвх

0С

34,8

77,4

Энтальпия на входе

`tвх

КДж/кг

145,8

324,7

Температура на выходе

tвых

0С

77,4

93,5

Энтальпия на выходе

`tвых

кДж/кг

324,5

393,9

 

 

Баланс точки смешивания

(aсв - aп)`tвх + aп×`tп = aсв × `tоу вх, откуда:

`tоу вх =`tвх × aп×`tвх/aсв + aп×`tп/aсв

`tоу вх =33,3–0,0844×139,5/5,625 + 0,0844×435,8/5,625 = 144,1 кДж/кг

 

 

Баланс ОУ

aоу = 0,0035 – принимаем

`tоу вых = `tоу вх + aоу×(hоу - `t )×КПД/aсв

`tоу вых =  144,1 + 0,0035(3183,1 – 167,6)0,98/5,625 = 145,8 кДж/кг

 

 

Баланс ПСГ – 1

 

a9ПСГ1 = aсв×(`t1 -`tоу вых)/(h9 -`t )×КПД

 

a9ПСГ1 = 5,625×(324,7 – 145,8)/(2673,2 – 341,5)×0,98 = 0,4404

 

 

 

 

Баланс ПСГ – 2

 

a8ПСГ2 = aсв(`t2 -`t1)/(h8 -`t )КПД

 

a9ПСГ1 = 5,625×(393,9 – 324,7)/(2765,4 – 409,4)×0,98 = 0,1686

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

Расчёт системы регенерации блока

 

Составим таблицу параметром питательной воды на основании таблицы №1 и hs диаграммы процесса. КПД подпгревателей смешивающего типа принимаем 0.995, а померхностного 0,98.

 

таблица № 3

Подогреватель

tпв, 0C

`tпв, кДж/кг

ПВД – 8

260

1135

ПВД – 7

244

1056,8

ПВД – 6

197

805

Д – 7ата

164

693,8

ПНД – 5

153

636

ПНД – 4

123

515,4

ПНД – 3

94,5

396,8

ПНД – 2

78,5

329

 

Расход питательной воды блока

 

aпв = a0 + aут + aштупл = 1 + 0,02 + 0,001 = 1,03

aут = 2% - потери пара и конденсата внутри станции

aштупл = 1% - потери пара и конденсата через штоки клапанов

 

Распределение пара из уплотнений на подогреватели.

aдупл = 0,004 – пар на уплотнения из деаэратора

a5у, a7у, aпуу, aоуу = 0,0035

 

Баланс уплотнений

aштупл + aдупл = a7у + a5у + aпуу + aоуу

0,01 + 0,04 = 0,0035*4

0,014 = 0,014

 

Энтальпия пара из уплотнений:

 

 

h7у = 3142,5 кДж/кг     hпуу = 2764,1 кДж/кг

h5у = 3301,7 кДж/кг     hоуу = 2764,1 кДж/кг

 

 

 

 

 


Баланс ПВД – 8

 

 

aпв = 1,03

`t2 = 1135 кДж/кг        `tпв1 = 1056,8 кДж/кг

`tк1 = 1150 кДж/кг         h1 = 3034 кДж/кг

 

a1(h1 -`tк1)КПД = aпв(`t2 - `tпв1)

a1 = aпв(`t2 -`tпв1)/(h1 -`tк1)КПД

a1 = 1,03(1135 – 1056,8)/(3034 – 1150)0,98 = 0,0436

 

 

 

 


Баланс ПВД7

 

  aпв = 1,03                               a1 = 0,0436                 a7у = 0,0035

`t2 = 1056,8 кДж/кг     `tк1 = 1150 кДж/кг        `tк2 = 1064 кДж/кг

`t1 = 805 кДж/кг                     h7у = 3142,5 кДж/кг        h2 = 2964 кДж/кг

[a2(h2 -`tк2) + a7у(h7у -`tк)]КПД = aпв(`t2 -`t1)

a2 = [aпв(`t2 -`t1) - [a7у(h7у -`tк2) + a1(`tк1 -`tк2)]КПД]/(h2 -`tк2)КПД

a2 = [1,03(1056,8 – 805) –[ 0,0035(3142,5 – 1064)+0,0436(1150 – 1064)]0,98]/

/(2964 – 1064)0,98 + 0,1335

 

Повышение энтальпии питательной волы в ПТН и расход пара на его привод.


h = 3138 кДж/кг          h3 = 3427 кДж/кг           `tд = 694,3 кДж/кг

hа = 104Vспн – Рв)/427 = 104 × 4,19 × 300/427 = 32,3 кДж/кг

hi = hа/(КПДн  - КПДi) = 32,3/(0,845×0,98) = 39,0 кДж/кг

Vср = 0,0011 кг/м3 – средний удельный объём воды

Рн – Рв – разность давлений напорв и всаса

КПДн = 0,98 – механический КПД насоса

КПДi = 0,845 – внутренний КПД насоса

 

Энтальпия питательной воды после ПТН:

 `t ПТН =`tд +hi = 694,3 + 39,0 = 733,3 кДж/кг.

 

Расход пара на турбопривод ПТН

a3 = aпвhi/(h3 - h)КПДн = 1,03 * 39,0/(3427 – 3138)0,98 = 0,1417

 


Баланс ПВД6

 

aпв = 1,03                       `tк2 = 1064         кДж/кг       `tПТН = 733,3кДж/кг

`tпв = 805кДж/кг             `tк4 = 855кДж/кг                  h4 = 3335кДж/кг

 

[a4(h4 -`tк4) + (a1 + a2 + a7у)( `tк2 +`tк4)]КПД = aпв(`tпв +`tПТН)

a4 = [aпв(`tпв +`tПТН)-[(a1 + a2 + a7у)( `tк2 +`tк4)]КПД]/[(h4 -`tк4)КПД]

a4 = [1,03(805 – 733,3)[(0,0436 + 0,1335 + 0,035)(1064 – 855)]0,98]/

/[(3335 – 855)0,98] = 0,0125

 

Балапн деаэтора 7ата

Принимаем:  aвып = 0,02

aдупл + aдоэ + aдоу = 0,007     hвып = 2764,1кДж/кг при р = 0,685МПа


 = 0,0125 + 0,0436 + 0,01335 = 0,1896

 

 

aвып = 0,002   aпв = 1,03  aдупл + aдоэ + aдпу = 0,007     = 0,04896

`tк = 855кДж/кг           `tд = 694 кДж/кг                 `tпв = 645,3кДж/кг

hвып = 2764,1кДж/кг      h5 = 3197кДж/кг

       

Материальный баланс деаэратора:

aпв+ aдупл + aдоэ + aдпу + aвып = + aок 6 + a5

1,03 + 0,007 + 0,002 = 0,1896 +  aок 6 + a5

a5 = 0,8454 -aок 6

 

Тепловой баланс деаэратора:

a5h5КПД + `tк + aок 6`tпв6 = (aдупл + aдоэ + aдпу + aвып)hвыпaпв`tд

(0,8454 -aок 6)3197×0,995 + 0,1854×855 + aок 6×636 =

= (0,007 + 0,002)2764,1 + 1,03×694

aок 6 = 0,8347     a5 = 0,8454 – 0,8354 = 0,014

 


Баланс ПНД-5 и точки смешивания С1.

 

a5у = 0,0035                 h5у = 3301,7кДж/кг       hтн6 = 3138кДж/кг

aок 6 = 0,8354               `tпв1 = 645,3кДж/кг       `tк6 = 658 кДж/кг

`tпв2 = 532,1кДж/кг     `tк7 = 528кДж/кг

[a6(hтн6 -`tк6) + a5у(h5у -`tк6)]КПД =aок 7(`tпв1-`tпв2) + (a6 + a5у + a7)(`tпв1-`tк7)

aок 7=aок6 -(a6 + a5у + a7)=0,8354 – 0,0035-(a6 + a7) = 0,8319-(a6+ a7)

 Выразим  уравнение через a6 и a7:

a60,98(3138 - 658) + 0,09×0,0035(3301,7 - 658) =

= [0,8319 - (a6 + a7)](645,3 – 532,1) + (a6 + 0,0035 + a7)×(645,3 - 528)

a6 = 0,0407 – 0,0051a7

 

 

Баланс ПНД-4 и точки смешивания С2.


 

 

h7 = 2904кДж/кг          aпсг2 = 0,1684

`tк6 = 658кДж/кг                   `tкпсг2 = 409,4кДж/кг     `tк7 = 528кДж/кг

`tпв1 = 396,8кДж/кг       `tпв2 = 515,4кДж/кг

 

[КПД[a7(h7-`tк7)+(a6+a5у)( `tк6 +`tк7)]]/[aок8(`tпв2 +`tпв1) + aпсг2(`tпв2 +`tкпсг2)]

aок 8 = aок 7 - aпсг = [0,8319 – (a6 + a7)] - 0,1684

aок 8 = 0,6635 –(a6 + a7)

a7(2904 - 528)0,98 + (a6 + 0,0035)(658 - 528)0,98 =

=[0,6635 – (a6 + a7)](515,4 – 396,8) + 0,1684(515,4 – 409,4)

a6 = 0,3908 – 9,9516a7

 

решаем совместное уравнение:

                9,9516a7 = 0,005a7 + 0,3501

a7 =0,0352

a6 = 0,3908 – 9,9516*0,0352 = 0,0405

aок 8 = 0,6635 –(a6 + a7) = 0,6636 – (0,0405 + 0,0352) = 0,5878

aок 7 = 0,8319 - (a6 + a7) = 0,8319 – (0,0405 + 0,0352) = 0,7562

 

 

Баланс ПНД-3 и точки смешиавния С3.


  h8 = 2763кДж/кг                 aок 8 = 0,5878              aпсг1 = 0,4404

`tпв1 = 329 кДж/кг        `tпв2 = 396,8кДж/кг              `tк8 = 409,4кДж/кг

`tкпсг1 = `tк9 = 341,5кДж/кг

a8(h8 -`tк8)КПД = (a8 + a9 + aпсг1)(`tпв2 +`tк9) + aок9 (`tпв2 -`tпв1) 

aок9 = aок8 - aпсг1 –(a8 + a9) = 0,5878 – 0,4404 – (a8 + a9)

a8(2763 – 409,4)0,98 = (a8 + a9 +0,4404)(396,8 - 34105)+(0,1478-a8 -  -a9)(396,8 – 341,5)

a8 = 0,01478 – 0,00524a9

 

 

 

 


Баланс ПНД-2

          

 h9 = 2673кДж/кг         `tк8 = 409кДж/кг           `tпв = 329кДж/кг

`tк9 = 34105кДж/кг       `tпу = 272,4кДж/кг

a9(h9 -`tку)КПД + a8(`tк8 -`tк9)КПД = aок9(`tпв -`tпу)

a9(2673 –341,5)098+a8(409,4 – 341,5)0,98 = (0,1474 - a8 - a9)(329 – 272,4)

a9 = 0,00359 – 0,05273a8

a9 = 0,00359 – 0,05273(0,01478 – 0,00524a9), откуда a9 = 0,0028

a8 = 0,01478 – 0,00524a9

a8 = 0,01478 – 0,00524×0,0028

a8 = 0,0148

aок 9 = 0,1474 - (a8 + a9) = 0,0148  - 0,0028 = 0,1298

 

 

 

В режиме с полностью загруженными теплофикационными отборами ПНД-1 отключен.

 

 

Точка смешивания на выхлопе ПТН.

 

 


Сставим материальный баланс точки смешивания.

a* + aппв + aд1,2 + a6 + aпсв = a3 + aу5

a* = a3 + aу5 - aппв - aд1,2 - a6 - aпсв = 0,1417 +0,0035–0,0086–0,0405= 0,0902

 

находим энтальпию смеси:

a3h3 + aу5hу5 = (a3 + aу5)h*

h*=(a3h3+aу5hу5)/(a3+aу5)=(0,1417×3138+0,0035×3301,7)/(0,1417+ +0,0035) = 3138 кДж/кг

определим расход пара из ЦСД-1 в ЦСД-2

aЦСД2 = a0 - aпу - aоу - aу7 - aу5 - aд упл - a1 - a2 - a3 - a4 - a5

aЦСД2 = 1- 4×0,0035 – 0,0436 – 0,01335 – 0,1417 –0,0125–0,014 = 0,6367

 

энтальпия смеси на входе в ЦСД2

aцсд2hцсд2 + a*h* = (aцсд2 + a*)hсм

hсм = (aцсд2hцсд2 + a*h*)/(aцсд2 + a*) = (0,6367×3063 +                                  + 0,0902×3138)/(0,6367 + 0,0912) = 3072,18кДж/кг

Полученная энтальпия примерно соответствует принятой (hсм = 3071кДж/кг (таб.№1)) при построении процесса расширения пара в hs диаграмме.

 

Расход пара в конденсатор.

aкп = aцсд2 + a* - a7 - a8 - a9 - aпсг1 - aпсг2

aкп = 0,6367+0,0902–0,0352–0,01488–0,0028–0,4404–0,1686 = 0,0651

Вычислим расход пара в конденсатосборник:

aкп = aок 9 - aпсв - aппв - aдоэ - aпу- aоу - aхов; aхов = 0,02

aкп = 0,1298- 0,0086-0,059-0,02-0,0019-0,0035*2 = 0,0639

Погрешность сведения материального баланса:

daк = [ (0,0651 – 0,0639)/0,0651 ] 100% = 0,84%< 1%.

 

 

 


Баланс ПУ.

 

`tпу = 272,4кДж/кг       `tоэ = 209,5кДж/кг         aпу = 0,0035

 aок 9 = 0,1298                hд = 2764,1кДж/кг       hпу = 2764,1кДж/кг

aдпу (hд -`tк)КПД + aпу(hпу -`tк)КПД = aок 9 (`tпу -`tоэ)

aдпу = [aок 9 (`tпу -`tоэ) - aпу(hпу -`tк)КПД]/(hд -`tк)КПД

aдпу=[0,1298(272,4-209,5)–0,035(2764,1-196,9)0,98]/(2764,1-                            -96,9)0,98=0,0041

 

Определим расход пара из деаэратора на эжектор:

aдоэ = (aдупл + a доэ + aдпу) - aдпу - aупл

aдоэ = 0,007 – 0,004 – 0,001 = 0,0019

 

 

 

 

 


Баланс эжектора

 

aдоэ = 0,0019      aок 9  = 0,1298       hд = 2764,1кДж/кг

`tоэ = 209,5кДж/кг                `tк = 435,8кДж/кг

aдоэ (hд-`tк)КПД = aок 9(`tоэ -`tбоу)

aдоэ = aок 9(`tоэ -`tбоу)/ (hд-`tк)КПД

00019 = 0,1298(209,5-`tбоу)/(2764,0 – 435,8)0,98

33,52 = 209,5 -`tбоу , откуда

`tбоу  = 209,5 – 33,52 = 176кДж/кг

 

 

 


Расчёт конденсаторной установки

 

aк = 0,00651      hк = 2673,2кДж/кг                  `tн = 113,1кДж/кг

tцввых = 100,6кДж/кг              tцввх = 41,9кДж/кг

 

Баланс конденсатосборника

aк`tн + aоу`tк + (aпсв + aппв + aоэ)`t  + aхов`tхов + aпу`tпу= aок 9`tбоу

0,0651×113,1 + 0,0035×167,7 = (0,0059 + 0,0086 + 0,0019)×435,8 +

+0,02×138,2 + 0,035×196,9 = 0,1298`tбоу

`tбоу = 173,9кДж/кг,что близко сходится вычисленной в балансе эжектора  `tбоу = 176,0кДж/кг

 

 

 

Баланс конденсатора

aцв = [aк(hк -`tн)КПД]/(`tцввых -`tцввх)

 

aцв = 0,0651(2673 – 113,1)0,98/(100,6 – 41,9) = 2,782

 

Кратность охлаждения составит:

m = aцв/aк = 2,782/0,0651 = 42,74 кг воды на кг пара.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЭЦ.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС И РАСХОД ПАРА В СХЕМЕ БЛОКА.

 

Расход пара по отсекам:

 

таблица № 4

 

Отсек

Формула

Расход,ai

Нi

Hiai

0`-1

a0

1,01

291,205

291,205

1-2

a0-a1-ay7-ay5 = 1.01-0.0436-0.0035-0.0035

0,9594

69,135

66,328

2``- 3

a1-2-a2-ayпу-aуоу-aдупл = 0,9594-0,1335-0,004-0,07+0,084

0,8439

115,225

97,24

3-4

a2``-3-a3 = 0,8439 – 0,1417

0,7022

92,18

64,73

4-5

a3-4 - a4 = 0,7022 – 0,0125

0,6897

138,27

95,365

5-6

a4-5-a5 = 0,6897 – 0,014

0,6757

134,08

90,597

6-7

a5-6 + a* = 0,6757 + 0,902

0,7659

167,6

128,36

7-8

a6-7 - a7 = 0,7659 – 0,0352

0,7307

138,27

101,03

8-9

a7-8-a8-aпсг1-aпсг2 = 0,7307 – 0,0148 – 0,1688- 0,4404

0,1067

92,18

9,83

 

А = =948кДж/кг

Расход пара на турбину перед соплами регулирующей ступени:

 

Д0 =

Д0 = 267,998 кг/с = 964,8 т/ч, принимаем Д0 = 960 т/ч.

 

Удельный расход пара на турбину:

 

a0 = Д0/Wэ = 960/250 = 3,84 кг/кВт×ч

 

Величины пара, воды, конденсата в схеме блока Т – 250 /300 – 240 сводим в таблицу:

 

 

 

 


 

таблица № 5.

 

п/п

Наименование

Обозна-чение

Величина

Расход

кг/с

Расход

т/ч

1

2

3

4

5

6

2

Расход пара на турбину

aо

1,0000

266,667

960

3

Расход питательной воды

aпв

1,030

274,667

988,8

4

Расход пара на промпере­грев

aпп

0,8319

221,667

798

5

Расход основного конден­сата(за ПНД-5)

aок 6

0,8347

222,587

801,3

6

Расход основного конден­сата(за ПНД-3)

aок 8

0,5878

156,75

564,3

7

Расход основного конден­сата(за ПНД-2)

aок 9

0,1298

34,611

124,6

8

Расход пара в конденса­тор

aк

0,0651

17,36

62,5

9

Расход греющего пара на

ПВД-8

a1

0,0436

11,627

41,86

10

Расход греющего пара на

ПВД-7

a2

0,1335

35,6

128,16

11

Расход пара на привод

ПТН

a3

0,1417

37,778

136,0

12

Расход греющего пара на

ПВД-6

a4

0,0125

3,33

12,0

13

Расход греющего пара на

Д-7ата

a5

0,014

3,73

13,44

14

Расход греющего пара на

ПНД-5

a6

0,0405

10,806

38,9

1

2

3

4

5

6

15

Расход пара с выхлопа

ПТН в ЦСД-2

a*

0,0902

24,053

86,60

16

Расход пара из ЦСД-1 в

ЦСД-2

aцсд2

0,6367

169,79

611,23

17

Расход греющего пара на

ПНД-4

a7

0,0352

9,389

33,8

18

Расход греющего пара на

ПНД-3

a8

0,0148

3,917

14,1

19

Расход греющего пара на

ПНД-2

a9

0,0028

0,75

2,7

20

Расход греющего пара на

ПСГ-1

aпсг1

0,4404

117,444

422,8

21

Расход греющего пара на

ПСГ-2

aпсг2

0,1684

44,917

161,7

22

Расход греющего пара на

ХВО

aхво

0,02

5,333

19,2

23

Расход пара из уплотне­ний на ОУ

aоу

0,0035

0,944

3,4

24

Расход пара из уплотне­ний на ПУ

aпу

0,0035

0,944

3,4

25

Расход пара из Д-7ата на

ОЭ

aдоэ

0,0019

0,5

1,8

26

Расход пара из Д-7ата на

ПУ

aдпу

0,0011

0,306

1,1

27

Расход пара из уплотне­ний на ПВД-7

aу7

0,0035

0,944

3,4

28

Расход пара из уплотне­ний на ПНД-5

aу5

0,0035

0,944

3,4

29

Расход пара из Д-7ата на уплотнения

aдупл

0,004

1,056

3,8

1

2

3

4

5

6

30

Расход утечек во всей схеме блока

aут

0,02

5,333

19,2

31

Расход утечек пара через штоки клапанов

aштут

0,01

2,667

9,6

32

Расход греющего пара на

Д-1,2ата

aд1,2

0,0015

0,389

1,4

33

Расход выпара Д

7ата

a вып д7

0,002

0,528

1,9

34

Расход выпара Д

1,2ата

a вып д1,2

0,0002

0,056

0,2

35

Расход сетевой воды

aсв

5,625

1500,0

5400,0

36

Расход подпитки потерь теплосети

aп

0,0844

22,5

81,0

37

Расход цирк. воды через конденсатор

aцв

2,782

741,87

2670,8

38

Расход греющего пара ПСВ

aпсв

0,0059

1,583

5,7

39

Расход греющего пара ППВ

aппв

0,0086

2,306

8,3

40

Расход дренажей ПВД в

Д-7ата

aпвд

 

0,1896

50,56