Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

Цель расчета заключается в определении параметров и расходов воды, пара и конденсата во всех точках схемы. Принципиальную тепловую схему расчетного энергоблока вычерчивают на отдельном листе формата А4 и включают в курсовую работу. На схеме проставляют и нумеруют характерные точки. Отдельной точкой помечают каждый участок трубопровода, отличающийся от соседних участков значениями параметров рабочей среды. В качестве примера точки расставлены на схеме энергоблока с турбиной ПТ-60-130/13 (рис.2). По итогам расчетов заполняют сводную таблицу (табл.4). Давление и температура свежего пара, давление пара в производственном отборе, давление отработанного пара приводятся в табл.5 в числе основных характеристик турбины.

Энтальпию свежего пара, параметры пара в отборах, температуру и энтальпию отработанного пара находят по h,s-диаграмме в результате построения графика процесса расширения пара в проточной части турбины.

Расход свежего пара определяют по заданию на курсовую работу. Расходы пара через производственный и отопительные отборы следует считать пропорциональными расходу свежего пара.

Давление греющего пара на входе в регенеративный или сетевой подогреватели составляет 90-96% от давления в соответствующем отборе турбины, потери давления обусловлены гидравлическим сопротивлением паропровода. Меньшее значение потерь соответствует отборам высокого давления. Температура пара на входе в подогреватель или деаэратор равна температуре в отборе.

Таблица 4 – Результаты расчетов тепловой схемы энергоблока

Номер участ-ка	Рабочая среда	Параметры				Расход рабо-чей среды, кг/с
		давле-ние, МПа	температура ^оС	энта-льпия, кДж/кг
1 2 3 . . 10 . 13 . 18 19 20 . 30 . 35 36 . 39 . 40	Свежий пар Пар в первом реге- неративном отборе Пар во втором регенеративном отборе Пар перед ПВД-3 Пар перед деаэра-тором Пар перед сетевым подогревателем Пар промпотре-бителю Конденсат после ПВД-3 Вода после конден-сатного насоса Вода после деаэра-тора Вода после пита-тельного насоса Питательная вода перед котлом Добавочная вода

Потери давления греющей среды в регенеративном или сетевом подогревателе составляют 2-4% от давления греющего пара перед подогревателем. Температура конденсата греющего пара на выходе из регенеративного или сетевого подогревателя равна температуре насыщения при соответствующем давлении.

Потери давления питательной воды в каждом ПВД равны 0,5-1,0 МПа, в ПНД - 0,2-0,3 МПа. Температура питательной воды на выходе из регенеративного подогревателя ниже температуры насыщения греющего пара на 1-3^оС.

Температуру питательной воды после конденсатора турбины следует считать равной температуре насыщения при давлении в конденсаторе.

Давление воды после конденсатного насоса определяют исходя из рабочего давления в деаэраторе и потерь давления во всех ПНД.

Температуру питательной воды на выходе из деаэратора принимают равной температуре насыщения при рабочем давлении в деаэраторе.

Питательный насос повышает давление воды до величины, превышающей в 1,5 раза давление свежего пара перед турбиной. Столь высокое давление необходимо для преодоления гидравлических сопротивлений ПВД, парового котла, регулирующего питательного клапана котла, трубопровода свежего пара.

Расход пара на собственные нужды станции составляет 1-3% паропроизводительности. В результате продувки барабана котла удаляется 1-2% воды с повышенным содержанием солей. Потерю конденсата промышленными потребителями пара следует считать равной 20%. Температура возвращаемого конденсата 50^оС. Все виды потерь воды восполняются добавочной водой, подаваемой из системы химводоочистки (ХВО) с температурой 30^оС.

Энтатьпию насыщенного или перегретого пара определяют по табл.6, 7 или h,s-диаграмме в зависимости от давления и температуры. Энтальпия воды в жидком состоянии может быть приближенно рассчитана как произведение: h=C_вt, где C_в - теплоемкость воды, кДж/(кг ^оС), t - температура, ^оС.

Перекачивание воды насосами приводит к росту ее энтальпии. Такой рост обусловлен увеличением давления жидкости, а также нагревом в результате необратимых потерь части энергии привода насоса. Повышение энтальпии воды в питательном и конденсатном насосах определяется по формуле, кДж/кг:

,

где v_в - средний удельный объем воды в насосе, м³/кг; - повышение давления воды, кПа; - КПД насоса.

Увеличению энтальпии воды соответствует рост температуры, ^оС, который находится как отношение повышения энтальпии к изобарной теплоемкости: .

После того, как определены параметры рабочей среды во всех расчетных точках схемы энергоблока, составляют уравнения теплового баланса для деаэратора и каждого регенеративного подогревателя, а также уравнение материального баланса для деаэратора. Каждое уравнение иллюстрируется схемой.

Уравнение теплового баланса, построенное применительно к стационарному режиму работы теплообменного устройства, отражает равенство суммарного количества теплоты, поступающей в аппарат и теплоты, выводимой из аппарата, за единицу времени,. Тепловыми потерями деаэратора и регенеративных подогревателей можно пренебречь. Общий вид уравнения:

,

где D_i, D_j - расходы теплоносителей, поступающих в аппарат и покидающих его, кг/с; h_i, h_j - удельные энтальпии соответствующих теплоносителей, кДж/кг.

Ниже в качестве примера дано уравнение теплового баланса ПВД-2 энергоблока с турбиной ПТ-60-130/13, обозначения соответствуют рис.2.

В уравнении с помощью числового коэффициента 1,04 учтена повышенная подача питательной воды в котел по сравнению с расходом свежего пара в турбину в связи с тем, что примерно 2% воды удаляется из барабана при продувке и 2% вырабатываемого пара расходуется на собственные нужды ТЭС.

Уравнение материального баланса деаэратора показывает равенство суммарного массового расхода пара и жидкой воды, поступающих в деаэратор, массовому расходу питательной воды, выводимой из деаэратора. Применительно к деаэратору энергоблока с турбиной ПТ-60-130/13 уравнение может быть записано следующим образом:

.

Уравнения объединяют в систему. Систему линейных алгебраических уравнений решают одним из известных методов, в результате определяют расходы пара через регенеративные отборы турбины. Расчеты рекомендуется проводить на ЭВМ.

Некоторые уравнения удается решить последовательно независимо от системы, начиная с уравнения теплового баланса регенеративного подогревателя последнего по ходу питательной воды.

Далее путем суммирования найденных расходов вычисляют массовые расходы воды и пара в других расчетных точках схемы и заносят в таблицу.

В данном разделе работы следует также определить тепловую производительность каждого регенеративного подогревателя по формуле, кВт:

,

где D - расход теплоносителя через подогреватель, кг/с; - изменение энтальпии теплоносителя в подогревателе, кДж/кг.

РАСЧЕТ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА В ТОПКЕ КОТЛА

Целью настоящего раздела курсовой работы является определение количества сжигаемого за единицу времени топлива, необходимого расхода воздуха и выхода основных продуктов сгорания.

Вычисления производят для парового котла, входящего в состав расчетного энергоблока, работающего с заданной нагрузкой. Основное сжигаемое топливо указано в задании на курсовую работу, его характеристики приводятся в табл. 8, 9, 10.

Количество топлива, потребляемого котлом за единицу времени, находится по формуле, кг/с (м³/с)

где , , – расходы свежего пара из котла, пара через промежуточный перегреватель, продувочной воды, кг/с; , , , , – энтальпии перегретого пара, питательной воды, пара на входе и выходе промежуточного перегревателя, кипящей воды в барабане котла, кДж/кг; – располагаемая теплота топлива, кДж/кг (кДж/м³); – КПД котла.

Располагаемая теплота топлива представляет собой теплоту, поступающую в топку с 1 кг или 1 м³ топлива. В общем случае она включает удельную теплоту сгорания, физическую теплоту топлива, физическую теплоту воздуха, теплоту пара, применяемого в качестве распыливающей среды при сжигании мазута. Однако, в большинстве случаев предварительный подогрев компонентов, подаваемых в топку, осуществляется за счет тепловой энергии, забираемой из котельного агрегата, поэтому располагаемую теплоту топлива можно принять равной низшей теплоте его сгорания.

Теоретический объем сухого воздуха, необходимого для сжигания твердого или жидкого топлива, м³/кг:

,

где , , , – массовое содержание углерода, водорода, горючей серы, кислорода в рабочем топливе, %.

Теоретическое количество воздуха, потребного для сжигания сухого газообразного топлива, м³/м³:

где , , , , – объемное содержание компонентов газообразного топлива, %.

Действительное количество воздуха, подаваемого в топку, равно произведению теоретического количества на коэффициент избытка воздуха: . Коэффициент избытка воздуха в топке энергетического парового котла обычно находится в пределах 1,1-1,3.

Выход газообразных продуктов сгорания в расчете на 1 кг твердого или жидкого топлива зависит от состава топлива и вычисляется по формулам, м³/кг:

объем сухих трехатомных газов

;

теоретический объем азота

;

теоретический объем водяного пара

,

где, помимо приведенных выше обозначений, , – содержание азота и влаги в топливе, %.

В случае применения парового распыливания мазута с расходом пара D_р , кг/кг, объем водяного пара, вычисленный по последней формуле, увеличивают на 1,25 D_р, м³/кг_.

Действительный объем водяного пара при коэффициенте избытка воздуха α>1 можно определить по формуле, м³/кг

.

Если топливом является горючий газ, то выход продуктов сгорания определяют по следующим расчетным зависимостям, м³/м³:

объем сухих трехатомных газов

;

теоретический объем азота

;

теоретический объем водяного пара

где – влагосодержание газа, г/м³;

действительный объем водяного пара с учетом влагосодержания избыточного воздуха

Объем дымовых газов в расчете на 1 кг или 1 м³ сжигаемого топлива находят как сумму объемов отдельных продуктов сгорания и объема избыточного воздуха:

Расход воздуха в топку котла и выход дымовых газов при заданном режиме работы, м³/с, равны произведениям найденного расхода топлива на соответствующие удельные объемы:

, .

В настоящем разделе курсовой работы необходимо также рассмотреть вопрос защиты окружающей среды от вредных выбросов ТЭС, показать пути снижения количеств выбрасываемых в атмосферу вредностей применительно к конкретному сжигаемому топливу, сделать обоснованный выбор типа золоулавливающих устройств.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКА ТЭС

Для заданного энергоблока электростанции применительно к номинальному режиму работы находят указанные ниже показатели.

Потребление теплоты турбоустановкой, кВт:

,

где – расход свежего пара в турбину, кг/с.

Если отсутствуют точные данные, то расход пара через промежуточный перегреватель можно принять по результатам приближенной оценки. При этом следует учесть выход части пара из цилиндра высокого давления через регенеративные отборы. Для многих турбин составляет 80-90% от .

1. Расход теплоты из турбоустановки внешнему тепловому потребителю, кВт:

,

где – расход теплоты внешнему потребителю через конкретный отопительный отбор, производственный отбор или выхлопной патрубок турбины, кВт.

Если величина не приводится в числе характеристик турбины, то она может быть рассчитана по формуле

,

где – расход пара через регулируемый отбор или выхлопной патрубок внешнему потребителю, кг/с; , – удельные энтальпии отпускаемого пара и возвращаемого конденсата, кДж/кг.

2. Расход теплоты в турбоустановке на производство электроэнергии, кВт:

.

3. КПД энергоблока по производству электроэнергии:

,

где – номинальная электрическая мощность турбогенератора, кВт.

4. Полный КПД, характеризующий общую тепловую экономичность турбоустановки:

.

5. Расход теплоты в котельном агрегате, кВт:

Если сторонние потребители свежего пара отсутствуют, то паропроизводительность котла превышает расход свежего пара в турбину на 1-3% с учетом потребления на собственные нужды.

6. Общий КПД энергоблока с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды, кВт:

,

где – расход электроэнергии на собственные нужды, кВт, составляет 4-6% от .

ПРИЛОЖЕНИЕ

Условные изображения энергетического оборудования

по ГОСТ 21.403-80

Структурные схемы паровых турбин

_______________________________________

С - подвод свежего пара,

П - производственный отбор пара,

Т - отопительный отбор пара,

К - отвод пара в конденсатор

Таблица 5 – Характеристики паровых турбин при номинальном режиме работы

	К-100-90	К-200-130	К-300-240	Р-50-130/13	Р-100-130/15
Мощность электрогенератора, МВт	110	210	300	50	100
Расход свежего пара, т/ч	400	590	910	480	760
Температура ,^оС: свежего пара пара после промперегрева питательной воды	535 - 227	565 565 240	560 565 265	565 - 235	555 - 234
Давление пара, МПа: свежего после ЦВД после ЦСД отработанного	8,83 0, 079 - 0,0034	12,75 2,52 0,125 0,0035	23,54 3,92 0,205 0,0034	12,75 1,27 - 1,27	12,75 1,47 - 1,47
в регенеративных отборах	3,168 2,040 1,147 0,402 0,215 0,079 0,041 0,017 -	3,855 2,520 1,187 0,627 0,270 0,125 0,026 - -	5,490 3,920 1,530 0,590 0,350 0,205 0,107 0,052 0,022	3,630 2,158 1,270 - - - - - -	3,400 2,280 1,470 - - - - - -
Число конденсаторов	2	2	1	-	-