Расчет принципиальной тепловой схемы турбины К-1000-60, оценка технико-экономических показателей работы энергоблока

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса, и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.

На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с трубопроводами пара и воды (конденсата), связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема.

В состав ПТС, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды, входят регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажей, сетевые подогревательные установки, деаэраторы питательной и добавочной воды, трубопроводы отборов пара от турбин к подогревателям, питательные, конденсатные и дренажные насосы, линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды.

ПТС является основной расчетной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели.

На основе расчета ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.

1. Тепловая схема энергоблока

2. Начальные данные

Для расчета принимаем следующие исходные данные:

P0=6 МПа; Х0=1; Рк=3. 5кПа; Q=20 МВт; tпп=t0; N=1000 МВт.

Данные по состоянию пара в отборах турбины приведены в таблице 2.1.

Параметры пара в отборах турбины таблица 2. 1

№ отбора

Подогреватель

P, Мпа

1

ПВД 7

2,87

2

ПВД 6

1,822

3

ПВД 5

1,122

31

Деаэратор

1,122

32

турбопривод

1,065

4

ПНД 4

0,582

5

ПНД 3

0,312

6

ПНД 2

0,08

7

ПНД 1

0,021

3. Построение процесса в hs-диаграмме

1. Принимаем потери в регулирующих клапанах ЦВД — 3%, в сепараторе влаги — 2%;

2. Вычисляем внутренний относительный в КПД: ЦВД — 0,77; ЦНД — 0,81.

3. Уточняем давление в подогревателях:

Рпj=Pj-Р,

где Р — потери давления в паропроводах отборов, принимаем 6%.

4. Температура воды в подогревателях:

tв=tн-t,

где t — температурный напор, принимаем 3 оС.

5. Принимаем давление воды pf питательным насосом:

Рв=1,30 Ро=1,30 6. 0=7,8 МПа.

6. Давление в дэаэраторе принимаем равным P=0. 65МПа.

Строим процесс расширения в h-s диаграмме:

Рис. 2.1 Процесс расширения в hs-диаграмме

4. Сводная таблица параметров пара и воды

Наименование величины

Точки процесса

0

0'

1(П7)

2(П6)

3(П5)

4(Д)

5(C)

6(ПП)

7(ТП)

8(П4)

9(П3)

10(П2)

11(П1)

12(КТП)

13(К)

Давление в патрубке отбора турбины рi, МПа

6. 0

5. 76

2. 87

1. 82

1. 122

1. 122

1. 122

-

0. 88

0. 58

0. 31

0. 08

0. 021

0. 006

0. 0035

Давление в корпусе подогревателя рпi, Мпа

-

-

2. 76

1. 73

1. 06

0. 65

1. 09

0. 98

-

0. 54

0. 285

0. 073

0. 019

-

-

Температура пара ti ,°C и х, (если пар влажный)

t, C

-

-

229

205

182

162

183

275

275

155

131

90

59

-

-

X

1

0. 995

0. 94

0. 92

0. 9

0. 9

0. 99

-

-

-

-

0. 995

0. 96

0. 91

0. 91

Энтальпия пара в отборе турбины hi, кДж/кг

2785

2785

2688

2640

2580

2580

2764

2996

-

2924

2848

2680

2536

2380

2368

Температура насыщения в подогревателе tнi, °С

-

-

229

205

182

162

-

-

-

155

131

90

59

36

28

Энтальпия насыщенной водыhBнi, кДж/кг

-

-

986

875

772

684. 2

-

-

-

653

551

386

247

151. 5

111. 84

Температура дренажа за охладителем дренажа tiдр,°C

-

-

205

182

162

-

-

-

-

131

90

62

59

-

-

Энтальпия дренажа за охладителем дренажа hBiдр, кДж/кг

-

-

875

772

684. 2

-

781

1197

550. 6

377

255. 3

247

-

-

Температура нагреваемой воды после подогревателя tпi, °C

-

-

224

200

177

157

-

-

-

152

128

87

56

-

-

Энтальпия нагреваемой воды после подогревателя hBпi, кДж/кг

-

-

962

852. 4

750

662. 4

-

-

-

641

538

364. 32

234. 35

-

-

5. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы

Расчет сепаратора-пароперегревателя.

Примем б0=1.

Рис. 2.2 Схема сепаратора-пароперегревателя.

Тепловой баланс СПП:

(2. 3)

(2. 4)

Расчет ПВД

Рис. 2.3 Схема ПВД.

энергоблок турбина тепловой схема

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД-3(П5) определяется с учетом нагрева ее в питательном насосе:

.

Повышение энтальпии воды в питательном насосе:

где — удельный объем воды при температуре насыщения в дэаэраторе,

— давление питательной воды

— давление в дэаэроторе

— КПД насоса, принимаем равным 0. 8

Тогда энтальпия питательной воды на входе в ПВД-3 будет равен:

Уравнение баланса для П7:

(2. 5)

Уравнение баланса для П6:

(2. 6)

Уравнение баланса для П5:

(2. 7)

Расчет дэаэратора.

Составим систему уравнений материального и теплового баланса:

где — расход выпара из дэаэратора и его энтальпия. Оптимальный расход выпара примем равным 2.5 кг на одну тонну дэаэрируемой воды. Т.О.

,

=2760 кДж/кг.

Решая эту систему получим:

Рассчитываем в явном виде определяющее значение расхода пара через промежуточный перегреватель:

Определяем значения величин выраженных через:

Расчёт ТП

Уравнение мощности для насоса:

Мощность турбопривода:

Где — КПД насоса принимаем равным =0. 8;

— механический КПД турбины = 0. 99; - удельный объем воды м3/т;

Расчет сетевой установки.

Расход сетевой воды на ТЭС:

Gсв = Qт /(с t) = 72 103 / (4,19 (140−70)) = 245.5 т/ч,

где t — разность температур сетевой воды в подающей и обратной магистрали,

с — теплоемкость воды,

с = 4,19 кДж/(кг °C),

Qт — общая тепловая нагрузка

Qт =72 ГДж/ч.

Определение температуры t1 и t2

t1 = t6 — =90 — 4=86

t2 = t5 — = 131- 4 = 127

t3 = t4 — = 155 — 4 = 151

Определение температуры, давления и энтальпии насыщенного пара, идущего на сетевые подогреватели:

t1он = 90 °C;

t2он = 131 °C;

t3он = 155 °C;

по [3] определяются давления пара в корпусе подогревателя по найденным t1он, t2он, t3он:

р1о = 0. 07 МПа,

р2о = 0, 278 МПа.

р3о = 0, 54 МПа.

пo h, s-диаграмме определяются энтальпии:

h6 = 2680 кДж/кг,

h5 = 2848 кДж/кг.

h4 = 2924 кДж/кг.

Энтальпии конденсата греющего пара находятся по [3]:

h1ок = 386 кДж/кг,

h2ок = 551 кДж/кг.

h3ок = 653.3 кДж/кг.

Уравнение теплового баланса третьего сетевого подогревателя:

= =11. 03 т /ч

Уравнение теплового баланса второго сетевого подогревателя:

= =17. 56т/ч

Уравнение теплового баланса первого сетевого подогревателя:

= =5. 8 т /ч

Составление теплового баланса для подогревателей низкого давления. 5.6.1 Расчет П4.

Составим уравнения теплового баланса для П4:

;

Откуда находим:

Расчет П3.

Составим уравнения теплового баланса для П3:

;

Откуда находим:

0. 05

Расчет П2

Составим уравнения теплового баланса для П2:

;

Откуда находим:

Расчет П1

Составим уравнения теплового баланса для П1 и См:

Откуда находим, и

Контроль материального баланса пара и конденсата.

Пропуск пара в конденсатор главной турбины:

Поток конденсата из главной турбины:

Погрешность сведения материального баланса пара и конденсата

, что допустимо.

Определим расход пара на отдельные отборы:

Сводная таблица материального и теплового баланса.

Номер отбора

Величина потока, кг/с

Используемый в потоке теплоперепад, кДж/кг

Внутренняя мощность потока, МВт

1

79. 5

97

7. 7

2

83. 2

145

12. 6

3

48. 8

205

10

Дэаэратор

11. 7

205

2. 4

Сепаратор

112. 1

205

22. 9

Турбопривод

30. 75

205

6. 3

Перегреватель

166. 4

-

-

4

61. 4

277

17

5

95. 27

353

33. 6

6

70. 3

521

36. 6

7

39. 8

665

26. 5

К

1025. 7

821

842. 1

У

1806

987. 7

Суммарная мощность потоков пара в турбине УНi = 987. 7МВт. Расхождение с предварительно заданной мощностью составляет 0,77% < 1%.

6. Определение технико-экономических показателей энергоустановки

1. Расход тепла турбогенераторной установки:

2. Удельный расход пара на турбину:

3. Расход теплоты на выработку электроэнергии:

4. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии:

5. КПД по выработке электроэнергии:

6. Абсолютный КПД турбоустановки:

7. Тепловая нагрузка парогенератора:

8. КПД транспорта теплоты второго контура:

9. КПД АЭС брутто:

10. Тепловая мощность реактора:

11. Удельный расход выгоревшего ядерного топлива:

12. Годовая потребность в ядерном топливе:

7. Выбор основного и вспомогательного оборудования

Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5%:

Gпн=1,05 Gпв=1,56 512=6838 т/ч. (7. 1)

Выбираем два питательных турбонасоса 50% производительности с одним резервным на складе типа ПНТ-3750−100.

Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:

Gкн=1,2 Gк=1,23 690=4428 т/ч. (7. 2)

Выбираем два рабочих насоса 50% производительности и один резервный типа КСВА-2200−120.

Подогреватели высокого давления в количестве четырёх штук типа ПВ-2500−97−18-А.

Сетевые подогреватели

Производительность подогревателей сетевой воды выбирается по величине тепловой нагрузки Qсп. Исходя из величины тепловой нагрузки, по уравнению теплопередачи определяется необходимая поверхность теплообменника сетевого подогревателя:

F = Qсп 103 / k /tcp

где Qсп -- тепловая нагрузка сетевого подогревателя, МВт:

Qсп = Qт / 3 = 20 / 3 = 6. 67МВт;

k — коэффициент теплопередачи в сетевом подогревателе, кВт/м2°С:

k = 3,5 кBт/м2°C;

tcp — средняя логарифмическая разность температур, °С:

tcp1 = t / ln ((t1 + tсп) /tсп) = 16 / ln ((16+4) / 4) = 9. 94 °C,

tcp2 = t / ln ((t2 + tсп) /tсп) = 41 / ln ((41+4) / 4) = 16.9 °C

tcp1 = t / ln ((t3 + tсп) /tсп) = 24 / ln ((24+4) / 4) = 12. 33 °C

где t — нагрев сетевой воды в сетевом подогревателе, °С:

t1 = t1-to6p=86−70=16°C.

t2 = t2-t1=127−86=41°C

t3 = t1-to6p=151−127=24°C

F1 = 6. 67 *103/ 3,5 / 9. 94 = 191. 7 м³.

F2 = 6. 67 *103/ 3,5 / 16.9 = 112. 8 м³.

F3 = 6. 67 *103/ 3,5 / 12. 33 = 154. 6 м³.

В качестве ПСВ-1 и ПСВ-3 по поверхности теплообмена и давлению греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСВ-200−7-15;в качестве ПСВ-2 принимаем подогреватель типа ПСВ-125−7-15.

Выводы

В курсовом проекте произведён расчёт принципиальной тепловой схемы турбины К-1000−60, выбор основного и вспомогательного оборудования и произведена оценка технико-экономических показателей работы энергоблока.

На основании проделанной работы можно сделать выводы о работе энергоблока: КПД турбоустановки получили равный 0,305.

Литература

1. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. -- М: Энергоатомиздат, 1987 — 448 с.

2. Методические указания для выполнения расчётных работ по дисциплине «Теплоэнергетические установки электростанций». -Минск, 1989.- 43с.

3. С. Л. Ривкин, А. А. Александров «Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник». -М.: Энергоатомиздат, 1984.- 80 с.

4. «Паровые и газовые турбины. Курсовое проектирование.» А. М. Леонков.- М.: Минск «Вышэйшая школа», 1986. -182с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой