Расчет тепловой схемы турбины К-800-240

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

http: ///

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика турбоустановки

2. Тепловая схема установки

3. Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме

3.1 Предварительная оценка расхода пара на турбину

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

4.1 Составление тепловых балансов для сетевых подогревателей

4. 2 Турбопривод питательного насоса

4.3 Подогреватели высокого давления

4.4 Деаэратор повышенного давления

4.5 Подогреватели низкого давления

5. Проверка правильности результатов расчета

5.1 Сведение балансов

5.2 Определение показателей тепловой экономичности

6. Выбор вспомогательного оборудования

Выводы

Литература

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.

При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые котлы и турбины, ПТС сводится к принципиальной тепловой схеме одноагрегатной электростанции.

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. В состав ПТС входят также вспомогательные устройства и теплообменники, линии отвода пара из уплотнений турбин к различным подогревателям 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.

В курсовом проекте рассчитывается тепловая схема турбины К-800−240 и оцениваются её технико-экономические показатели. Цель расчёта тепловой схемы — определение параметров и расходов пара и воды на электростанции и показателей её тепловой экономичности. Расчёт начинается с выбора давлений пара в отборах и построения h, s -- диаграммы процесса работы пара в турбине. КПД проточной части турбины оценивается предварительно, а в дальнейшем, при проектировании турбины и тепловом расчёте её ступеней, может быть уточнён. Давление пара в отборах на регенерацию выбираются из условия оптимального распределения подогрева воды по ступеням. При этом ЯРВ обычно задаётся на основе технико-экономических расчётов. Далее составляется таблица расчётных параметров пара и воды, и подсчитываются коэффициенты недовыработки отбираемого пара.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОУСТАНОВКИ

Конденсационная паровая турбина К-800−240−4 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 800 МВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-800−2 мощностью 800 МВт и для работы в блоке с прямоточным котлом. Номинальные значения основных параметров турбины приведены в табл. 1.1.

Таблица 1. 1 Номинальные значения основных параметров турбины

К-800 -240

1. Мощность, МВт

номинальная

800

2. Начальные параметры пара:

давление, МПа

24

температура. °С

560

3. Параметры пара после промежуточного перегрева:

давление, МПа

3,36

температура, °С

560

4. Максимальный расход свежего пара, т/ч

2650

5. Температура воды, °С

питательной

274

охлаждающей

12

6. Расход охлаждающей воды, т/ч

73 000

7. Давление пара в конденсаторе, кПа

4,5

Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД+ЦСД + 3ЦНД. Пар из котла подводится по двум паропроводам к двум стопорным клапанам. Каждый из них сблокирован с двумя регулирующими клапанами, от которых пар по четырем трубам поступает к ЦВД. Во внутренний корпус ЦВД вварены четыре сопловые коробки патрубков. Пароподводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным корпусом цилиндра и подвижные — с горловинами сопловых коробок.

Пройдя сопловой аппарат, пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 180° и перепускается в правый поток, состоящий из шести ступеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев по двум паропроводам. После промежуточного перегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным по обе стороны цилиндра, и от них к четырем коробкам регулирующих клапанов, находящихся непосредственно на цилиндре.

Двухпоточный ЦСД имеет по 9 ступеней в каждом потоке, причем первые ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по четырем трубам подводится к трем ЦНД.

Роторы ВД и СД — цельнокованые, роторы НД — с насадными дисками, с высотой рабочих лопаток последних ступеней 960 мм. Средний диаметр этой ступени -2480 мм. Роторы имеют жесткие соединительные муфты и лежат на двух опорах.

Фикспункт вадопровода расположен между ЦВД и ЦСД. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки концевых уплотнений ЦНД подается пар с давлением 0,101−0,103 МПа из коллектора, давление в котором регулятором поддерживается равным 0,107−0,117 МПа. Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по принципу самоуплотнения. Отсосы из предпоследних отсеков сведены в общий коллектор, в котором регулятором «до себя» поддерживается давление 0,118−0,127 МПа

Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель. Схема питания концевых уплотнений ЦВД и ЦСД позволяет подавать горячий пар от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.

2. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ

Принципиальная тепловая схема установки изображена на листе 1 графической части проекта.

Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для

подогрева питательной воды (основного конденсата) в ПНД, деаэраторе и ПВД до температуры 274 °C (при номинальной мощности турбины и питании приводных турбин главных питательных насосов паром из отборов турбины).

Допускается работа турбины с отключенными регенеративными ПНД: при отключении одной нитки ПВД мощность турбины не должна превышать 785 МВт;

при отключении двух ниток ПВД мощность турбины не должна превышать 730 МВт.

Допускается длительная работа при отклонениях (в любых сочетаниях) параметров (пара и охлаждающей воды) от номинальных в следующих пределах: давление пара перед стопорными клапанами от 23,04 до 24,02 МПа; температура пара перед стопорными клапанами 540±10°С; температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы не выше 33 °C. Допускается кратковременная непрерывная работа турбины в течение не более 30 мин при повышении выше номинальных температуры свежего пара и температуры промежуточного перегрева на 10 °C или начального давления на 0,98 МПа. При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины не более 200 ч в год.

Турбина может длительно работать с минимальной мощностью 240 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время постепенного перехода от номинальной мощности до 30% составляет не менее 60 мин.

В диапазоне мощности от 100 до 60% температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна быть номинальной. При снижении мощности от 60 до 30% возможно плавное снижение температуры от номинальной до 505 °C за время не менее 60 мин.

Турбина может работать при скользящем давлении свежего пара. Допускается устойчивая работа турбины с мощностью менее 30% номинальной вплоть до нагрузки на собственные нужды, а также работа на собственные нужды и на холостом ходу после сброса нагрузки. При этом длительность работы на холостом ходу и нагрузке на собственные нужды не более 40 мин.

Допускается работа турбины в беспаровом режиме длительностью до 3 мин. Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины

Конденсационная установка состоит из конденсаторной группы, воздухо- удаляющего устройства, конденсатных насосов, эжекторов для отсоса воздуха из водяных камер, циркуляционных насосов.

Конденсаторная группа включает в себя два продольных конденсатора с одинаковой поверхностью теплопередачи. Общая поверхность теплопередачи конденсаторной группы составляет 41 200 м2.

Конденсаторы устанавливаются на пружинных опорах.

Воздухоудаляющее устройство, обеспечивающее нормальный процесс теплообмена в конденсаторе и прочих теплообменных аппаратах, состоит из трех основных эжекторов, один из которых резервный, и двух пускового.

Турбоагрегат обслуживается тремя конденсатными насосами (один из них резервный). Для срыва вакуума предусматриваются две параллельно установленные задвижки с электроприводами. Управление задвижками осуществляется со щита управления.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины.

Установка состоит из подогревателя замкнутого контура газоохладителей генератора, двух охладителей шара лабиринтовых уплотнений, четырех ПНД, деаэратора, трех ПВД и насосов.

Установка сетевых подогревателей предназначена для снабжения потребителя горячей водой и состоит из двух ПСВ (основного и пикового). Производительность установки — 586 ГДж/ч.

3. ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ В H- S ДИАГРАММЕ

Давление пара на входе в ЦВД:

Рцвд= Ро = 0,96Ро=0,96•24 = 23,04 МПа

где Ро — давление острого пара, МПа;

Ро = 24 МПа. Давление пара на выходе из ЦВД:

Р’цвд = Р’пп = 3,78 Мпа

где Р пп — давление пара в камере отбора на П-2, МПа. Давление пара на входе в ЦСД:

Рцсд = Р"пп = 3,36 Мпа

где Р пп— давление пара после промперегрева, Па.

Давление пара на выходе из ЦСД:

Рцсд = Рп6 = 0,28 МПа [1],

где Рп6 — давление в камере отбора на П-6, МПа.

Давление пара на входе в ЦНД: Рцнд = Рцсд=0,275 МПа

Потеря давления в перепускных трубах между ЦСД и ЦНД 1−2%:

Давление пара на выходе из ЦНД:

Р' цнд= Рк= 0,0045 МПа,

где Рк — давление пара в конденсаторе турбины, МПа.

Располагаемый теплоперепад пара в ЦВД:

Нцвд = 488 кДж/кг.

Использованный теплоперепад пара в ЦВД:

Hiцвд = oiцвд Hoцвд = 0,85 488 = 414,8 кДж/кг,

где oiцвд — относительный внутренний КПД ЦВД, %:

oiцвд = 85% [1].

Располагаемый теплоперепад пара в ЦСД:

Нoцсд = 736 кДж/кг

Использованный теплоперепад пара в ЦСД:

Hiцсд = oiцсд Hoцсд = 0,89 · 736 = 655 кДж/кг,

где oiцсд — относительный внутренний КПД ЦСД, %:

oiцсд = 89% [1].

Располагаемый теплоперепад пара в ЦНД:

Нoцнд = 648 кДж/кг.

Использованный теплоперепад пара в ЦНД:

Hiцнд = oiцнд Hoцнд = 0,8 · 648 = 518,4 кДж/кг,

где oiцнд — относительный внутренний КПД ЦНД, %: oiцнд = 80% [1].

Использованный теплоперепад пара в турбине:

Hi = Нiцвд + Нiцcд + Нiцнд = 414,18 + 655 + 518,4 = 1587,58 кДж/кг.

Давление пара в камере отбора на приводную турбину:

Ртнотб = Р3 = 1,63 Мпа [1].

Давление пара на входе в приводную турбину:

Ртнвх = 0,9 · Ртнотб = 0,9 · 1,63 = 1,47 МПа [2].

Давление пара на выходе из приводной турбины:

Ртнвыхтнк = 0,006 МПа.

Располагаемый теплоперепад пара в приводной турбине:

Нтн = 1040 кДж/кг.

Использованный теплоперепад пара в ЦНД:

Нiтн = oiтн Нoтн = 0,82 1040 = 852,8 кДж/кг,

где oiтн — относительный внутренний КПД ТН, %:

oiтн = 82% [2].

3.1 Предварительная оценка расхода пара на турбину

Расчёт принципиальной тепловой схемы по методу последовательных приближений основан на предварительной оценке расхода пара на турбину с помощью диаграммы режимов или по приближенным формулам. В настоящее время этот метод нашёл очень широкое применение в связи с удобством его применения при расчётах на ЭВМ.

Предварительный расход пара на конденсационную турбину определяется по следующей приближённой формуле:

Gк.э. = Nэ 103 /(Hi мех г),

где: i0 — энтальпия пара в начале процесса расширения его в турбине

iотб — энтальпия пара теплофикационного отбора

iконд — энтальпия пара на выходе из последней ступени турбины

где Nэ — заданная электрическая мощность турбоустановки, МВт;

Hi — используемое теплопадение в турбине, кДж/кг;

мех, г — механический КПД турбины и КПД электрического генератора (принимаются в пределах 0,98 — 0,995);

кр — коэффициент регенерации, зависящий от температуры питательной воды, числа регенеративных подогревателей и начальных параметров пара:

кр = 1,26 [2].

Gк.э. = 800 103 / (1587,58 0,98 0,99) = 519,4 кг/с 1869,8 т/ч;

Go 1,26 (1869,8+0,28*6,6) 2355,9 т/ч.

-паропроизводительность котлоагрегата;

; где

-доля от расхода пара на турбину G0;

Расход питательной воды:

,

Где -доля непрерывной продувки котлоагрегата; =0, т.к. используется прямоточный котёл;

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

4.1 Составление тепловых балансов для сетевых подогревателей

t2=140 °C t1 Gсв

1. Расход сетевой воды на ТЭС:

Gсв = Qт /((с t)) = 30 103 / (4,19 (150−70)) = 89,5 кг/с,

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 = 30 МВт.

2. Определение температуры t1:

t1 = t2 — t = t2 — (t2 — tобр)/2 = 150 — (150−70)/2 = 110 °C,

где t2 — температура в подающей магистрали,

t2 = 150 °C.

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

tвон = t2 + (3 6 °С) = 150 + 3 = 153 °C;

tнон = t1 + (3 6 °С) = 110 + 3 = 113 °C;

по [1] определяются давления по найденным tвон, tнон:

рво = 0,114 Мпа- шестой отбор;

рно = 0,02 Мпа — седьмой отбор;

пo h, s-диаграмме определяются энтальпии:

hвон = 2770 кДж/кг,

hнон =2611 кДж/кг.

4. Энтальпии конденсата греющего пара находятся по [3]:

hвок = 425 кДж/кг,

hнок = 246 кДж/кг.

5. Определение энтальпии сетевой воды:

hобр = tобр с = 70 4,19 = 293,3 кДж/кг,

h1 =t1с = 110 4,19 = 460,9 кДж/кг,

h2 = t2 · с = 150 · 4,19 = 628,5 кДж/кг.

где h1— энтальпия сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя;

h2— энтальпия сетевой воды в подающей магистрали.

6. Из уравнение теплового баланса верхнего сетевого подогревателя:

Gвоп = Gсв Ср(t2 — t1) /((hвоп — hвок))

Gвоп =89,5 *4. 19 (150−110) / ((2770- 425) * 0,99) = 6.5 кг/с

7. Уравнение теплового баланса нижнего сетевого подогревателя:

Gноп = (Gсв Ср (t1 — tобр) / ((hноп — hнок))

Gноп = (89.5 4. 19 (110 — 70) / ((2611−246) 0. 99)=6.4 кг/с.

4.2 Турбопривод питательного насоса

Мощность турбины питательного насоса:

Nimn=Gпв(Pпв-Pд)Vв/(нмmn); где

Vв-удельный объём воды при температуре насыщения в деараторе, м3/кг

Vв=0,111 м3/кг

н-КПД насоса, принимается равным 0,76…0,82

мmn— механический КПД турбины, принимается равным 0,97…0,98

Рпв=1,3*Р0=1,3*24=31,2 МПа-давление питательной воды для всех ПВД;

давление в деараторе;

;

Расход пара на приводную турбину определяется из выражения:

Niтп*1000 28,2*1000

Gт.п. = hтп = 808 = 34,89 кг/с=125,6 т/ч

где hтп =808 кДж/кг — используемое теплопадение в приводной турбине кДж/кг;

4.3 Подогреватели высокого давления

Из уравнения теплового баланса расход пара на ПВД 1 подогревателя

Gпв*(hпв1 -hпв2) 2379,5*(1173. 84−1033. 3)

Gп1= (h1 -hдр1)* = 0,99*(3068−1212. 9) = 182,1 т/ч

Для ПВД 2 с учетом дренажа из ПВД 1 расход пара

Gпв*(hпв2-hпв3)*(1/) — Gп1*(hдр1-hдр2)

Gп2= h2 — hдр2 =

2379,5*(1030. 145−830. 2662)*(1/0,99)-182,1 *(1212. 9−1064. 3)

= 2994−1064.3 =234,9 т/ч

Для ПВД 3 с учетом нагрева воды в питательном насосе

Gпв*(hпв3 -h1пвд)*(1/) -(Gп1 +Gп2)*(hдр2 — hдр3)

Gп3= =

h3 — hдр3

2379,5*(830. 2662−803. 0169)*(1/0,99)-(182,1+234,9)(1064. 3−857. 6)

= 3352−857.6 = 103,1 т/ч

Gпв — расход питательной воды;

hпвi — энтальпия питательной воды в конце и в начале i -того ПВД;

Gпi — расход подогревательной воды в i-том ПВД;

hi — энтальпия пара;

hдрi — энтальпия дренажа;

= 0. 99 -КПД подогревателя (выбираем по [1])

Энтальпия питательной воды hпвд на входе в ПВД-3 определяем с учётом нагрева её в питательном насосе (н=0,8):

Vд *(Рпв — Рд) *103

повышение энтальпии воды hпн =

н

0,111*(31,2−1,7)*1000

=40,9 кДж/кг

0. 8

h1пвд =hпвд+ hпп=761. 6+41. 41=803. 01кДж/кг

4. 4 Деаэратор повышенного давления

Задачей расчета деаэратора является определение расхода греющего пара Gпд и основного конденсата Gок.

Уравнение материального баланса

(Gп1+ Gп2 +Gп3)+Gок+Gпд=Gвып+Gпв;

Gвып=1,75 кг на 1 т воды

Gвып==0,175 от Gпв

Запишем уравнение теплового баланса:

((Gn1+Gn2+Gn3)*hдр3+hпд*Gпд)*+Gок*hок= Gвып*hвып+Gпв*hпв, где

hвып=2780кДж/кг- энтальпия выпора. Определяется как энтальпия сухого насыщеного пара при давлении в деаэраторе;

=0. 99-КПД деаэратора (принимаем по [1])

Из уравнения материального баланса выражаем Gок

Подставив в уравнение теплового баланса получим:

Gпд=22,34 т/ч Gок=1831,36 т/ч

4. 5 Подогреватели низкого давления

Расход пара ПНД-4:

Gok*(hпв5-hпв6) 1831,36*(642. 7644−533. 2)

Gn5= h5— hдр5 = 3190−662. 7649 =79,6 т /ч

Расход пара ПНД-3:

Gok*(hпв6-hпв7)-Gп5*(hдр5-hдр6)

Gn6= =

h6 — hдр6

1831,36*(533. 2038−414. 6883) — 79,6*(662. 7649−550. 4)

= 2929−550.4 = 87,5т/ч

Расход пара на ПНД-2:

Gok*(hпв7-hпв8)-(Gп5+Gп6)*(hдр6-hдр7)

Gп7= h7-hдр7 =

1831,36*(414. 6883−223. 5453)-(79,6+87,5)*(550. 4−427. 84)

= 2874−427. 84 =134,7т/ч

Расход пара на ПНД-1 найдём с учётом вспомагательных теплообменников. Повышение энтальпии во вспомагательном теплообменнике принимаем равным h11=22,5кДж/кг (по[1])

h1k = hk+h11 = 22,5+124 = 146,5 кДж/кг

(Gп5+Gп6+Gп7)*(hдр7-hдр8)+Gп8*(h8-hдр8)= Gок*(hпв8-h1k)

Gок*(hпв8-h1к)-(Gп5+Gп6+Gп7)*(hлр7-hлр8)

Gп8= h8— hдр8 =

1831,36*(243. 6453−146,5)-(79,6+87,5+134,7)*(427. 84−250. 96)

= 2576−251. 96 = 53,6 т/ч

Gк=G0-(Gп1+Gп2+Gп3+Gпд+Gп5+Gп6+Gп7+Gп8+Gсп1+ Gсп2)=

=2355,9-(182,1+234,9+103,1+22,34+79,6+87,5+134,7+53,6+(6,5+6,4))=1445,16 т/ч

5. Проверка правильности результатов расчета

пар турбина электростанция тепловой

5. 1 Сведение балансов

Материальный баланс

G01 =Gn1 +G n2 +G n3+Gнд + G n5+G n6+Gn7 + Gn8 + Gк + Gсп

G01 = 2355 т/ч G 0

2. Энергетический баланс

Найдём для каждого отбора используемое теплопадение.

hi1 = h0 h1 = 3379−3068=311 кДж/кг

hi2 = h0 h2 = 3379−2994=385 кДж/кг

hnn = hnn11 hnn1= 3588−2927=661 кДж/кг

hi3 = h0 h3 +hnn =3379−3352+661=688 кДж/кг

hiд = h0 hд +hnn =3379−3230+661=810 кДж/кг

hi5 = h0 h5 +hnn =3379−3190+661=850 кДж/кг

hi6 = h0 h6 +hnn =3379−2929+661=1111 кДж/кг

hi7 = h0 h7+hnn =3379−2874+661= 1166 кДж/кг

hi8 = h0 h8 +h nn= 3379−2576+661= 1464 кДж/кг

hik= h0 — hk + hnn =3379−2500+661=1540 кДж/кг

Для удобства расчёт энергетического баланса сводим в таблицу.

Номер Отбора

Теплопадение кДж/кг

Расход пара

Мощность МВт

т/ч

Кг/с

1

311

182,1

50,58

15,7

2

385

234,9

65,25

25,12

3

688

103,1

28,64

19,7

Д

810

22,34

6,2

5,022

5

850

79,6

22,1

18,78

6

1111

87,5

24,3

26,99

7

1166

134,7

37,42

43,63

8

1464

53,6

14,88

21,78

СП1

2307

23,4

6,5

15

СП2

2343

23,04

6,4

15

К

1540

1445,16

401,43

618,2

Сумма

12 975

2389,3

663,7

824,9

Т

808

125,6

34,89

28,2

Nэ= 800 Мвт

Ni = 796,7 Мвт

Ni1=Ni*г*м = 796,7*0. 99*0. 985=776,9 Мвт

Ni = (Ni1— Nэ) / Nэ = (776,9−800)/800 =2,8%

Погрешность в допустимых пределах.

5.2 Определение показателей тепловой экономичности

Расчёт теплоты на турбинную установку с учётом теплоносителя:

Qту=(Gту*(h0-hпв)+Gпп*(h11nn+h1nn)-Gдв*(hпв-hдв))*10-3, где

hдв-энтальпия добавочной воды, подаваемой в тепловую схему энергоблока:

hдв=hк=124 кДж/кг.

Gту=0,01*G0+G0=0. 01*2355,9 +2355,9 =2379,46 т/ч=660,96кг/с

Gпп=G0-Gп1-Gп2=654,4−50,58−65,25=538,57 кг/с

Qту= (660,96*(3379-+535,82)+528,57*(3588−2927)-6,55*(1173. 84−124))*0,001=2221. 74МВт

КПД брутто турбоустановки:

тубр = (Ni+Nтг)/(Qту — Qт) = (799,7+28,2)/(2221,74−30)=0,38

кэсбр = тубр *тп*ка=0. 38*0,985*0,918=0. 35

тп =0,985 КПД теплового потока;

ка =0,918 КПД котельного агрегата по П5 [1].

КПД нетто энергоблока:

кэсн=кэсбр(1- )=0. 35*(1- 0. 047)=0. 33, где

= 0. 047 доля энергии, потребляемой на собственные нужды.

Удельный расход условного топлива на отпущенную потребителям электроэнергию:

Вкэсн = 0. 123/кэсн = 0. 123/0. 33=0. 372 кг у. т ./ кВт*ч.

6. Выбор вспомогательного оборудования

Питательные насосы.

Расчётная производительность питательных насосов выбирается по максимальному объему питательной воды с запасом 5%. Расчётный напор питательного насоса Рпн должен превышать давление пара перед турбиной Р0 на величину гидравлических потерь в тракте,

Рпн=1,35*Р0 = =1,35*24=32,4Мпа

Выбираем по П6 [1] два насоса СВПТ- 1350−350:

подача- 1350 м3 /ч;

Давление нагнетания — 35 Мпа;

Скорость вращения -5270 об/мин;

КПД насоса — 83%

Выбираем пуско-резервный насос, мощностью 30−50% от номинальной.

Конденсационные насосы.

Расчетная производительность конденсационных насосов Gкн определяется с запасом 10−20% к максимальному расходу пара в конденсаторе.

Gкн=1. 2* Gk=1,2*1445,16 =1734,192 т/ч

По П7 [1] выбираем три конденсатных насоса типа КсВ-2000−40:

Подача -2000 т/ч;

Напор — 40 м;

Допустимый кавитационный запас Hдоп=4,5 м. вод. ст. ;

Частота вращения 25 с-1

Мощность — 272 кВт;

КПД -80%;

Температура конденсата — 70 0С.

Деаэратор повышенного давления.

Ставим две колонки ДСП-800 производительностью 800 т/ч с рабочим давлением 0. 69 Мпа, t=165С. Диаметром 2432 мм. Высота 4000 мм, масса 8. 2 т, охладитель выпара отсутствует.

Емкость аккомуляторного бака деаэраторов принимаем из расчета запаса питательной воды на 5 мин.

V=Go*t=2355,9*5/60=196,3 м3

Выбираем 2 бака объемом 120 и 100 м3, P=0. 6Мпа.

Для бака объёмом 120 м3:

Диаметр 3440 мм

Длина 17 625 мм

Масса 30 515 кг

Для бака объёмом 100 м3:

Диаметр 3440 мм

Длина 13 500 мм

Масса 27 650 кг

Сетевые подогреватели.

Исходя из величины тепловой нагрузки по уравнению теплопередачи определяется необходимая поверхность сетевого подогревателя:

F=Qcп*103/K*Дtср= 15*1000/(3. 5*16,68)= 256,94 м2

Дtср=Дt/ln (Дt+дcn)/дcn)=40/ln ((40+4)/4)=16,68 0C

K=3.5 кВт/м2

Выбираем по П10 [1] 2 подогревателя ПСВ- 315−3-23.

Характеристика котлоагрегатов

Характеристика котлоагрегатов Подольского завода им. С. Орджоникидзе

ПП-2650−255 ГМ (ТГМП-204)

Номинальная производительность, 2650 т/ч

Давление пара на выходе, 24 МПа

Температура перегретого пара 560 0С

Мощность блока 800 МВт

Основной вид топлива — природный газ, мазут

КПД котла- 94,4/93,8% (газ/мазут)

Выводы

В курсовом проекте произведён расчёт принципиальной тепловой схемы турбины К-800−240, выбор основного и вспомогательного оборудования и произведена оценка технико-экономических показателей работы энергоблока.

В данном курсовом проекте по проведенным расчётам было выбрано оборудование:

По параметрам острого пара и паропроизводительности установки выбираем один котёл типа ПП-2650−255 ГМ (ТГМП-204)

Подольского завода им. С. Ордженикидзе, работающий на природном газе и мазуте. Техническая характеристика [2].

В качестве турбопривода принимаем приводную турбину типа К-17−15П [4].

2 деаэрационные колонки типа ДСП-800 [4].

В качестве ПСГ-1 по поверхности теплообмена и давлению греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСВ -315−3-23.В качестве ПСГ--2 по поверхности теплообмена и давления греющего пара принимаем к установке сетевой подогреватель типа ПСВ-315−3-23

На основании проделанной работы можно сделать выводы о работе энергоблока: КПД турбоустановки получили равным 0,33. Удельный расход условного топлива на отпущенную потребителям электроэнергию:

Вкэсн =0. 372 кг у. т ./ кВт*ч.

Литература

1. Методические указания для выполнения расчетных работ по дисциплине «Теплоэнергетические процессы и установки» и «Тепловые электрические станции», Минск, 2003 г.

2. Справочник «Тепловые и атомные электрические станции». Под редакцией В. А. Григорьева и В. Ш. Зорина, М., Энергоатомиздат, 1982 г.

3. Леонков А. М. «Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций» Минск, «Беларусь», 1974 г.

4. «Теплоэнергетические установки электростанций», Елизаров Д. П., М., «Энергоатомиздат» 1982 г.

5. «Термодинамические свойства воды и водяного пара». Справочник под редакцией Ривкин С. И., Александров А. А., М., «Энергоатомиздат» 1984 г.

6. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. Минэнерго СССР, М., 1981 г.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой