Расчет теплофикационного энергоблока мощностью 50 МВт

Т-50-130 Попова А.С..docx

Министерство науки и высшего образования РФ
Филиал федерального государственного бюджетного
образовательного учреждения высшего образования
«Национальный исследовательский университет «МЭИ» в г. Волжском
Кафедра: «Энергетика»
«Расчет теплофикационного энергоблока мощностью 50 МВт»
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
Преподаватель: Курьянова Е. В.
Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-50-130 3
1.1.Общие сведения 3
1.2.Последовательность расчёта параметры пара и воды турбоустановки 4
1.3.Определение давления в конденсаторе 5
1.4.Определение давления в нагнетательном патрубке питательного насоса 6
1.5.Определение подогрева воды в питательном насосе 7
1.6.Построение процесса расширения пара в турбине 8
1.7.Тепловые балансы сетевых подогревателей 11
1.8.Определение величины потерь пара через уплотнение 13
1.9.Тепловые балансы подогревателей высокого давления 14
1.10.Деаэратор питательной воды 16
1.11.Регенеративные подогреватели низкого давления 16
1.12.Паровой баланс турбины 19
1.13.Энергетический баланс турбоагрегата 20
2 Определение показателей тепловой экономичности 21
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 24
Список использованной литературы 34
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Приведён расчёт тепловой схемы промышленно-отопительной ТЭЦ с турбоустановкой Т–50–130 номинальной мощностью 65 МВт давлением свежего пара 1275 МПа и температурой 555 °С.
Турбина имеет два отопительных отбора верхний и нижний предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды в бойлерах. Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в четырех ПНД и трех ПВД. ПНД №1 и №2 питаются паром из отопительных отборов а остальные пять - из нерегулируемых отборов.
Максимальный пропуск пара в турбину составляет около 83 кгс.
Расчетная температура охлаждающей воды на входе вконденсатор20°С номинальное количество охлаждающей воды 8000 м³ч.
Турбина имеет два отопительных отбора верхний и нижний предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступени подогрева должна пропускаться последовательно и в одинаковом количестве.
1.2 Последовательность расчёта параметры пара и воды турбоустановки
Первым этапом расчёта тепловой схемы теплофикационной турбоустановки является составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расходов пара на каждый из них на основании заданной тепловой нагрузки турбины.
Давление пара в отборах турбины устанавливается исходя из требований промышленного потребителя и температурного графика сетевой воды. После этого составляются тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления деаэраторов и подогревателей низкого давления.
Расчет тепловой схемы теплофикационной турбины удобнее проводить задаваясь расходом пара на турбину и в конце расчёта определяя электрическую мощность турбоагрегата. Заканчивается расчет определением показателей тепловой экономичности турбоустановки и ТЭЦ в целом.
В соответствии с графиком тепловой нагрузки температурой сетевой воды отопительная нагрузка Qт= 1166 МВт температура на входе tв= 120 °С температура на выходе tвых= 62 °С энтальпия прямой и обратной сетевой воды: hпс= 50407 кДжкг hос = 26001 кДжкг. Расход пара на турбину составляет Do=83 кгс. Рабочий процесс расширения пара в турбине показан на рисунке 1.2.
Рисунок 1.1 Принципиальная тепловая схема энергоблока с турбоагрегатом Т-50-13013
1.3 Определение давления в конденсаторе
Температуру насыщения пара в конденсаторе можно определить как
где tов1 – температура охлаждающей воды поступающей в конденсатор для данного месторасположения станции tов1 = 20С;
t – нагрев охлаждающей воды в конденсаторе для двухходовых конденсаторов принимаем t = 8 С;
- недогрев воды до температуры насыщения в конденсаторе принимаем = 5 С.
tк = 20 + 8 + 5 = 33С.
По таблицам воды и водяного пара в состоянии насыщения по tк определяем давление пара в конденсаторе Pк = 51 кПа.
1.4 Определение давления в нагнетательном патрубке питательного насоса
Для барабанных парогенераторов давление в питательном патрубке насоса необходимое при подаче определяется по формуле:
рн = рб+рб+рст+рсн (1.2)
где рб =138 МПа–избыточное номинальное давление в барабане;
рб =008рб = 138008=1104 МПа– запас давления на открытие предохранительных клапанов;
рст – давление столба воды от уровня оси насоса до уровня воды в барабане МПа:
где Нн = 28 м – высота уровня воды в барабане котла;
= 843 кгм3 – плотность воды (при t = 225°C);
g= 9.81 мс2 – ускорение свободного падения
рст = 2884398110-6=0231 МПа.
рсн = (1520%) рн – сумма потерь давления в напорных трубопроводах
Подставляя эти значения в (1.2) получим:
рн = (138+1104+0231)·115 = 17.41 МПа
Расчетное давление на всасывающем патрубке МПа:
Рв = рд + рст.в - рсв (1.4)
где рд = 06 МПа – давление в деаэраторе
Рст.в = gHв·10-6 – давление столба воды от уровня ее в баке аккумуляторе до оси насоса Нв МПа
рсв – потери давления в трубопроводе от деаэратора до насоса МПа
При t = 158°C = 9094 кгм3; Нв = 23 м
Рст.в = 9094·98123·10-6 =0205 МПа.
рсв 005 МПа тогда получаем:
рв = 06+0205 – 005 = 0755 МПа.
1.5 Определение подогрева воды в питательном насосе
Подогрев воды в питательном насосе определяем по формуле:
где v = 108710-3 м3кг – удельный объём воды
нi = 0845 – внутренний КПД насоса.
hн = 108710-3 (1741 – 0728)10000845=2146 кДжкг.
Энтальпия воды после питательного насоса:
где h`д = 6705 кДжкг – энтальпия воды в деаэраторе при р=06 МПа.
hпн = 6705+2146= 69196 кДжкг.
1.6 Построение процесса расширения пара в турбине
Рисунок 1.2 h – s диаграмма процесса расширения пара в турбине
Данные о параметрах пара и воды в турбоустановке приведены в таблице 1.1 параметры продувки парогенератора – в таблице 1.2 где приняты следующие обозначения: Рп tп hп – давление(МПа) температура(°С) и удельная энтальпия(кДжкг) пара; Pн – давление пара перед подогревателями регенеративной установки; tн hн – температура и удельная энтальпия насыщения конденсата греющего пара в подогревателе; – температурный напор в подогревателе(°С); Рв. tв hв –давление температура удельная энтальпия воды после подогревателя.
Элемент тепловой схемы
Таблица 1.1 Параметры пара и воды в турбоустановке:
1.7 Тепловые балансы сетевых подогревателей
Расход сетевой воды:
где – энтальпия прямой сетевой воды;
– энтальпия обратной сетевой воды.
Температуры воды в подающей и обратной магистрали ; находим по графику тепловой нагрузки который представлен на рисунке 1.2.
температура подающей сети
температура обратной сети
По давлению в сети и по значениям из теплофикационного графика ; определяем энтальпии прямой и обратной сетевой воды по таблице 3 воды и водяного пара.
Определим температуру насыщения в сетевых подогревателях
Принимаем недогрев воды до температуры насыщения равным =3 тогда температура насыщения конденсата будет равна:
По найденным температурам находим давление насыщения в подогревателях:
в верхнем сетевом подогревателе
в нижнем сетевом подогревателе
По найденным значениям температуры и давления определяем энтальпии конденсата греющего пара: ;
Расход пара на сетевой подогреватель
Показатель = 380545 КДжкг
1.8 Определение величины потерь пара через уплотнение
Паровая нагрузка парогенератора определяется учетом протечек через уплотнение. Расход пара принимаем а затем уточняем при составлении энергетического баланса турбоустановки.
Расход непрерывной продувки из барабана котла
Паровая нагрузка котла
Расход питательной воды
Расход пара из уплотнителей штоков клапанов
Расход пара на эжектор
Кольцевые уплотнения
1.9 Тепловые балансы подогревателей высокого давления
Подогреватель высокого давления 1
Подогреватель высокого давления 2
Подогреватель высокого давления 3
Расширитель непрерывной продувки
Расширитель непрерывной продувки предназначен для утилизации теплоты продувочной воды из парогенератора. Искомыми величинами являются выход пара и выход продувочной воды из расширителя.
Параметры рабочей среды в расширителе приведены в таблице 1.2
Продувочная вода из ПГ
Выход пара из расширителя находим по формуле:
где 0.98 – коэффициент учитывающий потерю тепла в РНП.
Тогда выход продувочной воды из расширителя составит:
D`пр = Dпр – D`п (1.26)
D`пр = 1245 – 0413 = 0832 кгс.
1.10 Деаэратор питательной воды
Искомыми величинами при расчёте деаэратора являются расход пара в деаэратор Dд и расход основного конденсата на входе в деаэратор Dкд.
Материальный баланс деаэратора питательной воды:
(Dп1+Dп2+Dп3)+ D`п+ Dд +Dкд +Dдв= Dпв+ Dшт +Dэ+ Dук
где Dдв = Dут+ D`п = 1104+0413=1517 кгс.
Тепловой баланс деаэратора питательной воды:
(Dп1+Dп2+Dп3)hдр3+ D`п h`п + Dдhп3+Dкдhв4 +Dдвhдв =Dпвh`д+(Dэ+Dшт+ Dук)*h``д (1.29)
hдв = 2526 кДжкг – энтальпия добавочной воды.
Решая систему уравнений (1.28) и (1.30) получим:
– расход пара на деаэратор Dд = 2981 кгс;
– расход основного конденсата в деаэратор Dкд = 70857 кгс.
1.11 Регенеративные подогреватели низкого давления
Регенеративные подогреватели низкого давления
Расчёт группы ПНД заключается в совместном решении тепловых и материальных балансов теплообменников.
Тепловой баланс подогревателя П4:
Dп4(hп4 – hн4)*пнд = Dкд(hв4 – hсм1) (1.31)
где пнд = 099 – коэффициент использования теплоты в подогревателе;
hп4 = 279243 кДжкг – энтальпия пара в четвертом отборе;
Dп4– расход пара в П4;
hн4= 63478 кДжкг – энтальпия конденсата в П4.
Материальный баланс смесителя СМ1:
Dкд=Dп4+Dп5+ Dк5 (1.32)
где Dк5– расход конденсата на входе в смеситель СМ1.
Тепловой баланс смесителя СМ1:
Dкдhсм1 = (Dп4+Dп5)*hн5 + Dк5hв5 (1.33)
где Dп5 – расход пара в П5;
hсм1 – энтальпия ОК после смесителя СМ1;
hн5 = 5473 кДжкг – энтальпия конденсата в П5;
hв5 = 53066 кДжкг – энтальпия основного конденсата после П5.
Тепловой баланс подогревателя П5:
Dк5( hв5 – hсм2)пнд = Dп5(h5-hн5) + Dп4(hн4 – hн5) (1.34)
где hп5 = 2688 кДжкг – энтальпия пара в пятом отборе;
hсм2 – энтальпия ОК после смесителя СМ2.
Материальный баланс смесителя СМ2:
Dвс + Dк6 = Dк5 (1.35)
Тепловой баланс смесителя СМ2:
Dвсhнвс + Dк6hв6 = Dк5hсм2 (1.36)
где Dк6 – расход ОК через П6;
Dп6 – расход пара в подогреватель П6;
hв6 = 37557 кДжкг – энтальпия основного конденсата после П6.
Тепловой баланс подогревателя П6:
Dк6(hв6 – hсм3)пнд = Dп6(hп6 – hн6) (1.37)
где hсм3 – энтальпия ОК после смесителя СМ3;
hн6 = 41028кДжкг – энтальпия конденсата греющего пара в П6;
hв6 = 37557 кДжкг – энтальпия основного конденсата после П6;
hп6 = 2512 кДжкг – энтальпия пара в шестом отборе турбины.
Материальный баланс смесителя СМ3:
Dнс + Dк7 = Dк6 (1.38)
Тепловой баланс смесителя СМ3:
Dнсhннс + Dк7hв7 = Dк6hсм3 (1.39)
где Dк7 – расход ОК через П7;
hв7 = 28266 кДжкг – энтальпия основного конденсата после П6;
Тепловой баланс подогревателя П7:
Dк7(hв7 - hпу)пнд = Dп7(hп7 – hн7)+Dп6(hн6 – hн7) (1.40)
где hпу=22606 кДжкг – энтальпия конденсата после подогревателя уплотнений;
Dп7 – расход пара в подогреватель П7;
hп7 = 2417 кДжкг – энтальпия пара в седьмом отборе турбины;
hн7 = 29847 кДжкг – энтальпия конденсата греющего пара в П7.
Уравнения (1.31) - (1.40) образуют систему восьми уравнений. Решая эту систему уравнения для регенеративных подогревателей низкого давления с помощью пакета программ Mathcad 2001 Professional находим значения расходов греющего пара отбираемых из турбины для П4 – П7 значения энтальпий в точках смешения расходы ОК через подогреватели П5 П6 П7:
–расход пара в подогреватель П4 Dп4 = 3445 кгс;
–расход пара в подогреватель П5 Dп5 = 4084 кгс;
–расход пара в подогреватель П6 Dп6 = 1304 кгс;
–расход пара в подогреватель П7 Dп7 = 0431 кгс;
–энтальпия ОК в смесителе СМ1 hcм1 = 532428 кДжкг;
–энтальпия ОК в смесителе СМ2 hcм2 = 386137 кДжкг;
–энтальпия ОК в смесителе СМ3 hcм3 = 302745 кДжкг;
–расход ОК через подогреватель П5 Dк5 = 63329 кгс;
–расход ОК через подогреватель П6 Dк6 = 36816 кгс;
–расход ОК через подогреватель П7 Dк7 = 10768 кгс.
1.12 Паровой 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 - Dуi – Dшт - Di (1.44)
где Dуi = 2.64 кгс – суммарный расход пара из уплотнений турбины
Таблица 1.3. Расходы пара в отборы.
Подставляя значение Di в (1.44) получим
Dп.к=83 – 74548 = 8452 кгс.
Материальный баланс конденсатора по воде:
Dв.к = Dк7 – (Dэж+Dпу+Dп7+ Dупл) (1.45)
Dв.к = 10768 – (0415 + 083 + 0431 + 0581) = 8511 кгс.
Погрешность материального баланса:
Материальный баланс пара и конденсата сходится с достаточной точностью.
1.13 Энергетический баланс турбоагрегата
Энергетический баланс турбоагрегата заключается в определении полной мощности турбины Wi путём суммирования мощностей выработанных в каждом отсеке Wi.
Электрическая мощность отсека:
Hi – действительный теплоперепад в отсеке кДжкг.
Данные по выработке мощности в отсеках приведены в таблице 1.6.
Таблица 1.4. Мощность отсеков турбины.
Пропуск пара через отсек
Электрическая мощность турбоагрегата:
где эм=0.98 – коэффициент учитывающий электромеханические потери мощности.
Wэ= 66064098=64742 МВт.
2 Определение показателей тепловой экономичности
Энергетические показатели турбоустановки
Полный расход тепла на турбоустановку
Расход тепла на турбинную установку по производству электроэнергии:
Коэффициент полезного действия по производству электроэнергии
Удельный расход тепла на производство электроэнергии
Тепловая нагрузка парогенераторной установки
Коэффициент полезного действия ТЭЦ трубопроводов
Коэффициент полезного действия по производству электроэнергии энергоблоком
Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску тепла на отопление
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии
Вывод: в данном разделе проведен расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-50-130. В ходе которого получены характеристики и показатель необходимые для дальнейшего выбора основного и вспомогательного оборудования.
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования
3.1 Выбор котельного агрегата
Для энергоблока с турбиной Т-50-130 с максимальным пропуском пара на турбину 31374 (83+5%) тч с учётом расхода пара на собственные нужды и все возможные утечки необходимо выбрать паровой котёл Е-420-138-560 КТ общая производительность 420 тч с номинальным давлением 138 МПа.
3.2 Выбор подогревателей высокого давления
Так как тепловая мощность первого ПВД больше чем остальных ПВД то расчёт проводим для П1.
Расчетные технологические схемы ПВД могут быть различными. Для данного подогревателя расчётная схема определена на рисунке 1.4.
Поверхность нагрева включает охладитель пара собственно подогреватель и охладитель дренажа.
Расход питательной воды составляет:
- через охладитель дренажа Gпв.од = 8549 кгс то есть 10% от Dпв;
- через собственно подогреватель Gпв.сп = 8549 кгс;
- через охладитель пара Gпв.сп = 8549 кгс то есть 10% от Dпв.
Рисунок 1.4 – Схема движения потоков пара и воды в подогревателе.
Температура питательной воды на выходе из подогревателя с учётом тепла перегрева пара принимается из условий исключения конденсации пара в охладителе т.е. при условии что температура стенки трубы будет выше температуры насыщения греющего пара.
С учётом этого можно принимать что температура питательной воды на выходе из ПВД равна температуре насыщения греющего пара или на 12°С ниже её.
Определим эту температуру из уравнения теплового баланса считая что греющий пар на выходе из охладителя пара имеет температуру на 15°С выше температуры насыщения.
Таким образом получим температура конденсата греющего пара на выходе из охладителя дренажа принимается на 10 °С больше чем температура на входе в подогреватель то есть
Тогда энтальпия пара на выходе из ОП равна hпо1= 28457 кДжкг энтальпия дренажа равна hдр1= 907419 кДжкг.
Для определения параметров питательной воды в подогревателе составим уравнения теплового баланса для каждого элемента.
Для охладителя дренажа
Тогда температура воды на выходе равна t``од1=2132 °С.
Тогда температура воды на входе в СП равна t`сп1=20408 °С.
Для собственно подогревателя
Тогда температура воды на выходе равна t``сп1=2262 °С.
Тогда температура воды на выходе равна t``оп1=2544 °С.
Тепловая нагрузка охладителя конденсата
Тепловая нагрузка охладителя пара
Тепловая нагрузка собственно подогревателя
Определим площадь поверхности нагрева для каждого элемента.
Площадь поверхности нагрева СП
Поверхность нагрева подогревателя определяется из уравнений теплопередачи:
где – коэффициент теплопередачи;
F – поверхность нагрева;
t– температурный напор.
Средний температурный напор
Тогда поверхность нагрева равна
Расчёт поверхности нагрева охладителя пара
Среднелогарифмическая разность температур в пароохладителе
Тогда поверхность нагрева равна
Расчёт поверхности нагрева охладителя дренажа
Среднелогарифмическая разность температур в охладителе дренажа
Таким образом суммарная поверхность нагрева подогревателя высокого давления:
ПВД–1: ПВ–550-240-17 аналогично выбираем остальные подогреватели.
Расчёт проведём для подогревателя имеющего наибольшую тепловую нагрузку то есть для П4 остальные подогреватели выберем такими же.
Тепловая нагрузка П4
Где - наибольшая разность температур
– наименьшая разность температур.
Площадь поверхности нагрева определяем по формуле
Выбираем подогреватели низкого давления ПН–200–16–7-; с площадью нагрева 200 м. давление воды и пара соответственно 16 кгссм2 и 7кгссм2.
3.4 Выбор конденсатора
Конденсационное устройство предназначено для конденсации отработавшего в турбине пара.
Тепловая нагрузка конденсатора:
где Dпк=30402 кгс – пропуск пара в конденсатор при конденсационном режиме;
hпк= 2293 кДжкг – теплосодержание отработавшего пара для конденсационного режима;
hвк=10093 кДжкг – теплосодержание конденсата для конденсационного режима.
Qк= 30402×(2293–10093)=66643312 МВт.
Нагрев воды в конденсаторе t=8C недогрев до температуры насыщении t=6C.
Средняя логарифмическая разность температур между паром и водой:
Поверхность охлаждения конденсатора:
где k=35 кВт(м2×к) – коэффициент теплопередачи.
Выбираем конденсатор К2–3000–2 с поверхностью теплообмена 3000 м2.
3.5 Выбор питательного насоса
С учетом запаса воды (и повышения давления) выбираем насосы электрические (ПЭН):
Dпн = 1.1·8549·36=33854 тч
Давление которое должен создать насос определяем по формуле
где =(1.051.1)-коэффициент запаса по давлению.
рпн=(17.41 – 0755)·11 =18.32 МПа
Принимаем по каталогу два насоса (один основной один резервный) ПЭ-380-185 с производительностью 380 тч и полным напором 2030м.
3.6 Выбор конденсатного насоса
Конденсатные насосы предназначены для откачки из конденсатора и подачи в деаэратор конденсата отработавшего в турбине пара конденсата греющего пара теплообменных аппаратов системы регенеративного подогрева питательной воды химически обессоленной воды и других потоков поступающих в конденсатор.
Расчетная массовая подача конденсатного насоса
Конденсатный насос выбирается по производительности и по напору
Полный напор создаваемый конденсатным насосом:
где h г = 24м - геометрическая высота подъема конденсата;
рд= 0.6 Мпа - давление в деаэраторе;
рк = 0.0051 Мпа - давление в конденсаторе;
= 60м - сумма потерь напора в трубопроводах и подогревателях.
Hкн = 24+100·(0.6 - 0.0051)+60 = 14349м
Выбираем два конденсатных насоса - (один основной один резервный) типа КсВ 320-160 с производительностью 320 тч и полным напором 160 м.
3.7 Выбор деаэраторной установки
Деаэраторная установка состоит из деаэраторных колонок и баков питательной воды. Баки питательной воды выравнивают возможное временное несоответствие между количеством воды требуемом для питания парогенераторов и поступающим в деаэраторную установку. Суммарный запас питательной воды в баках деаэраторов должен составлять не менее 5-минутного её расхода при работе станции с номинальной мощностью. Производительность деаэраторов выбирается по максимальному расходу питательной воды.
Dпвmax=(105 – 11) Dпв=33854 тч
Выбираем по справочнику деаэратор повышенного давления ДП-50065 с параметрами:
- производительность 500 тч;
- полезная вместимость деаэраторного бака (типа БДП-65-1) 65 м3;
- рабочее давление 06 МПа.
Определим необходимый запас воды:
Геометрическая ёмкость бака должна превышать полезную на 20% тогда
что соответствует выбранному баку.
Таблица 1.5 Типы основного и вспомогательного оборудования.
Подогреватели высокого давления:
Деаэратор питательной воды:
Вывод: в ходе проведения расчёта тепловой схемы с турбиной Т-50-130 были уточнены параметры отборов турбины расхода питательной воды в деаэратор необходимое количество добавочной воды. По полученным данным был сделан выбор основного и вспомогательного оборудования с учётом необходимой площади теплообмена и расхода воды.
А.А Александров Б.А Григорьев. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Справочник. М.: Издательство МЭИ 1999 г.
Л. С. Стерман В. М. Лавыгин С. Г. Тишин Тепловые и атомные электрические станции. – М.:Издательство МЭИ 2000. – 408 с.
А. В. Клименко В. М. Зорина. Тепловые и атомные электростанции: справочник – М.: Издательство МЭИ 2003. – 648 с.
В. Я. Рыжкин. Тепловые электрические станции. – М.: «Энергия» 1976. – 442 с.