Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС и назначение ее элементов

Работа добавлена:



Если Вы нашли нужный Вам реферат или просто понравилась коллекция рефератов напишите о Нас в любой соц сети с помощью кнопок ниже





Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС и назначение ее элементов на http://mirrorref.ru

1 Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС и назначение ее элементов

Тепловая электрическая станция (ТЭС) представляет собой энергетическую установку, служащую для преобразования теплоты, выделяемой при сжигании органического топлива (угля, нефти, газа и др.), в электрическую энергию.

По технологической структуре ТЭС делятся на блочные и неблочные. При блочной структуре ТЭС каждая ее турбина питается паром только от относящегося к ней парогенератора (моно-блок), иногда от двух парогенераторов (дубль-блок). Тепловые электрические станции, представляющие собой совокупность  отдельных энергоблоков, являются более дешевыми и простыми в управлении и автоматизации. Современные конденсационные электростанции (начиная с мощности турбоагрегата150 МВт и выше), как правило, с промежуточнымis-диаграммеперегревом пара, имеют блочную структуру.

Конденсационные электростанции (КЭС) с начальным давлением 9 МПа и ниже и ТЭЦ с давлением 13 МПа и ниже не имеют промежуточного перегрева и отличаются неблочной структурой, при которой магистрали свежего пара и питательной воды являются общими для всех парогенераторов.

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции включает основное (парогенератор, турбина, генератор) и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, с помощью которого осуществляется преобразование тепла в электрическую энергию. При одинаковых энергоблоках с блочной структурой ПТС станции сводится к принципиальной тепловой схеме энергоблока. При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые турбоустановки и одинаковые парогенераторы, ПТС также сводится к принципиальной тепловой схеме одного агрегата.

Рассмотрим принципиальную тепловую схему энергоблока ТЭС на примере паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара (рис. 1).

Острый перегретый пар с параметрамиРо,to из парогенератора (ПГ) по паропроводу направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины, где расширяется до давленияРпп. После ЦВД пар отводится в промежуточный пароперегреватель (ПП), расположенный в ПГ, где температура его увеличивается за счет теплоты сгоревшего топлива, как правило, до температуры острого параtо. Вторично перегретый пар с давлениемРпп и температуройto поступает в цилиндр среднего давления (ЦСД) турбины и из него в цилиндр низкого давления (ЦНД), который на схеме (рис. 1) выполнен двухпоточным. Во всех цилиндрах турбины происходит расширение пара, сопровождающееся понижением давления и температуры. При этом в турбине осуществляется преобразование потенциальной энергии пара в механическую энергию вращения ротора, которая через вал передается в электрогенератор (ЭГ), где преобразуется в электрическую энергию.

После турбины пар с давлениемРп направляется в конденсатор К, где отдает свое тепло охлаждающей циркуляционной воде и при этом сам превращается в воду-конденсат. Последний конденсационными насосами (КН) подается в регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД) П1, П2, ПЗ и П4, в которых нагревается паром, отбираемым из ЦНД и ЦСД турбины. После П4 конденсат направляется в деаэратор (Д), где освобождается от агрессивных газов и дополнительно нагревается. Из деаэратора конденсат подается через бустерный насос (БН) в питательный насос (ПН), откуда с повышенным давлением прокачивается через подогреватели высокого давления ,(ПВД) П6, П7 и П8, где подогревается паром, отобранным из турбины, и с температуройtП.В направляется в парогенератор.

Рассмотрим структуру тепловой схемы блока.

В основное оборудование входят парогенератор и турбоагрегат, паропроводы свежего пара и промежуточного перегрева.

Парогенераторы бывают с естественной циркуляцией (барабанные) и прямоточные. Первые применяются только при докритических давлениях пара, вторые - как при докритических, так и при сверхкритических.

Турбоагрегат состоит из турбины, разделенной, как правило, на несколько цилиндров (последние могут иметь два и более потоков пара), и электрогенератора, связанного с ней через вал. Мощность агрегата и начальные параметры острого пара указываются в ГОСТ 3618-81.

Промежуточный перегрев пара вводится для повышения тепловой экономичности энергоблока и, кроме того, для повышения надежности и экономичности работы части низкого давления турбины, так как при этом уменьшается влажность пара, проходящего через последние ступени ЦНД.

Регенеративная установка турбоагрегата служит для подогрева конденсата и питательной воды отборным паром турбины. Этот подогрев значительно повышает тепловую экономичность  энергоблока благодаря тому, что тепло конденсации пара регенеративных отборов не теряется в конденсаторе, а передается конденсату и питательной воде,  возвращаемым  в цикл.

Установка состоит из поверхностных подогревателей низкого и высокого давления, охладителей эжекторов, сальниковых подогревателей, трубопроводов отборов, трубопроводов конденсата греющего пара, сливных насосов.

Подогреватели подразделяются на поверхностные и смешивающие. В подогревателях поверхностного типа конденсат или питательная вода прокачивается по стальным или латунным трубкам, расположенным в общем цилиндрическом корпусе, а греющий пар омывает трубки снаружи, конденсируясь при этом на поверхности трубок.

В подогревателях смешивающего типа питательная вода или конденсат непосредственно соприкасаются с греющим паром. Причем пар конденсируется при температуре насыщения, соответствующей давлению в подогревателе, и, отдавая воде тепло, нагревает ее практически до температуры насыщения. Поэтому с точки зрения тепловой экономичности смешивающие подогреватели обеспечивают наибольший эффект от регенерации. Недостаток их заключается в том, что для каждого такого подогревателя необходима установка перекачивающего насоса, чтобы подогретая вода могла поступать в последующие элементы схемы с повышенными давлениями. Применяются смешивающие подогреватели в основном в качестве подогревателей низкого давления.

На отечественных тепловых электростанциях ПНД служат для подогрева воды, поступающей в деаэратор, а ПВД - для подогрева воды после питательных насосов. И те и другие подогреватели - чаще всего поверхностного типа. В тепловых схемах станций смешивающими подогревателями являются деаэраторы.

Подогрев конденсата, дренажей и добавочной воды с низкой температурой перед деаэратором необходим для того, чтобы средняя температура воды, поступающей в колонку деаэратора, была на 10…15°С ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению деаэратора. При этом условии обеспечивается максимальное удаление газов из воды.

Подогреватели низкого давления с водяной стороны находятся под сравнительно низким давлением, создаваемым конденсатными насосами и равным 0,69…2,45 МПа. Давление питательной воды или конденсата должно превышать давление греющего пара, чтобы избежать парообразования и гидравлических ударов в трубных системах.

Подогреватели высокого давления с водяной стороны находятся под давлением воды питательных насосов, в условиях отечественных ТЭС давление воды составляет от 5,9 до 39,3 МПа, температура - от 150 до 270°С.

С целью повышения тепловой экономичности процесса передачи тепла от отборного пара к питательной воде и конденсату, ПВД и верхние (по пару) ПНД выполняют состоящими из трех частей: охладителя пара (ОП), собственно подогревателя (СП) и охладителя дренажа (ОД). В ОП осуществляется охлаждение перегретого отборного пара и дополнительный нагрев воды после

собственно подогревателя, так что температура ее доводится до величины, на 2…3°С ниже температуры насыщения. При отсутствии ОП этот недогрев составляет ~5°С.

В собственно подогревателе греющий пар конденсируется; температура его на выходе равна температуре насыщения при данном давлении. В охладителе дренажа за счет передачи тепла питательной воде происходит снижение температуры конденсата греющего пара на 13…15°С, благодаря чему уменьшается вытеснение нижележащих отборов и соответственно увеличивается эффект от регенерации. Охладители пара и охладители дренажа могут выполняться как выносными, так и встроенными в корпус подогревателя.

При наличии промежуточного перегрева пара один из подогревателей целесообразно питать паром из холодной нитки промперегрева. Причем нагрев воды в этом подогревателе должен быть гораздо большим (в 1,5…1,8 раза), чем в остальных подогревателях. А охладитель дренажа этого подогревателя должен снижать температуру до величины, на 35…40°С ниже температуры насыщения в подогревателе (у остальных подогревателей на 13…15°С). Эти условия обеспечивают увеличение тепловой экономичности турбоустановки.

В тракт низкого давления регенеративного подогрева наряду с ПНД включаются вспомогательные подогреватели: охладители эжекторов, сальниковые охладители, сальниковые подогреватели (СП, см. рис. 1). Все они являются рекуперативными теплообменными аппаратами, в которых основному конденсату передается тепло конденсации отработавшего пара пароструйных эжекторов и пара, отсасываемого из конечных и промежуточных камер концевых уплотнений турбины.

Через вспомогательные подогреватели пропускается только часть основного конденсата во избежание их повышенного гидравлического сопротивления.

Для удаления конденсата греющего пара (дренажа) из поверхностных подогревателей используется каскадная схема слива, при которой дренаж последовательно сливается из каждого подогревателя в соседний, имеющий меньшее давление. Из ПВД слив, как правило, осуществляется в деаэратор. Из ПНД дренаж сливается последовательно во второй (по ходу основного конденсата) подогреватель П2, забирается оттуда сливным насосом (СН, см. рис. 1) и подается в линию основного конденсата за П2. Из П1 и вспомогательных подогревателей дренаж сливается в конденсатор, где он деаэрируется и вместе с основным турбинным конденсатом может пропускаться через конденсатоочистку для освобождения от продуктов коррозии.

Протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины из различных отсеков уплотнений отводятся обычно в один из ПВД, в деаэратор, в один из ПНД и в сальниковый подогреватель (СП).

Деаэрационная установка предназначена для удаления из питательной воды растворенных в ней агрессивных газов (кислорода и углекислого газа), вызывающих коррозию оборудования.

Деаэрация осуществляется при нагреве воды до температуры кипения, соответствующей давлению парогазовой среды над поверхностью воды.

Деаэрационная установка состоит из деаэрационных колонок смешивающего типа, расположенных над баками-аккумуляторами питательной воды, системы трубопроводов воды, греющего пара, уравнительных трубопроводов (по пару и воде) и др.

Включение деаэратора в тепловую схему осуществляется двумя способами: в качестве самостоятельной ступени регенеративного подогрева воды, как показано на схеме (рис. 1), или в виде предвключенного деаэратора. В последнем случае деаэратор присоединяют через дроссельный регулирующий клапан к регенеративному отбору, питающему паром следующий за деаэратором по ходу воды ПВД.

При самостоятельном отборе на деаэратор предусматривается возможность перевода его при пониженных нагрузках турбины на  питание из отбора с более высоким давлением.

Независимо от схемы включения, давление в деаэраторе обычно поддерживается постоянным при любой нагрузке турбины (равным 0,588 или 0,686 МПа) путем регулирования подвода пара к деаэрационной колонке.

Питательная установка включает в себя питательные турбо и электронасосы, трубопроводы питательной воды и вспомогательное оборудование: бустерные насосы, системы маслоснабжения, охлаждения подшипников и двигателей, уплотнения сальников. Установка служит для питания парогенератора питательной водой.

При мощности турбоагрегата 150…200 МВт может применяться как электропривод, так и турбопривод питательного насоса. При меньших мощностях применяется, как правило, электропривод, при больших - турбопривод, который может выполняться практически на любые требующиеся мощности и просто решает проблемы быстроходности и регулирования оборотов.

Турбину привода целесообразно питать паром из отбора главной турбины после промежуточного перегрева. Турбопривод может быть конденсационным (в этом случае выхлоп осуществляется в собственный конденсатор привода с давлением 0,004…0,007 МПа) и противодавленческим, при котором пар из турбопривода направляется в один из подогревателей низкого давления.

Выбор типа турбопривода определяется, в основном, топливом: при дорогом топливе выгоднее применить конденсационный турбопривод, при дешевом - противодавленческий. Кроме того, при конденсационной приводной турбине можно обойтись без пускорезервного питательного насоса с электроприводом, который необходим в случае противодавленческого привода при пуске блока.

Бустерный насос имеет электропривод и создает подпор на входе воды в питательный насос.

Система основного конденсата включает в себя конденсатные насосы, блочную обессоливающую установку, конденсатопроводы, линии рециркуляции конденсата. Конденсатные насосы (КН, см. рис. 1) служат для удаления основного конденсата турбины из конденсатора и перекачивания его через

подогреватели низкого давления в деаэратор.

Для приготовления добавочной воды с целью ввода ее в цикл в большинстве случаев применяется химическое обессоливание с подачей добавочной воды в конденсатор турбины.

2Подбор прототипа и составление принципиальной тепловой схемы

В соответствии с заданием составляется принципиальная тепловая схема для последующего теплового расчета. В качестве прототипа выбирается агрегат К-500-240. Принципиальная тепловая схема для теплового расчета этого агрегата приведена на рис. 1.

Турбина имеет три цилиндра: ЦВД, ЦСД, ЦНД, причем последний выполнен двухпоточным. Парораспределение свежего пара - сопловое при наличии одновенечной регулирующей ступени. После ЦВД предусмотрен промежуточный перегрев пара. Турбина имеет восемь отборов: два - из ЦВД, четыре - из ЦСД и два - из ЦНД.

Нагрев питательной воды и конденсата осуществляется в восьми регенеративных подогревателях: трех ПВД (П8, П7, П6), четырех ПНД и деаэраторе. Последний питается паром из самостоятельного отбора, причем предусмотрена возможность перевода деаэратора при пониженных нагрузках турбины на питание из отбора на ПВД П6.

Привод питательного насоса - от специальной приводной паровой турбины, питаемой паром из того же отбора, что и подогреватель П6. Турбопривод противодавленческий, выхлоп из турбины направляется на вход в подогреватель низкого давления П3.

Слив конденсата греющего пара из подогревателей осуществляется по каскадной схеме: из подогревателей высокого давления - последовательно в деаэратор, из ПНД П4 в ПЗ, затем в П2. Из последнего - сливным насосом дренаж подается в трубопровод за П2. Из подогревателя П1 и расположенного перед ним сальникового подогревателя дренаж сливается в основной конденсатор.

Подогреватели П8, П7, П6 и П4 выполнены с охладителями пара и охладителями дренажа. Пар из уплотнений турбины направляется. последовательно в ПВД П7, деаэратор, ПНД П2 и в сальниковый подогреватель.

3 Построение процесса расширения пара в турбине вis-диаграмме

Построение осуществляется следующим образом:

1. По начальным параметрамРо иtо находим точку О вis-диаграмме (прил. 1) и энтальпиюiо в этой точке,iо = 3292 кДж/кг.

2. Определяем давление перед проточной частью турбины ,приняв потери давления в паровпускных органахР = 0,03 Роиз рекомендуемого диапазонаР = (0,03…0,05)Ро:

3. Считая процесс дросселирования в паровпускных органах - изоэнтальпийным, строим его в is-диатрамме отрезком горизонтали до пересечения в точке О' с изобаройРо =25,22 МПа. Затем определяем = 537°С.

4. Принимаем, что турбина имеет сопловое распределение, характерное для современных конденсационных турбин мощностью ниже 1000 МВт.

Регулирующую ступень выполняем одновенечной: располагаемый теплоперепад на ней принимаем равным  = 84 кДж/кг из рекомендуемого для расчета диапазона =80…120 кДж/кг; относительный внутренний КПД ступени принимаем равным = 0,72 из рекомендуемого диапазона =0,68…0,74.

Действительный теплоперепад, срабатываемый в регулирующей ступени,

Для построения процесса расширения пара в регулирующей ступени из точки 0'is-диаграммы по вертикали откладываем отрезок, равный  = 84 кДж/кг. Точка вертикали 1ИД, в которой  кДж/кг, определяет изобару давления за регулирующей ступенью:Pр.с.= 19 МПа.

Откладывая из точки О' на этой же вертикали отрезок, равный  = 60,48 кДж/кг и проводя через конец его изоэнтальпу кДж/кг до пересечения с изобаройPр.с = 19 МПа, получаем точку 1, соответствующую окончанию действительного (с учетом потерь) процесса расширения пара в регулирующей ступени. В точке 1

= = 19 МПа,  =3231,52 кДж/кг, = 493°С.

Действительный процесс расширения пара в регулирующей ступени изображается отрезком прямой, соединяющей точки О΄ и 1.

5. Давление за ЦВД определяется в результате решения вариационной технико-экономической задачи. В расчете принимаем

МПа.

или по прототипу.

6. Строим изоэнтропный процесс расширения пара в ЦВД. Опуская вертикаль из точки 1 до пересечения с изобарой= 4,33 МПа в точке 2ид, находимi2ИД = 2850 кДж/кг и располагаемый теплоперепад в ЦВД:

кДж/кг.

7. Задаемся величиной относительного внутреннего КПД ЦВД =0,81 из рекомендуемого диапазона =0,80…0,83 и определяем действительный теплоперепад, срабатываемый в ЦВД:

кДж/кг.

8. Вis-диаграмме находим точку 2, соответствующую окончанию действительного процесса расширения в ЦВД, как точку пересечения изоэнтальпы кДж/кг с изобарой давления за ЦВД = 4,33 МПа.

Действительный процесс расширения пара в ЦВД изобразится отрезком прямой, соединяющей точки 1 и 2.

9. Определяем давление  на входе в ЦСД, приняв потери давления в системе промежуточного перегрева равными 10%:

МПа.

10. По давлению = 3,897 МПа и заданной температуре промперегреваtпп=540°С определяем наis-диаграмме точку 3, соответствующую состоянию пара перед ЦСД. В точке 3,i3= 3533 кДж/кг.

11. Давление на входе в проточную часть ЦСД  определяется как разность давления  на входе в ЦСД и потерь давления в дроссельно-отсечных клапанах перед ЦСД, которые принимаются равными = =0,025 из рекомендуемого диапазона =(0,02…0,03).

МПа.

12. Точка 3', соответствующая состоянию пара на входе в проточную часть ЦСД, определяется пересечением изоэнтальпыi3 = 3533 кДж/кг с изобарой

МПа,t3 = 540°С.

13. Выбираем давление на выходе из ЦСДP4 равное давлениюРпер.трна входе в перепускные трубы из ЦСД в ЦНД:P4 =Рпер тр= 0,22 МПа из рекомендуемого диапазонаРпер тр= 0,20…0,25 МПа.

14. Строим из точки 3 изоэнтропный процесс расширения пара в ЦСД и находим конечную точку 4ид этого процесса как точку пересечения вертикали из точки 3 с изобаройР4 = 0,22 МПа. В точке 4идi4ИД=2760 кДж/кг.

15. Определяем располагаемый теплоперепад в ЦСД

3533 - 2760= 773кДж/кг.

16. Задавшись относительным внутренним КПД ЦСД =0,91 из рекомендованного диапазона = 0,9…0,92, определяем действительный теплоперепад, срабатываемый в ЦСД:

кДж/кг.

17. Находим вis-диаграмме точку 4, соответствующую окончанию действительного процесса расширения в ЦСД, как точку пересечения изоэнтальпы  кДж/кг с изобаройР4 = 0,22 МПа.

18. Строим действительный процесс расширения пара в ЦСД, соединяя отрезком прямой линии точки 3' и 4.

19. Процесс расширения пара в ЦНД определяем исходя из того, что давление на входе в ЦНД равно давлению на выходе из ЦСД:P4 = 0,22 МПа, а- давление на выходе из ЦНД равно давлению в конденсатореРк = 0,0045 МПа.

Определяем вis-диаграмме точку 5ИД, соответствующую окончанию идеального процесса расширения пара в ЦНД, как точку пересечения изоэнтропы, проходящей через точку 4, с изобаройРк=0,0045 МПа. В этой точке  кДж/кг.

20. Располагаемый теплоперепад в ЦНД:

кДж/кг.

21. Задаемся относительным внутренним КПД ЦНД = 0,78 из рекомендуемого диапазона = 0,75…0,80 и определяем действительный теплоперепад, срабатываемый в ЦНД;

кДж/кг.

22. Находим вis-диаграмме точку 5, соответствующую окончанию действительного процесса расширения в ЦНД, как точку пересечения изоэнтальпы кДж/кг с изобаройРк= =0,0045 МПа. Степень сухости в этой точкех5=0,92.

4 Определение параметров в регенеративных отборах, подогревателе и турбоприводе

23. Определяем давление в первом отборе ЦВД на подогреватель П8.

Температура за ПВД П8(tП8) равна заданной конечной температуре питательной воды =266 °С. Недогрев до температуры насыщения в подогревателе П8, имеющем пароохладитель, принимается равным =2 °С из рекомендуемого диапазона =1…3 °С.

Температура насыщения отборного пара в П8 равна

Из таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара по температуре насыщения =268 °C находим давление пара в подогревателе  МПа. Потерю давления в паропроводе отбора здесь и в дальнейшем принимаем равной 9% давления в подогревателе (из рекомендуемого для расчета диапазона 8…10%).

Тогда давление пара в отборе на П8 равно

24. Давление отбора на ПВД П7 равно давлению за ЦВД, перед промперегревом: =4,33 МПа,

Давление в подогревателе П7 с учетом потерь в паропроводе отбора равно

МПа.

Температура насыщения в П7 определяется из таблиц по давлению = 3,94 МПа и равнаtП7 Н= 249,5°С. Температура питательной воды на выходе из П7 с учетом недогреваtП7= 2 °С:

°С.

25. Подогрев питательной воды в П8:

°С.

26. Температура насыщения в деаэратореtД.Н определяется из таблиц по заданному давлению в деаэраторе = 0,7 МПа:tД.Н= 164,95 °С.

Принимаем падение давления в паропроводе отбора на деаэратор равным 0,2 МПа. С учетом того, что давление в деаэраторе поддерживается постоянным независимо от нагрузки турбины, а давление в отборах изменяется пропорционально расходу пара через турбину, принимаем запас по давлению в отборе на деаэратор равным 20%, поэтому давление в отборе на деаэратор равно

27. Определяем повышение энтальпии воды в питательном насосе

,

ЗдесьV удельный объем воды при температуреtД.Н— определяется из таблиц поtД.Н = 164,95 °С, V =0,0011 м3/кг;Рп.н— повышение давления в питательном насосе, Н/м2 (Па), равное разности давления за насосом –Рза н и давления перед насосомPперед н.

Давление за насосом должно быть на 25…30% выше давления перед турбиной, чтобы можно было преодолеть сопротивление ПВД и парогенератора. Принимаем

Рза н = МПа.

Давление перед насосом принимаем равным давлению в деаэраторе

= 0,7 МПа,

так что

МПа =31,8·106 Па.

Внутренний КПД насоса в принимаем равным =0,8 из рекомендуемого диапазона = 0,75…0,82, тогда

28. Определяем нагрев воды в насосе:

Здесь впереди — температура воды перед насосом, принимается равной температуре насыщения в деаэраторе, 164,95 °С. Этой температуре соответствует энтальпия, определенная из таблиц [17] и [21], = 697,09 кДж/кг. Энтальпии за насосом, вычисляемой по формуле

по таблицам [17] и [21] соответствуетtЗА Н=174,9°С, так что подогрев воды в насосе равен

С,

29. Суммарный нагрев в П7 и П6:

С.

30. Приняв из условия повышения экономичности, что подогрев в П7, питающейся от холодной нитки промперегрева, в 1,5 раза больше (из рекомендованного диапазона 1,5…1,8), чем подогрев в П6, т. е. , из предыдущего уравнения получаем

°С;

°С.

31. Температура за П6

°С.

32. Приняв подогрев в П6tП6=2,3°С, определяем температуру насыщения в П6:

°С.

По этой температуре из таблице [17] и [21] найдем давление в П6:

= 1,77 МПа

и давление в отборе на П6:

МПа.

33. Давление за ЦСД принято ранее (п. 13) равным 0,22 МПа, поэтому давление в отборе на ПЗ будет равно

= 0,22 МПа,

давление в подогревателе ПЗ

МПа.

34. Температура насыщения в ПЗ определяется из таблиц [17] и [21] по = 0,2 МПа и равнаtП3 Н = 120,21°С.

Принимая недогрев в ПЗ, не имеющем охладителя пара, равным, определяем температуру на выходе из ПНД ПЗ:

°С.

35. Из условия обеспечения надежной работы деаэратора и его регулятора давления принимаем подогрев основного конденсата в деаэраторе равным = 20,2°С из рекомендуемого диапазона = 19…21°С.

Тогда температура за подогревателем П4:

36. Температура насыщения в П4, имеющем охладитель пара, равна

°С.

Из таблиц [17] и [21] по= 146,75°С находим  = 0,436 МПа. Давление в отборе на П4:

=0,475 МПа.

37. Заданному давлению в конденсатореРк = 0,0045 МПа соответствует температура насыщенияtКН= 31°С.

Принимаем равномерное распределение подогрева между подогревателями ПЗ, П2 и П1, т. е.

,

а нагрев конденсата в сальниковом подогревателе равным = 5°С.

38. Температура конденсата на выходе из подогревателя ПЗ:

.

Отсюда подогрев в каждом из подогревателей равен

39. Температура основного конденсата за подогревателем П2:

Подогреватели П2 и П1, так же, как и ПЗ, не имеют охладителей пара, для них принимаем недогрев

.

Температура насыщения в П2:

.

Давление в П2 определим из таблиц [17] и [21] по  = 93,8°С:

Давление в отборе на П2:

МПа.

40. Температура основного конденсата за подогревателем П1:

°С.

Температура насыщения П1:

°С.

Из таблиц [17] и [21] по  находим: =0,0279 МПа.

Давление в отборе на П1:

41. Строим точки отборов наis-диаграмме (рис. 2) как точки пересечения действительных процессов расширения с соответствующими изобарами и определяем температуры и энтальпии в этих точках:

точка П8, как точка пересечения процесса 1—2 с изобарой =5,81 МПа; в этой точке

;

точка П7, совпадает с точкой 2 и лежит на изобаре = 4,33 МПа; в этой точке

;

точка П6, как точка пересечения процесса 3'—4 с изобаройРП6 = 1,93 МПа; в этой точке

;

точка Д, соответствующая отбору на деаэратор и лежащая на пересечении процесса 3'—4 с изобарой= 1,08 МПа; в этой точке

;

точка П4, как точка пересечения процесса 3'—4 с изобаройРП4 = 0,475 МПа; в этой точке

;

точка П3, совпадает с точкой 4 и лежит на изобаре  МПа; в этой точке

;

точка П2, как точка пересечения процесса 4—5 с изобаройРП2 = 0,0883 МПа; в этой точке

;

точка П1, как точка пересечения процесса 4—5 с изобаройРП1 = 0,0304 МПа; в этой точке

;

точка К, совпадает с точкой 5 и лежит на изобаре  МПа; в этой точке

.

42. Параметры, полученные в результате расчетов, для удобства последующего использования сводим в табл. 1. Указанные в табл. 1 температуры дренажа за подогревателями определяются из следующих предположении. Для подогревателей, имеющих охладители дренажа (в рассматриваемой схеме П8, П6 и П4), температура дренажа на выходе из подогревателя на 14°С меньше температуры насыщения в данном подогревателе (из рекомендуемого для расчёта диапазона 13…15°С). Для подогревателя П7, также имеющего охладитель дренажа, но питаемого паром из холодной нитки промежуточного перегрева, с целью меньшего вытеснения отбора на П6, питаемый паром высокой температуры после промперегрева, снижение температуры в охладителе дренажа П7 принимаем равным 40° (из рекомендованного диапазона 35…40°С), т; е.

°С.

Температура дренажа на выходе из подогревателя, не имеющего охладителя дренажа (ПЗ, П2 и П1), равна температуре насыщения в данном подогревателе, т. е.

.

Энтальпия конденсата и дренажа определяется с помощью таблиц для воды и пара [17] и [21] по температурам.

Таблица 1

Точка

процесса

В отборе

В подогревателе

Питательная вода и осн. конденсат

Дренаж

Р

t

i

tп

iп

tдр

iдр

МПа

оС

кДж/кг

МПа

оС

кДж/кг

оС

кДж/кг

оС

кДж/кг

О

26

540

3292

-

-

-

-

-

-

-

О´

25,22

537

3292

-

-

-

-

-

-

-

РС

19

493

3231,52

-

-

-

-

-

-

-

П8

5,81

330

2990

5,332

268

2810

266

1164,8

254

1105,2

П7

4,33

291

2922,49

3,94

249,5

2800,9

247,5

1073,55

209,5

895,45

3

3,897

540

3533

-

-

-

-

-

-

-

3'

3,8

540

3533

-

-

-

-

-

-

-

П6

1,93

440

3335

1,77

206,24

880,6

203,94

870,22

192,24

817,58

Д

1,08

362

3180

0,7

164,95

697,1

164,95

697,1

-

-

П4

0,475

260

2970

0,436

146,75

618,29

144,75

609,63

132,75

558,13

П3

0,22

180

2877,5

0,2

120,21

504,67

115,21

483,44

120,21

504,67

П2

0,0883

110

2690

0,081

93,8

392,93

88,8

371,92

93,8

392,93

П1

0,0304

70

2570

0,0279

67,4

282,13

62,4

261,2

67,4

282,13

К

0,0045

32

2361,91

-

-

134,11

32

-

-

-

Х=0,92

43. Для построения процесса расширения пара в приводной турбине питательного насоса вis-диаграмме определяем давление на входе в эту турбину (см. схему на рис. 1):

МПа,

и противодавление на выходе

Вis-диаграмме точка на входе в турбину определяется пересечением изотермы = 440°С с изобарой РТПО = 1,737 МПа; в этой точке (ТПО)iтпо = 3335 кДж/кг. Из этой точки проводим изоэнтропный процесс до пересечения с изобаройРТП2 = 0,22 МПа и находим в точке ТП2 ИД величину энтальпии =2800 кДж/кг. Располагаемый теплоперепад в турбоприводе  кДж/кг. Принимаем относительный внутренний КПД турбопривода =0,8 из рекомендуемого для расчета диапазона = 0,78…0,83. (При конденсационном турбоприводе =0,80…0,85). Действительный теплоперепад, срабатываемый в турбоприводе:

кДж/кг.

Энтальпия пара за трубоприводом

кДж/кг.

Точка ТП2 окончания действительного процесса расширения в турбоприводе определится пересечением изоэнтальпы = 2907 кДж/кг с изобаройРТП2 = 0,22 МПа. Действительный процесс расширения изобразится отрезком прямой, соединяющей точки ТПО и ТП2.

5 Составление тепловых балансов подогревателей и определение долей отборов

Составление тепловых балансов подогревателей начинаем с верхнего ПВД П8.

44. Подогреватель П8 является сложным и включает в себя пароохладитель ПО, собственно подогреватель СП и охладитель дренажа ОД.

Схема потоков пара, дренажа и питательной воды показана на рис. 2.

Уравнение теплового баланса в П8 и далее представляется в виде равенства тепла, отдаваемого в подогревателе греющим паром и горячими дренажами, и тепла, воспринимаемого водой:

;

ЗдесьDП8 — расход пара в отборе на П8;

D расход пара на турбину;

— коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающую среду. Принимаем =0,99 из рекомендованного диапазона =0,99…0,995. .

45. В подогреватель П7 сливается дренаж из П8 и поступает пар протечек уплотнений (см. схему на рис 3)

.

Здесь — расход пара из протечек уплотнений,

— энтальпия пара протечек,

берется как средняя величина, так как

протечки разных уплотнений имеют

разную энтальпию:

= 3250 кДж/кг.

.

46. В подогреватель П6 входит питательная вода после питательного насоса с температуройtза н=173,5°С и энтальпиейiза н=734 кДж/кг (рис. 4).

;

.

47. К деаэратору (рис. 5) подводятся потоки основного конденсата турбиныDк.д., дренажей из подогревателей высокого давления:

,

греющего пара из отбораDд, иногда, кроме того, пар из уплотнений турбины, штоков стопорных и регулирующих клапановDу.д.. Из деаэратора отводится поток питательной водыDПВ, кроме того, пар на концевые уплотнения турбины, эжекторы конденсатора и уплотнений турбиныDЭ.У.

Материальный баланс деаэратора запишется в виде:

,

или в долях расхода пара на турбину:

.

Уравнение теплового баланса деаэратора запишется в виде

,

или в долях расхода пара на турбину

.

Здесь принимаему.д= 0,006;iу.д=3300 кДж/кг;п.в= 1,0;э.у =0,011; энтальпия сухого насыщенного пара, отводимого из деаэратора на эжекторы и концевые уплотнения турбины, находится из таблиц [17] и [21] по давлению в деаэратореРд=0,685 МПа,  = 2762,7 кДж/кг.

Из двух уравнений — материального и теплового баланса находим искомые величинык.д.ид.

В уравнении материального баланса

т. е. уравнение запишется в виде

Подставляяк.д. в уравнение теплового баланса, получим:

отсюдаД=0,024

к.Д = 0,8109 – 0,024 = 0,787.

48. Для подогревателя П4 (рис. 6)

;

;

.

49. Горячими теплоносителями в подогревателе ПЗ (рис. 7) является пар после турбопривода питательного насоса с расходом  и энтальпией  = 2907 кДж/кг и дренаж П4 с расходом  и энтальпией = 558,13 кДж/кг. Холодным теплоносителем является смесь двух потоков: основного конденсата

из конденсатора с расходом  и энтальпией = 371,92 кДж/кг и дренажа из П2 с расходом  энтальпией = 392,93 кДж/кг. В уравнении теплового баланса подогрев каждого из этих потоков, представим в виде:

или в долях

Подставляя известные величины

.

50. В подогреватель П2 (рис. 8) поступает пар протечек уплотнений в количестве. Принимаем долю = 0,008 и энтальпию = 2750 кДж/кг. Тогда

.

Запишем уравнение теплового баланса в долях расхода

.

Найдем значение :

Подставляем , в уравнение теплового баланса (п. 49) ;

.

Получаем:

;

.

Подставляя полученные выражения для ив уравнение теплового баланса, получаем уравнение с одним неизвестным :

;

51. Для подогревателя П1 совместно с сальниковым подогревателем (рис. 9) принимаем долю расхода через СП =0,004, энтальпию пара на входе в СП = 2750 кДж/кг

и энтальпию дренажа на выходе из СП:

.

Записываем уравнение теплового баланса в долях расхода

Доля пара, поступающего в конденсатор, составит

.

6 Определение расходов пара, воды и тепла

Определим приведенное теплопадение для всей турбины как сумму произведений долей расхода пара на теплопадение отсеков турбины. Разбиение ЦВД турбины на отсеки показано на рис. 10.

52. Первый отсек ЦВД (до отбора на П8):

53. Второй отсек ЦВД (до отбора на П7)

Разбиение ЦСД на отсеки производим в соответствии с рис. 11.

54. Первый отсек ЦСД (до отбора на П6):

55. Второй отсек ЦСД (до отбора на деаэратор):

.

Долю расхода пара на турбопривод питательного насоса определяем из баланса мощности

;

;

56. Третий отсек ЦСД (до отбора на П4):

57. Четвертый отсек ЦСД (до отбора на ПЗ):

Разбиение ЦНД на отсеки производим в соответствии с рис. 12.

58. Первый отсек ЦНД (до отбора на П2). После турбопривода питательного насоса часть пара в количестве = 0,035 поступает в ПЗ, а остальной пар, в количестве

.

подается в ЦНД с энтальпией = 2907 кДж/кг.

Энтальпия пара на входе в ЦНД  определится как средне-взвешенная из энтальпий двух потоков пара:

;

;

59. Второй отсек ЦНД (до отбора на П1):

60. Третий отсек ЦНД:

61. Суммарное приведенное теплопадение:

62. Расход пара на турбину:

Здесь— сумма потерь мощности, механических и в генераторе, определяется выражением

.

Величину механического КПД турбогенераторной установки принимаем равной = 0,995, а величину КПД электрогенератора = 0,975 из рекомендуемого диапазона = 0,97…0,98.

63. По известным долям расхода и расходу пара через турбину определяем отдельные потоки пара и воды:

64. Мощность турбопривода питательного насоса

65. Расход тепла на турбоустановку составит

66. КПД турбоустановки брутто по выработке электроэнергии:

7 Список использованной литературы

  1. Гиршфельд В. Я., Морозов Г. Н. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1973.
  2. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. М:. Энергоатомиздат, 1990, 456 с.
  3. Паровые и газовые турбины. Под ред. А.Г.Костюка и В.В.Фролова. М:.Энергоатомиздат. 1985. 482 с.
  4. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987, 328 с.
  5. Левин Е. М., Швард А. В. Тепловые схемы и оборудование энергетических блоков. М.: Энергия, 1976.
  6. Вукалович М. П., Ривкин С. Л., Александров А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: М.: Изд-во стандартов, 1969.
  7. Шляхин П. Н., Бершадский М. Д. Краткий справочник по паротурбинным установкам. М.: Энергия, 1970.

8. Шляхин П. Н. Паровые и газовые турбины. М.: Энергия, 1974.

  1. Бордюков А. П., Гинзбург-шик Л. Д. Тепломеханическое оборудование тепловых электростанций. М.: Энергия, 1978.
  2. Котельные и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт /Под ред. В. Е. Дорощука и В. Б. Рубина. М.: Энергия, 1979.

11. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под общ. ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982. — 625 с.

13.  Качан А. Д., Муковозчик Н. В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. Минск; Вышейш. школа, 1983. — 159 с.

15. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины.- М.: Энергоатомиздат, 1986.- 272 с.

16. Трояновский Б. М., Филиппов Г. А., Булкин А. Е. Паровые и газовые турбины атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1985. — 255 с.

17. Ривкин С. Л., Александров А. А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1981. — 420 с.

  1. Щегляев А.В. Паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1993г.
  2. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки.-М.: Издательство МЭИ, 2002. –540 с.
  3. Трухний А.Д., Крупенников Б.Н., Петрунин С.В. Атлас конструкций деталей турбин. М.: Издательство МЭИ, 2000.
  4. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Издательство МЭИ, 1999.
  5. «Тепловые и атомные электрические станции». Справочник. Под ред. А.В.Клименко и В.М. Зорина. М.: МЭИ, 2003. (Теплоэнергетика и теплотехника, Кн.3).
  6. Капелович Б.Э. «Эксплуатация паротурбинных установок». М.,Энергоатомиздат, 1985, 304 с.
  7. Леонков А.М. Паровые и газовые турбины. Курсовое проектирование. Минск. Вышейшая школа, 1986 г.

Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС и назначение ее элементов на http://mirrorref.ru


Похожие рефераты, которые будут Вам интерестны.

1. Принципиальная тепловая схема кондисационного блока ТЭС. Характеристики. Назначение элементов

2. Тепловая схема ПГУ–КЭС с котлом утилизатором. Роль и назначение элементов

3. Тепловая схема энергоблока с суперкритическими параметрами и двумя промежуточными перегревами мощностью 600 МВт

4. Схема конденсационного энергоблока мощностью 210 МВт с турбиной К-210-130

5. Принципиальная схема мультивибратора

6. МТЗ. Структурная и принципиальная схема

7. Принципиальная схема операционного усилителя

8. Принципиальная технологическая схема многоступенчатой абсорбции

9. Принципиальная схема гидравлического регулятора непрямого действия

10. Рекламный процесс, его принципиальная схема, участники, составляющие, их взаимодействие