Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130

Глава 1. Краткое описание принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120−130

Глава 2. Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120−130

2.1 Расчет тепловой схемы на номинальном режиме

2.1.1 Параметры турбоустановки

2.1.2 Расчет параметров сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей

2.1.3 Расчет давления в теплофикационных отборах турбины

2.1.4 Расчет подогрева воды в питательном насосе

2.1.5 Расчет термодинамических параметров в ПВД

2.1.6 Расчет термодинамических параметров в ПНД

2.1.7 Расчет расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

2.1.8 Проверка расчета по материальному балансу

2.1.9 Расчет мощности турбины и турбогенератора

2.1.10 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

2.1.11 Энергетические показатели ТЭЦ

2.2 Расчет тепловой схемы на конденсационном режиме

2.2.1 Параметры турбоустановки

2.2.2 Расчет термодинамических параметров в подогревателях

2.2.3 Расчет расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

2.2.4 Проверка расчета по материальному балансу

2.2.5 Расчет мощности турбины и турбогенератора

2.2.6 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

2.2.7 Энергетические показатели ТЭЦ

Глава 3. Выбор основного и вспомогательного оборудования

3.1 Описание турбины Т-100/120−130

3.2 Выбор энергетического котла

3.2.1 Описание котла ТГМЕ-464

3.3 Выбор регенеративных подогревателей высокого и низкого давления, сетевых подогревателей

3.3.1 Регенеративные подогреватели

3.3.1.1 Подогреватели высокого давления

3.3.1.2 Подогреватели низкого давления

3.3.2 Подогреватели сетевой воды

3.4 Выбор деаэратора

3.5 Выбор конденсатор

3.6 Выбор насосов

3.6.1 Питательный насос

3.6.2 Конденсатные насосы

3.6.3 Сетевые насосы

3.6.4 Конденсатные насосы сетевых подогревателей

3.6.5 Циркуляционные насосы

3.7 Выбор тягодутьевых машин

3.7.1 Выбор дымососа

3.7.2 Выбор дутьевого вентилятора

3.8 Расчет и выбор дымовой трубы

3.8.1 Расчет объемов продуктов сгорания

3.8.2 Расчет выбросов окислов серы

3.8.3 Расчет выбросов окислов азота

3.8.4 Определение газообразных вредностей, создаваемых дымовой трубой

Глава 4. Расчет сетевого подогревателя ПСГ-1300−3-8-I

4.1 Описание сетевого подогревателя ПСГ-1300−3-8-I

4.2 Исходные данные

4.3 Расчет подогревателя

4.3.1 Температурный напор

4.3.2 Теплоотдача от пара к стенке

4.3.3 Теплопроводность через стенку

4.3.4 Теплоотдача от стенки к воде

4.3.5 Определение конструктивных размеров

4.3.6 Поверочный расчет подогревателя

Глава 5. Автоматизация конденсатора паровой турбины

Глава 6. Расчет себестоимости единицы тепловой и электрической энергии

6.1 Исходные данные

6.2 Определение величины капитальных вложений в строительство ТЭЦ

6.3 Определение эксплуатационных расходов и издержек ТЭЦ

6.4 Составление калькуляции электрической и тепловой энергии

Глава 7. Требования, обеспечивающие безопасность труда при эксплуатации турбогенераторов

7.1 Организация охраны труда при эксплуатации турбогенераторов

7.1.1 Требования охраны труда перед началом работы

7.1.2 Требования охраны труда во время работы

7.1.2.1 Подготовка турбоагрегата к пуску

7.1.2.2 Эксплуатация генераторов

7.1.3 Требования охраны труда в аварийных ситуациях

7.2 Характеристики опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации турбогенераторов

7.3 Техника безопасности при обслуживании турбогенератора Т-100/120−130

Глава 8. Снижение выбросов оксидов азота в атмосферу

8.1 Нормативы выбросов оксидов азота

8.2 Первичные мероприятия, направленные на уменьшение

выбросов оксидов азота

Потребление энергии в мире и нашей стране возрастает с каждым годом, необходимость электрической энергии для современного индустриального производства и быта человека общеизвестна. Основным потребителем электроэнергии является электровооруженность труда, означающая количество электроэнергии, приходящая на одного рабочего в год. При этом надо учитывать также динамику расходов электроэнергии на единицу продукции и стоимость электроэнергии. Поэтому электрификация страны является основой развития народного хозяйства.

За годы развития теплофикация в нашей стране приобрела масштабность и большое социальное значение, поскольку надежно обеспечивает теплом практически все средние и крупные города, занимает существенную долю в общей структуре электрогенерирующих мощностей единой электроэнергетической системы и, заменяя ее многочисленные мелкие котельные, способствует улучшению экологической обстановки. В новых условиях, характеризующихся переходом к рыночным отношениям в энергетике, является комбинированный способ производства электрической и тепловой энергии, который сохраняет свои преимущества перед раздельным, обеспечивая существенную экономию дорогостоящего топлива. Однако эти условия имеют свою специфику, которую следует учитывать при определении дальнейших путей развития теплофикации. Это, прежде всего, значительное сокращение централизованных капиталовложений, что, как правило, будет приводить к возможности сооружения ТЭЦ средней и небольшой мощности, на основе финансовых средств, выделяемых из местных бюджетов. Наряду с этим фактором также необходимо принимать во внимание:

· тенденции изменения электрои теплопотребления в стране и отдельных регионах;

· особенности формирования структуры электрического и топливно-энергетических балансов;

· возможности выделения качественных видов топлива для теплоснабжения и их стоимостной оценки;

· новые подходы к оценке экономической эффективности теплофикации, включая совершенствование метода разнесения эксплуатационных расходов на ТЭЦ между производством электрической и тепловой энергии;

· формирование тарифов на тепловую энергию;

· распространение новых форм управления в электроэнергетике и теплоснабжении, как и в других отраслях топливно-энергетического комплекса, на базе создания акционерных обществ, позволяющих более эффективно использовать финансовые и материальные ресурсы предприятий и повышать производительность труда.

Как показывает анализ, в народном хозяйстве усиливаются две тенденции — рост энергопотребления на душу населения в коммунально-бытовом секторе, сельском хозяйстве и на пассажирском транспорте и существенное снижение его в отраслях промышленности. Так, в 1992 году при общем уменьшении потребления энергии на 7,5% по сравнению с 1990 годом в промышленности и строительстве оно сократилось на 10,7%, а в коммунально-бытовом секторе городов выросло на 0,5%. Дальнейшее снижение уровней электропотребления в указанных отраслях в течение 1994;1995 гг., составило не менее 12%, и только после 2000 г. произошло его увеличение в промышленном производстве. В то же время дальнейшее развитие жилого сектора приводит к росту теплопотребления. В результате, несмотря на продолжающийся спад производства, потребуется дополнительный ввод источников производства тепловой энергии и рост объемов добычи топлива для обеспечения населения теплом и газом (с учетом реализации политики энергосбережения).

В сложившихся условиях вряд ли следует ожидать строительство новых тепловых электрических станции, так как они относятся к объектам энергетики с большим капиталовложением и с длительными сроками строительства. Наиболее целесообразными путями развития энергетики является расширение или модернизация уже существующих станций.

В данном дипломном проекте рассматривается вариант расширения Кумертауской ТЭЦ турбоустановкой Т-100−130.

Одним из источников снабжения электрической энергией и единственным источником тепловой энергии города Кумертау, является ТЭЦ, которая расположена на северо-западной окраине города.

Основными промышленными потребителями ТЭЦ являются: ОАО «Кумертауское авиапромышленное предприятие «, ООО «Искра».

Установленная электрическая мощность станции составляет 100 МВт, тепловая мощность 987 Гкал/ч. Основной вид топлива — природный газ Уренгойского месторождения, теплотворная способность которого составляет 35 615 кДж/м3.

Резервным топливом является мазут марки М-100, поступающей с Уфимского, Самарского НПЗ, теплотворная способность — 37 542 кДж/кг, зольность Ар=0,05−0,12%, содержание серы Sр=2−2,5%.

В котельном отделении ТЭЦ установлено шесть энергетических котлов ТП — 14А с поперечными связями по пару, которые производят пар для двух паровых турбин ПТ-60−90.

Необходимость модернизации Кумертауской ТЭЦ вызвана ростом потребления тепловой и электрической энергии, а также необходимостью отопления жилых массивов, расположенных в восточной части города.

ГЛАВА 1. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ Т/У Т-100/120−130

Турбина типа Т-100/120−130 двухцилиндровая с регулируемым теплофикационным отбором пара, номинальной мощностью 100 МВт при 3000 об/мин. Предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока мощностью 120 МВт типа ТВФ-120−2.

Турбина рассчитана для работы при параметрах свежего пара перед стопорным клапаном р_о=12,75 МПа, t_о=555^оС, количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор, 16 000 м³/ч при расчетной температуре на входе в конденсатор 20^оС.

Максимальный расход свежего пара 320 т/ч. Два регулируемых теплофикационных отбора с пределами регулирования: верхний 0,06−0,25 МПа и нижний 0,05−0,2 МПа. При этом регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается: в верхнем отборе — при включенных обоих теплофикационных отборах и в нижнем — при включенном одном нижнем отборе.

Пар из парового котла с параметрами р_о=12,75 МПа, t_о=555^оС поступает через стопорный клапан турбины в ЦВД, который имеет 3 отбора. Из регенеративных отборов 1, 2 пар направляется в ПВД7 и ПВД6. Из отбора 3 часть пара направляется на производство внешнему тепловому потребителю, а часть пара поступает в деаэратор и в ПВД5. Затем пар, отработавший в ЦВД турбины поступает в комбинированный цилиндр среднего и низкого давления, который имеет 3 отбора в зоне ЦСД и 1 отбор в зоне ЦНД. Из отборов 4, 5, 6 ЦСД пар поступает в группу подогревателей низкого давления (ПНД4, ПНД3, ПНД2), а также из отбора 5 и 6 часть пара поступает в сетевые подогреватели ПСГ2 и ПСГ1, в которых он нагревает сетевую воду, движущуюся через ПСГ1 и ПСГ2, за счет напора создаваемого сетевым насосом первого подъема. Далее сетевая вода движется через сетевой насос второго подъема в пиковый водогрейный котел.

Пар из отбора 7 ЦНД турбины поступает в ПНД1. Затем пар, совершивший работу в турбине, через выхлопные патрубки поступает в двухпоточный конденсатор, где он охлаждается и конденсируется, отдавая свою теплоту циркуляционной охлаждающей воде. Конденсатным насосом конденсат из конденсатора подается в охладитель пара из эжектора и охладитель пара концевых уплотнений турбины. Далее основной конденсат поступает в ПНД1 где он подогревается паром из 7 отбора ЦНД турбины, а конденсат греющего пара поступает в конденсатор. Затем основной конденсат проходит через сальниковый подогреватель, где подогревается за счет теплоты пара из концевых уплотнений, а греющий пар после охлаждения и конденсаций поступает в конденсатор. Пройдя сальниковый подогреватель конденсат нагревается в группе подогревателей низкого давления ПНД2, ПНД3 и ПНД4. В этих регенеративных подогревателях применяется каскадный слив дренажа греющего пара, а между ПНД2 и ПНД3 также используют принудительный слив дренажа греющего пара.

В линию основного конденсата между ПНД2 и ПНД3, а также между ПНД3 и ПНД4 вводится конденсат греющего пара из сетевых подогревателей ПСГ1 и ПСГ2.

Основной конденсат, пройдя группу подогревателей низкого давления, поступает в деаэратор, также в деаэратор поступает возвратный конденсат производственного отбора пара, конденсат греющего пара из ПВД5, а также пар отсосов от штоков клапанов. В деаэраторе осуществляется термическая деаэрация основного конденсата, который после деаэратора называется питательной водой. Питательным насосом, имеющим электропривод, питательная вода подается в группу подогревателей высокого давления. В ПВД применяется каскадный слив дренажа греющего пара. После ПВД питательная вода поступает в паровой котел.

ГЛАВА 2. РАСЧЁТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ Т/У ПТ-100/120−130

2.1 Расчет тепловой схемы на номинальном режиме

2.1.1 Параметры турбоустановки

МПа — давление свежего пара

кДж/кг — энтальпия свежего пара

^оС — температура свежего пара

кг/с — расход свежего пара

кг/с — расход питательной воды

^оС — температура питательной воды

МВт — теплофикационная нагрузка

— коэффициент теплофикации

кг/с — величина непрерывной продувки

кг/с — величина утечек

кг/с — расход пара из уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦНД.

Расход пара из уплотнений:

кг/с — на эжектор уплотнений

кг/с — в сальниковый подогреватель

Расход пара из деаэратора:

кг/с — на основной эжектор

кг/с — на эжектор уплотнений

кг/с — на концевые уплотнения

150^оC/70^оС — температура прямой и обратной сетевой воды.

2.1.2 Расчет параметров сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей

По заданному значению коэффициента теплофикации и расчетной температуре наружного воздуха, определяем значение температуры сетевой воды на выходе из верхнего сетевого подогревателя. Расчетная формула выводится из примерного соотношения:

— тепловая нагрузка, обеспеченная паром теплофикационных отборов турбины, МВт;

— тепловая нагрузка, обеспечиваемая пиковыми водогрейными котлами, МВт;

— температура воды, поступающей из теплосети к сетевым подогревателям турбоустановки (температура обратной сетевой воды);

— температура сетевой воды, поступающей от ТЭЦ в теплосеть (температура прямой сетевой воды).

^оС

Давление на выходе из сетевого насоса равно МПа (т.к. предельно допустимое избыточное давление в трубках подогревателя равно 0,88 МПа).

Потери давления сетевой воды в ПСГ составляют МПа.

Давление сетевой воды на выходе из ПСГ1:

МПа

Давление сетевой воды на выходе из ПСГ2:

МПа

При ^оС и давлении на выходе из ПСГ2 МПа (учитываются гидравлические потери по тракту сетевой воды) находим энтальпию воды на выходе из ПСГ2: кДж/кг.

Энтальпию сетевой воды на входе в ПСГ1 определяем при и давлении МПа: кДж/кг.

Расход воды теплосети через сетевые подогреватели равен:

кг/с

2.1.3 Расчет давления в теплофикационных отборах турбины

Задаемся величиной недогрева: .

Температура насыщения в ПСГ2 равна:

Находим давление в ПСГ2 и энтальпию его дренажа:

МПа и кДж/кг.

Потери давления пара в трубопроводе от камеры отбора до сетевого подогревателя оцениваются величиной 9% от давления в камере (сетевые подогреватели удалены от турбины). С учетом потерь:

МПа Распределение подогрева сетевой воды между сетевыми подогревателями принимается равномерным:

при МПа Находим энтальпию сетевой воды после ПСГ1: кДж/кг.

Величина недогрева: .

Температура насыщения в ПСГ1 равна:

Находим давление в ПСГ1 и энтальпию его дренажа:

МПа и кДж/кг.

Давление в камере нижнего теплофикационного отбора с учетом потерь (9%):

МПа

2.1.4 Расчет подогрева воды в питательном насосе

Давление питательной воды на выходе из питательного насоса оцениваем величиной на 30−40% больше давления свежего пара:

МПа

Прирост энтальпии в питательном насосе определяем по формуле:

МПа — давление на входе в питательный насос;

м³/кг — усредненный объем воды в насосе;

— КПД проточной части насоса.

кДж/кг

При МПа находим температуру и энтальпию:, кДж/кг.

Энтальпия воды после питательного насоса определяется как:

кДж/кг

Энтальпия кДж/кг и давление МПа (давление за питательным насосом с учетом гидравлических потерь в парогенераторе) позволяют определить температуру воды за питательным насосом: .

2.1.5 Расчет термодинамических параметров в ПВД

Потери давления питательной воды в ПВД составляют: МПа.

Давление питательной воды на выходе из ПВД составляет:

МПа

МПа

МПа

Температура питательной воды после ПВД7 t_пв=249 ⁰С, а за питательным насосом t^в_пн=161,3^оС. Определим подогрев питательной воды в ПВД:

Подогрев питательной воды в системе ПВД распределим равномерно:

Температура воды на выходе из ПВД составляет:

По температуре и давлению питательной воды находим энтальпию после ПВД по таблице Ривкина:

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

Недогрев в ПВД равен .

Температура насыщения в ПВД равна:

В состоянии насыщения по температурам определяем давление и энтальпию:

МПа кДж/кг МПа кДж/кг МПа кДж/кг Для определения давлений в камерах отборов принимаем потери на гидравлическое сопротивление в трубопроводах от камер отборов до ПВД 6%:

МПа МПа МПа Величины недоохлаждения дренажа, сливаемого из ПВД, оцениваем значениями:

; ;

Температура и энтальпия дренажа, сливаемого из ПВД, соответственно равны:

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг Для определения температуры и энтальпии пара в камерах отборов необходимо построить процесс расширения пара в ЦВД на h, s — диаграмме с начальными параметрами пара:

МПа; ^оС; кДж/кг.

Потеря давления свежего пара в стопорном и регулирующем клапанах и тракте паров пуска при полностью открытых клапанах составляет примерно 3%. Поэтому, давление пара перед первой ступенью турбины равно:

МПа

2.1.6 Расчет термодинамических параметров в ПНД Потери давления питательной воды в ПНД составляет: МПа.

Давление на выходе из конденсатного насоса равно МПа, т.к. предельно допустимое избыточное давление в трубках ПНД МПа.

Давление питательной воды на выходе из ПЭО составляет:

МПа Давление питательной воды на выходе из ПЭУ составляет:

МПа Давление питательной воды на выходе из ПНД составляет:

МПа МПа МПа МПа Определяем давления в камерах отборов для ПНД. Известны давления в камерах отборов на ПНД2 и ПНД3:

МПа; МПа С учетом гидравлических потерь (6%) получаем давление в ПНД2:

МПа Температура насыщения и энтальпия:

; кДж/кг Принимаем недогрев: .

Температура воды на выходе из ПНД2:

кДж/кг Давление в ПНД3 с учетом гидравлических потерь 6%:

МПа Температура насыщения и энтальпия:; кДж/кг Принимаем недогрев: .

Температура воды на выходе из ПНД3:

кДж/кг Распределяем подогрев основного конденсата по тракту от ПНД3 (не включая его в этот подогрев) до деаэратора включительно: две трети подогрева отнесем на ПНД4 и одну треть на деаэратор.

С;

Находим температуру воды на выходе из ПНД4:

кДж/кг Принимаем недогрев в подогревателе: .

Температура насыщения вПНД4 равна:

В состоянии насыщения определяем давление и энтальпию: МПа кДж/кг С учетом гидравлических потерь в паропроводе находим давление в камере регенеративного отбора на ПНД4:

МПа Учитывая подогрев основного конденсата в конденсатном насосе, а также в ПЭУ и ПЭО, задаемся величиной подогрева конденсата в ПНД1. Пусть температура основного конденсата на выходе из ПНД1 составляет:

Тогда энтальпия воды на выходе из ПНД1:

кДж/кг Принимаем недогрев: .

Температура насыщения в ПНД1 равна:

В состоянии насыщения определяем давление и энтальпию: МПа кДж/кг Давление в камере отбора на ПНД1 с учетом гидравлических потерь:

МПа Строим процесс расширения пара в ЦНД, при — внутреннем относительном КПД ступеней ЦНД (от начальных ступеней до конечных ЦСД) и (от начального ЦНД до ступеней камеры отбора ПНД-1), аналогично процессу расширения пара в ЦВД.

Все значения заносим в свободную таблицу термодинамических параметров пара и конденсата.

2.1.7 Расчет расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

ПВД7

Неизвестные величины ;

Таблица 2.1

Термодинамические параметры пара и конденсата (номинальный режим)

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПВД6

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПВД5

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Деаэратор

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПНД4

Неизвестные величины —, кДж/кг — получаем в результате итерационного расчета по уравнению смешения и является величиной предварительной.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПСГ2

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

СМ2

Неизвестные величины —, кДж/кг — получаем в результате итерационного расчета и должно быть проверено Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Из уравнения теплового баланса находим — расчетная величина:

Так как предварительно принятая величина кДж/кг совпала с полученной расчетной величиной, то относительного отклонения нет, и следующей итерации не требуется.

ПНД-3

Неизвестные величины —, кДж/кг — получаем в результате итерационного расчета по уравнению смешения СМ1.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПСГ1

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПНД2

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Неизвестные величины находим в СМ1.

СМ1

Неизвестные величины —, кДж/кг — получаем ранее в результате предварительного итерационного расчета и должно быть проверено.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Из уравнений теплового и материального баланса ПНД2 и материального баланса СМ1 находятся численные значения :

Из уравнения теплового баланса находим — расчетная величина:

Так как предварительно принята величина кДж/кг совпала с полученной расчетной величиной, то относительного отклонения нет, и следующей итерации не требуется.

ПНД1

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

2.1.8 Проверка расчета по материальному балансу Проверка правильности учета в расчетах всех потоков тепловой схемы осуществляется сравнением материальных балансов по пару и конденсату в конденсаторе турбоустановки.

Расход отработавшего пара в конденсатор:

— расход пара из камеры отбора турбины с номером j (j от 1 до 7).

Расход конденсата отработавшего пара турбины по балансу воды в конденсаторе:

— без учета потока из конденсатора.

Так как рассчитанные значения и одинаковы, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.

2.1.9 Расчет мощности турбины и турбогенератора

Внутренняя мощность турбины (на роторе) рассчитывается по формуле:

— расход пара через отсек турбины с номером j;

— теплоперепад, срабатываемый в отсеке с номером j.

Расчет потоков и мощность отсеков турбины оформлены в виде таблицы.

Таблица 2.2

Энергетический баланс турбоагрегата

Сумма мощностей отсеков кВт.

С учетом потерь, электрическая мощность на клеймах генератора равна:

кВт Мощность, потребляемая на собственные нужды турбоустановки (на привод насосов конденсатно-питательного тракта):

КПД электропривода всех насосов .

1) мощность электропривода конденсатного насоса:

кВт

2) мощность электропривода сливного насоса ДН1:

кВт

3) мощность электропривода сливного насоса ДН2:

кВт

4) мощность электропривода сливного насоса ДН3:

кВт

5) мощность электропривода питательного насоса:

кВт Мощность, потребляемая на собственные нужды турбоустановки:

кВт Отпускаемая электрическая мощность:

кВт

2.1.10 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку:

кВт Расход теплоты с паром производственного отбора:

кВт Расход теплоты внешним потребителям:

кВт.

Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии:

кВт КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии:

или кДж/кВтч

2.1.11 Энергетические показатели ТЭЦ

Тепловая нагрузка парогенератора:

кВт КПД трубопроводов:

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии:

КПД ТЭЦ по производству и отпуску тепловой энергии:

Удельный расход условного топлива по производству электроэнергии:

г/кВтч Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:

кг/ГДж Вывод:

В данном разделе произведен расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120−130 в номинальном режиме.

При расчете определены показатели:

1) Тепловой экономичности турбоустановки: полный расход теплоты на турбоустановку, КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии; удельный расход теплоты на производство электроэнергии .

2) Энергетические показатели: тепловая нагрузка парогенератора, удельный расход условного топлива по производству электрической и тепловой энергии, .

2.2 Расчет тепловой схемы на конденсационном режиме

2.2.1 Параметры турбоустановки МПа — давление свежего пара кДж/кг — энтальпия свежего пара

^оС — температура свежего пара кг/с — расход свежего пара

кг/с — расход питательной воды

^оС — температура питательной воды

кг/с — величина непрерывной продувки

кг/с — величина утечек кг/с — расход пара из уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦНД.

Расход пара из уплотнений:

кг/с — на эжектор уплотнений

кг/с — в сальниковый подогреватель Расход пара из деаэратора:

кг/с — на основной эжектор

кг/с — на эжектор уплотнений кг/с — на концевые уплотнения

2.2.2 Расчет термодинамических параметров в подогревателях Давления на выходе из отсеков:

МПа МПа МПа МПа МПа МПа МПа Расчет давлений в камерах отборов на регенеративные подогреватели находим по формуле Флюгеля:

для ПВД кг/с;

для ПНД кг/с Давления в камерах отборов на ПВД:

МПа МПа МПа Давления в камерах отборов на ПНД:

МПа МПа МПа МПа Зная давления в отборах, определяем давления насыщения в подогревателях, приняв потери давления 6%:

МПа МПа МПа МПа МПа МПа МПа По давлению насыщения находим температуру и энтальпию насыщения в подогревателях:

ПВД7: кДж/кг ПВД6: кДж/кг ПВД5: кДж/кг ПНД4: кДж/кг ПНД3: кДж/кг ПНД2: кДж/кг ПНД1: кДж/кг Определим температуру на выходе из подогревателей, приняв недогрев:

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа По температуре и давлению воды на выходе из подогревателей определяем энтальпию:

кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг Величина недоохлаждения дренажа, сливаемого из ПВД, оценивается значениями:

.

Соответственно, температура дренажа, сливаемого из ПВД, и его энтальпия, равны:

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

2.2.3 Расчет расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

ПВД7

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПВД6

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПВД5

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Деаэратор

Неизвестные величины —; Уравнение материального баланса:

Таблица 2.3

Термодинамические параметры пара и конденсата (конденсационный режим)

Уравнение теплового баланса:

ПНД4

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПНД-3

Неизвестные величины —, кДж/кг — получаем в результате предварительного итерационного расчета по уравнению смешения СМ1.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПНД2

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Неизвестные величины находим в СМ1.

Неизвестные величины —, кДж/кг — получаем ранее в результате предварительного итерационного расчета и должно быть проверено.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Из уравнений теплового и материального баланса ПНД2 и материального баланса СМ1 находятся численные значения :

Из уравнения теплового баланса находим — расчетная величина:

Так как предварительно принята величина кДж/кг совпала с полученной расчетной величиной, то относительного отклонения нет, и следующей итерации не требуется.

ПНД1

Неизвестные величины ;

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

2.2.4 Проверка расчета по материальному балансу Проверка правильности учета в расчетах всех потоков тепловой схемы осуществляется сравнением материальных балансов по пару и конденсату в конденсаторе турбоустановки.

Расход отработавшего пара в конденсатор:

— расход пара из камеры отбора турбины с номером j (j от 1 до 7).

Расход конденсата отработавшего пара турбины по балансу воды в конденсаторе:

— без учета потока из конденсатора.

Так как рассчитанные значения и одинаковы, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.

2.2.5 Расчет мощности турбины и турбогенератора

Внутренняя мощность турбины (на роторе) рассчитывается по формуле:

— расход пара через отсек турбины с номером j;

— теплоперепад, срабатываемый в отсеке с номером j.

Расчет потоков и мощность отсеков турбины оформлены в виде таблицы.

Таблица 2.4

Энергетический баланс турбоагрегата

Сумма мощностей отсеков кВт.

С учетом потерь, электрическая мощность на клеймах генератора равна:

кВт Мощность, потребляемая на собственные нужды турбоустановки (на привод насосов конденсатно-питательного тракта):

КПД электропривода всех насосов .

1) мощность электропривода конденсатного насоса:

кВт

2) мощность электропривода сливного насоса ДН1:

кВт

3) мощность электропривода питательного насоса:

кВт Мощность, потребляемая на собственные нужды турбоустановки:

кВт Отпускаемая электрическая мощность:

кВт

2.2.6 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку:

кВт КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии:

или кДж/кВт· ч.

2.2.7 Энергетические показатели ТЭЦ

Тепловая нагрузка парогенератора:

кВт КПД трубопроводов:

.

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии:

Удельный расход условного топлива по производству электроэнергии:

г/кВтч Вывод:

В данном разделе произведен расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120−130/. При расчете определены показатели:

1) Тепловой экономичности турбоустановки: полный расход теплоты на турбоустановку, КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии; удельный расход теплоты на производство электроэнергии .

2) Энергетические показатели: тепловая нагрузка парогенератора, удельный расход условного топлива по производству электрической и тепловой энергии, .

ГЛАВА 3. ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Описание турбины Т-100/120−130

Использование турбины с двумя регулируемыми отборами пара объясняется тем, что ТЭЦ должна давать пар двух различных давлений для промышленных целей. Турбины типа ТП получили широкое распространение и позволяют покрыть потребности окружающих районов в паре и горячей воде.

При производственном отборе D_п=185т/ч, сумме отопительных отборов D_т=132т/ч расходе пара на турбину 470т/ч, при номинальных параметрах свежего пара и номинальных давлениях в отборах, при расчетной температуре охлаждающей воды t^р_в1 =20^оС и расходе ее 8000 т/ч турбина развивает номинальную мощность 80МВт.

При D_по=300 т/ч и Р_п=1,3МПа, при отсутствии отопительных отборов N_э=70МВт. При номинальной мощности N_э=100 МВт без отопительных отборов D_п=245т/ч. При D_т=200т/ч и отключенном производственном отборе N_э=76МВт. Максимальная мощность 120 МВт достигается при максимальном расходе пара D_max=470т/ч и пониженных отборах пара.

Подогрев сетевой воды — двухступенчатый. Может быть использован теплофикационный пучок конденсатора для подогрева первой ступени обратной сетевой воды или химически очищенной воды, утилизирующий теплоту вентиляционного пропуска пара при работе турбины в режиме с противодавлением. Развитая регенеративная система подогрева питательной воды обеспечивает на выходе ее температуру 249⁰С.

Регулирование давления пара теплофикационных отборов осуществляется поворотной диафрагмой, установленной в камере нижнего теплофикационного отбора, производственного — регулирующим клапаном.

Основные характеристики турбины представлены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Основные параметры и характеристики турбины ПТ-100/120−130

— максимальный расход пара — 485 т/час (подвод свежего пара к турбине осуществляется однониточным трубопроводом Д 377×50);

— номинальный суммарный теплофикационный отбор — 285 ГДж/час (68 Гкал/час) при давлении в верхнем отборе 0,088 МПа (0,9 кгс/см²) и нижнем отборе 0,034 МПа (0,35 кгс/см²).

Турбина Т-100/120−130 ПОТ «Ленинградский металлический завод» конденсационная с регулируемым отбором пара двухступенчатым теплофикационным, номинальной мощностью 100 МВт при 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110.

Турбина ПТ-100/120−130 является турбиной нового поколения, имеет современные показатели надежности: коэффициент готовности — не менее 0,995; среднюю наработку на отказ единичного изделия — не менее 6000 часов; ресурс деталей и сборочных единиц из жаропрочных материалов — не менее 170 000 часов; срок службы между ремонтами со вскрытием цилиндров — не менее 6 лет; полный срок службы турбины — не менее 30 лет.

ТЭЦ имеет тепловую схему с поперечными связями. Турбина типа Т-100/120−130 подключается к существующим паровым и тепловым магистралям ТЭЦ. Главные паропроводы запроектированы по схеме котел-турбина с переключением на общественную паровую магистраль.

Питательные трубопроводы запроектированы по схеме ПЭН-ПВДобщестанционная магистраль «горячая"-котел, с возможностью переключения ПЭН на общестанционную магистраль «холодную».

Для откачки конденсата из конденсатора и подачи его в деаэратор через систему регенерации турбины предусмотрено три конденсатных насоса КСВ-125−140. Охлаждающая вода для конденсатора турбоустановки и на встроенные пучки конденсатора подается от общестанционных магистралей двумя циркуляционными насосами. Для подачи охлаждающей воды к газоохладителям генератора установлены два насоса.

Подогрев сетевой воды турбоустановки осуществляется в двух горизонтальных подогревателях ПСГ-1300−3-8−1, подключенных параллельно, паром из нижнего отопительного отбора. Предусмотрен резервный подвод греющего пара ПСГ турбины от коллектора пара 1,2 ата, расположенного по ряду «А». С турбоустановкой устанавливаются также пиковые подогреватели сетевой воды, как второй ступени подогрева. Пар на пиковые подогреватели забирается от производственного отбора турбины.

Турбина Т-100/120−130, а также все предусмотренные проектом оборудование пригодно к ремонту и размещается в зоне действия существующего мостового крана грузоподъемностью 100/20 т.

Организационная структура ТЭЦ — цеховая.

3.2 Выбор энергетического котла Паропроизводительность и число энергетических котлов для турбоустановки Т-100/120−130, которой расширяется Кумертауская ТЭЦ, выбираются по максимальному расходу пара с учетом расхода пара на собственные нужды в размере 3%, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине:

т/ч где т/ч — максимальный расход пара на турбину.

Выбираем энергетический котел ТГМЕ-464.

3.2.1 Описание котла ТГМЕ-464

Котел ТГМЕ -464 предназначен для работы на природном газе и высокосернистом мазуте. Котел однобарабанный однокорпусный с естественной циркуляцией, имеет П-образную компоновку, работает под наддувом с низкими избытками воздуха.

Газомазутные горелки (16 штук), размещены в два яруса на задней стенке топочной камеры.

Барабан, внутренним диаметром 1600 мм, размещен перед основными колоннами карбаса пост на 4 м ниже потолочного перекрытия.

Вода из барабана направляется в экраны по опускным вертикальным стоечкам (диаметрам 465×40 мм). Нижние концы стояков присоединены перепускными трубами к экранным трубным панелям.

В верхней части топки по ее периметру размещены в два ряда горизонтальные двухходовые радиационные трубные панели первичного пароперегревателя. В опускном вертикальном газоходе размещен только экономайзер, висящий на своих отводящих трубах, концы которых также проходят между трубами потолочных панелей и присоединены к расположенным внутри шатра горизонтальным килекторам.

Фронтовая стена опускного газохода представляет собой цельносварную панель с проставками большей ширины между вертикальными трубами.

Котел ТГМЕ может быть изготовлен либо с собственным каркасом, либо без каркаса, т. е. подвешенным тягами к перекрытию здания котельной. Размеры котла в плане в осях колонн 25×24,9 м, отметка верха 34,5 м.

Для очистки поверхностей нагрева предусмотрена дробеочистка.

Таблица 3.2

Технические характеристики котла ТГМЕ-464

3.3 Выбор регенеративных подогревателей высокого и низкого давления, сетевых подогревателей

3.3.1 Регенеративные подогреватели Предназначены для ступенчатого подогрева конденсата и питательной воды за счет тепла пара, отбираемого из турбины. По давлению воды в трубном пучке и пара в межтрубном пространстве различают поверхностные подогреватели: высокого давления ПВД с коллекторной системой и низкого давления ПНД с трубной доской.

Выбор регенеративных подогревателей производится на основе приведенного теплового расчета.

3.3.1.1 Подогреватели высокого давления ПВД 7

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

— по питательной воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПВ-475−230−50-I — 1 шт. (ПО ТКЗ).

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 477 м², зона ОП — 83 м², зона ОК — 41,5 м²

— тепловой поток — 14,5 МВт

— максимальная температура пара — 416^оС

— гидравлическое сопротивление — 0,42 МПа

— номинальный массовый расход воды — 166,7 кг/с (601 т/ч) ПВД 6

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

— по питательной воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПВ-425−230−35-I — 1 шт. (ПО ТКЗ).

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 425 м², зона ОП — 42 м², зона ОК — 63 м²

— тепловой поток — 9,8 МВт

— максимальная температура пара — 500^оС

— гидравлическое сопротивление — 0,25 МПа

— номинальный массовый расход воды — 152,8 кг/с (551 т/ч) ПВД 5

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

— по питательной воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПВ-425−230−23-I — 1 шт. (ПО ТКЗ).

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 425 м², зона ОП — 42 м², зона ОК — 63 м²

— тепловой поток — 13 МВт

— максимальная температура пара — 530^оС

— гидравлическое сопротивление — 0,25 МПа

— номинальный массовый расход воды — 152,8 кг/с (551 т/ч)

3.3.1.2 Подогреватели низкого давления ПНД 4

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

— по основному конденсату: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПН-200−16−7-I — 1 шт. (СЗЭМ).

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 200 м²

— тепловой поток — 10,2 МВт

— максимальная температура пара — 240^оС

— гидравлическое сопротивление — 0,07 МПа

— номинальный массовый расход воды — 97,2 кг/с (350 т/ч) ПНД 3

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

— по основному конденсату: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПН-200−16−7-I — 1 шт. (СЗЭМ).

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 200 м²

— тепловой поток — 10,2 МВт

— максимальная температура пара — 240^оС

— гидравлическое сопротивление — 0,07 МПа

— номинальный массовый расход воды — 97,2 кг/с (350 т/ч) ПНД 2

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

— по основному конденсату: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПН-130−16−10-II — 1 шт. (СЗЭМ).

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 130 м²

— тепловой поток — 7,3 МВт

— максимальная температура пара — 400^оС

— гидравлическое сопротивление — 0,09 МПа

— номинальный массовый расход воды — 63,9 кг/с (230 т/ч) ПНД 1

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПН-130−16−10-II — 1 шт. (СЗЭМ). Встроен в конденсатор.

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 130 м²

— тепловой поток — 7,3 МВт

— максимальная температура пара — 400^оС

— гидравлическое сопротивление — 0,09 МПа

— номинальный массовый расход воды — 63,9 кг/с (230 т/ч)

3.3.2 Подогреватели сетевой воды Предназначены для подогрева паром из отборов турбин сетевой воды, используемой для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения тепловых потребителей.

Выбор производится на основе приведенного теплового расчета и способа размещения, для турбины Т-100−130 горизонтальные подогреватели хорошо размещаются под камерой теплофикационного отбора между фундаментами турбин.

ПСГ 2

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с

— по сетевой воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПСГ-1300−3-8-I — 1 шт. (ПО ТМЗ).

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 1300 м²

— давление пара — 0,03 МПа

— номинальный расход пара — 29,2 кг/с

— давление воды — 0,88 МПа

— номинальный расход воды — 556 кг/с

— максимальная температура воды на входе — 120^оС

— скорость воды в трубках — 1,7 м/с

— тепловой поток — 64 МВт

— гидравлическое сопротивление — 0,042 МПа ПСГ 1

Расчетные характеристики подогревателя:

— по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

— по сетевой воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПСГ-1300−3-8-I — 1 шт. (ПО ТМЗ).

Характеристика подогревателя:

— поверхность нагрева — 1300 м²

— давление пара — 0,03 МПа

— номинальный расход пара — 29,2 кг/с

— давление воды — 0,88 МПа

— номинальный расход воды — 556 кг/с

— максимальная температура воды на входе — 120^оС

— скорость воды в трубках — 1,7 м/с

— тепловой поток — 64 МВт

— гидравлическое сопротивление — 0,042 МПа

3.4 Выбор деаэратора Деаэратор предназначен для удаления из воды растворенных агрессивных газов (кислорода и углекислоты), регенеративного подогрева основного конденсата и является место сбора и хранения питательной сетевой воды.

Выбор деаэратора производится по расходу питательной воды, возможно, большей пропускной способности. Объем бака деаэрированной воды выбирается с десятиминутным запасом воды при работе с максимальной нагрузкой: кг/с =470 т/ч;

Расчетный запас воды:

м³;

Выбираем: ДП-500М-2 (БКЗ).

Характеристика деаэратора:

— номинальная производительность — 138,9 кг/с (500 т/ч)

— рабочее давление — 0,59 МПа

— рабочая температура — 158,2^оС

— полезная вместимость аккумуляторного бака БД-100−1 — 100 м³

— площадь поверхности охладителя выпара ОВП-18 — 18 м²

3.5 Выбор конденсатора Предназначен для превращения отработанного в турбине пара в конденсат.

Конденсатор входит в теплообменное оборудование, комплектующее турбину, и тип его всегда указан в перечне оборудования, поставляемого с турбиной. С турбоустановкой Т-100−130 устанавливается конденсатор типа 80 КЦС-1.

Характеристика конденсатора:

— поверхность теплообмена — 9000 м²

— расход охлаждающей воды — 16 000 м³/ч

— гидравлическое сопротивление — 36 кПа

— количество корпусов — 1 шт.

3.6 Выбор насосов

3.6.1 Питательный насос Служит для перекачки питательной воды из деаэратора через подогреватели высокого давления в парогенератор.

Для выбора питательного насоса необходимо при известной производительности определить напор (давление) и мощность насоса.

Максимальная производительность и мощность насоса с учетом 5% запаса равна:

т/ч Расчетный напор питательного насоса должен превышать давление пара перед турбиной, с учетом потерь в тракте, на 25−40%, т. е. приближенно можно считать:

МПа Определяем расчётную мощность питательного насоса по формуле:

кВт Исходя из полученных данных, выбирается один центробежный многоступенчатый электронасос на 100% нагрузки без резерва, перекачивающий воду с температурой до 160^оС: ПЭ-500−180 (ПО «Насосэнергомаш»).

Характеристика питательного насоса:

— производительность — 500 т/ч

— давление насоса — 18,1 МПа

— напор — 1970 м

— допустимый кавитационный запас — 15 м

— частота вращения — 2900 об/мин

— номинальная мощность питательного насоса — 3150 кВт

— КПД насоса — 78%

3.6.2 Конденсатные насосы Служат для подачи конденсата из конденсатора через подогрев низкого давления в деаэратор.

Конденсатные насосы выбираются по максимальной нагрузке на конденсатор, т. е. количеству пара, поступающего в конденсатор после ЦНД и мощности:

Давление в конденсатном насосе равно: МПа.

Максимальную нагрузку на конденсатор находим по формуле:

кг/с =8000 т/ч — расход охлаждающей воды на конденсатор;

— кратность охлаждения.

кг/с =320 т/ч Определяем расчётную мощность конденсатного насоса по формуле:

кВт Исходя из полученных данных, принимаются два центробежных многоступенчатых электронасоса, обеспечивающих по 100% нагрузки каждый, один из этих двух резервный: КсВ-320−160 (ПО «Насосэнергомаш»).

Характеристики конденсатного насоса:

— производительность — 320 т/ч

— допустимый кавитационный запас — 2 м

— напор — 160 м

— частота вращения — 1500об/мин

— мощность — 186 кВт

— КПД насоса — 75%

3.6.3 Сетевые насосы Служат для перекачки сетевой воды. Сетевые насосы выбираются по расходу сетевой воды, определяемому в тепловом расчете, и потребляемой мощности:

кг/с =1606 т/ч Выбираем: СЭ-2000;100 — 2 шт., один из этих двух насосов резервный.

Характеристика сетевого насоса:

— производительность — 200 м³/ч

— напор — 100 м

— допустимый кавитационный запас — 22 м

— частота вращения — 3000 об/мин

— мощность — 640 кВт

— КПД насоса — 85%

3.6.4 Конденсатные насосы сетевых подогревателей Служат для возврата в тепловую схему турбоустановки конденсата сетевых подогревателей.

По расходу конденсата D^др=17,6 кг/с выбираем насос Кс-80−155 — 4 шт. (ПО «Насосэнергомаш»): два рабочих насоса соответственно у верхнего и нижнего сетевого подогревателя, а также два резервных, подключенных параллельно с рабочими насосами.

Характеристика конденсационного насоса:

— производительность — 80 м³/ч

— напор — 155 м

— допустимый кавитационный запас — 1,6 м

— частота вращения — 3000 об/мин

— мощность — 52 кВт

— КПД насоса — 65%

3.6.5 Циркуляционные насосы Служат для подачи охлаждающей воды в конденсатор с целью конденсации отработавшего в турбине пара.

Устанавливаем два насоса, без резерва, с суммарной подачей, равной расчетному расходу охлаждающей воды:

— коэффициент, учитывающий расход воды на маслоохладитель;

м³/ч — расход охлаждающей воды через конденсатор.

м³/ч Принимаем осевой насос с поворотными лопастями по втулке (при остановленном насосе), лопасти могут быть установлены под различным углом: Оп2−87 — 2 шт. (НПД «Уралгидромаш»).