Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок
На ПГУ установлено два котла-утилизатора вертикального типа с естественной циркуляцией, без дополнительного дожигания. Основным видом топлива является природный газ, в качестве аварийного топлива предусмотрено дизельное топливо. ПТС является основной расчетной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды… Читать ещё >
Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Введение
Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса, и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.
На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с трубопроводами пара и воды (конденсата), связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема.
При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые котлы и турбины, ПТС сводится к принципиальной тепловой схеме одноагрегатной электростанции.
В состав ПТС, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды, входят регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажей, сетевые подогревательные установки, деаэраторы питательной и добавочной воды, трубопроводы отборов пара от турбин к подогревателям, питательные, конденсатные и дренажные насосы, линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды. В состав ПТС входят также вспомогательные устройства и теплообменники, расширители и охладители продувочной воды парогенераторов барабанного типа, охладители пара эжекторных установок и уплотнений, линии отвода пара из уплотнений турбин к различным подогревателям воды.
ПТС является основной расчетной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели.
На основе расчета ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.
1. Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока Применение парогазовых технологий обеспечивает повышение тепловой экономичности выработки электроэнергии и теплоты, экономию капитальных вложений в развитие энергосистемы, снижение металлоемкости энергетических установок.
При реконструкции и расширении тепловых электростанций могут применяться различные схемы газотурбинных надстроек паротурбинных установок.
В данном курсовом проекте рассмотрена схема дубль-блока, работающего на одну паровую турбину. В состав блока входят: газовая турбина SGT-600 и котел-утилизатор. Оба блока работают на паровую турбину ПР-6−3,4/1,0/0,1−1, обеспечивая каждый половину нагрузки турбины.
В схеме предусмотрен деаэратор питательной воды и деаэратор подпитки теплосети, расширители непрерывной продувки.
2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
2.1 Расчет котлов-утилизаторов Описание котла-утилизатора:
На ПГУ установлено два котла-утилизатора вертикального типа с естественной циркуляцией, без дополнительного дожигания. Основным видом топлива является природный газ, в качестве аварийного топлива предусмотрено дизельное топливо.
Котел-утилизатор оснащается системой автоматического регулирования, технологическими защитами и блокировками, дистанционным управлением, системой автоматического контроля технологических параметров. Автоматизированная система управления и контроля котла являются подсистемой АСУТП ПГУ.
Конструкция котла и его поставочная блочность обеспечивают проведение монтажа поставочными блоками или с их доукрупнением на месте монтажа.
Конструкция котла обеспечивает также условия для проведения механизированного ремонта его узлов в соответствии с типовыми требованиями.
Удаление уходящих газов после КУ происходит через индивидуальную дымовую трубу высотой 40 м диаметром устья 3,2 м.
Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора:
Для расчета нам необходимы следующие данные:
Основные характеристики ГТУ-25 по ISO:
— электрический КПД эГТУ = 0,34;
— расход выпускных газов Gг = 289,44т/ч = 80,4 кг/с;
— температура выпускных газов t4 = 543С;
— мощность NГТУ = 24,77 МВт.
Расчеты проводились для газа в системе Белтрансгаз, объемный состав характеризуется следующими данными.
СН4 | — 98,3% | |
СО2 | — 0,1% | |
N2 | — 1,0% | |
Для этого газа, при нормальных условиях, сг=0,6839 кг/нм3, Qрн 7976 ккал/нм3 = 33,42 МДж/нм3 = 49,01 Мдж/кг, при этом VВ0 = 10 м3/м3, L=16,51кг/кг.
Расход топлива в камеру сгорания ГТУ кг/с .
В результате избыток воздуха в КС ГТУ
= 3,32
В зависимости от кс и температуры газов в тракте КУ по данным [1, приложение 1] находилась их энтальпия.
Для проведения вычислений удобно составить расчетную схему котла-утилизатора с указанием поверхностей нагрева, изменения температуры и энтальпии сред в газовом и пароводяном трактах котла.
Табл.2.1 Параметры пароводяного теплоносителя котла-утилизатора
.5: | tпе=4400C | |
PПЕ=3,7 МПа | ||
hПЕ=3312,09 кДж/кг | ||
т.4: | t4= ts=2520C | |
Pи=4,07 МПа | ||
h"и=2800,516 кДж/кг | ||
т.3: | t3= ts=2520C | |
h’и=1092,918 кДж/кг | ||
т.2: | t2= ts-80=2440C | |
P2= Pи=4,07 МПа | ||
h2=1044,665 кДж/кг | ||
т.1: | t1= tпв =1040C | |
h1=ср· tпв = 4,2· 104= =435,76 кДж/кг | ||
При этом по ходу газа последовательно установлены:
· пароперегреватель;
· испаритель;
· экономайзер;
· сетевой пучек (газовый водяной подогреватель) для подогрева сетевой воды.
Параметры пароводяной среды в КУ будем определять по.
Исходными данными являются параметры пара перед турбиной: P0 = 3,4 МПа; t0=4350С;
PПЕ= 1,09· P0 = 1,09· 3,4 = 3,7МПа; tПЕ=4400С; PИ=1,1· PПЕ = 1,1· 3,7 = =4,07МПа; ts?251,50C.Сведем в таблицу № 2.1. основные параметры теплоносителя в КУ (см.выше).
Расход перегретого пара найдется из баланса испарительной и пароперегревательной поверхностей КУ:
;
следовательно:
При этом
hг.пп.= 583,5 кДж/кг (по tг=543 oC и б=3,32
tв.и.=tнасf (Рs)=251,5 0С; hв.и.=1092,92 кДж/кг
hп.пп=3312,09 кДж/кг (по tп.пп.=440oC и Р=40,7ата)
hг.и.=271 кДж/кг (по tг.и.= tв.и.+8 =252+8=260 oC)
Энтальпия газов на выходе экономайзера НД:
Где hпв.= hдпв'+?hпн=444 кДж/кг;(температура питательной воды 104С);
Gпв=1,005Gп=1,005· 11,09=11,15 кг/с;
Тогда
tг.эк.= hг.эк./ср=186,03/1,0365=179,48 0С;
Принимаем температуру уходящих газов равную 120С, тогда hух.г.=123,66 кДж/кг.
Расход сетевой воды через сетевой пучок при нагреве воды от tос= 70С до температуры tпс= 110С находим из уравнения теплового баланса сетевого пучка:
Dсв срв (tпс — tос) = Gг (h12 — hух) охл,
Dсв = (Gг (hг.эк. — hух) охл)/ (срв (tпс — tос))=
= (80,4 (186,03 — 123,66)0,98)/ (4,187 (110 — 70))= 29,32 кг/с= 105,552 т/ч Количество тепла отпускаемого сетевым пучком:
Qсп= Dсв срв (tпс — tос)= 105,5524,187 (110 — 70)= 4914,03 кДж/с = 4,226 Гкал/час КПД котла утилизатора найдем из следующего соотношения:
В период ремонта тепловых трасс, а также при отсутствии теплового потребителя сетевой воды котел-утилизатор может работать с отключенным по воде сетевым пучком. Поверхность нагрева сетевого пучка при этом должна быть сдренирована. При этом произойдет повышение температуры уходящих газов до tух = tг.эк. = 2320С (hг.эк. = 240.5 кДж/кг) и снижение КПД котла:
2.2 Расчет тепловой схемы ПТУ в составе УПГУ Расчет тепловой схемы турбины ПР-6−3,4/1,0/0,1−1 в составе УПГУ произведем по следующим этапам:
2.2.1 Составление балансов основных потоков пара и воды Расход пара на паровую турбину, с учетом потерь:
G0=Gп — Gут= 2· 11,01 — 0,333 = 21,86 кг/c.
При этом
Gут=бутGп= 0,015· 2·11,01=0,333 кг/c.
Для УПГУ с отборами на производство бут= 0,015.
Расход пара через проточную часть турбины с учетом протечек через уплотнения:
Gт=G0 — Gупл = 21,86 — 0,437= 21,42 кг/c.
Где Gупл= бупл· G0= 0,02· 21,86=0,437 кг/c.
Определим расход добавочной воды:
Gдв= Gут+Gпр'+Gпот. вн.= 0,333+ 0,04 + 6,945 = 7,318 кг/c.
Gпот. вн — потери конденсата на производстве, принимаем бок= 0,5, тогда
Gпот. вн= Gпр (1- бок)=13,89· (1−0,5)=6,945 кг/c.
2.2.2 Построение процесса расширения пара в турбине на hsдиаграмме Турбина ПР-6−3,4/1,0/0,1−1 имеет противодавление 0,11 МПа, регулируемый производственный отбор 1 МПа. Основные характеристики турбины сведены в таблицу:
Табл. 2.2.1
Показатели | ПР-6−3,4/1,0/0,1−1 | |
Номинальная мощность, кВт | ||
Частота вращения ротора, об/мин | ||
Параметры свежего пара (рабочий диапазон): | ||
абсолютное давление, МПа | 3,4 (3,1−3,6) | |
температура, °С | 435 (420−445) | |
Ном. абсолютное давление пара за турбиной (рабочий диапазон), МПа | 0,12 (0,07−0,25) | |
Температура пара за турбиной, номинал (рабочий диапазон), °С | 136 (113−195) | |
Регулируемый отбор, номинал (рабочий диапазон): | ||
абсолютное давление, МПа | 1,0 (0,8−1,3) | |
температура при ном. давлении, °С | 298 (276−327) | |
величина отбора, т/ч | 50,0 (0−50,0) | |
Номинальный расход пара при режиме | ||
с отбором, т/ч | 67,5 | |
без отбора, т/ч | 41,1 | |
Струйный подогреватель: производительность по пару, кг/ч | ||
Химически очищенная вода: | ||
номинальное давление, МПа | 0,З5 | |
макс. температура, °С | ||
расход, м3/ч | ||
Масляная система: | ||
емкость масляного бака, м3 | 3,0 | |
поверхность охлаждения маслоохладителей, м2 | 10х2 | |
ном. температура охлаждающей воды, °С | ||
ном. расход охл. воды на маслоохладители, м3/ч | 20х2 | |
Монтажные характеристики: | ||
масса турбины, т | 29,8* | |
масса ротора турбины, т | 3,25 | |
масса в/п корпуса с диафрагмами, т | 8,5 | |
масса поставляемого оборудования, т | 37,8 | |
высота фундамента турбины, м | 5,0 | |
Процесс расширения в hs — диаграмме
Рис. 2.1 Процесс расширения пара в турбине ПР-6−3,4/1,0/0,1−1
Табл.2.2.2 Параметры расширения пара в основных точках
т.0: | to=4350C | |
Po=3,4 МПа | ||
т.0': | t’o= 4330C | |
P’о=3,3 МПа | ||
h’o=3306.55 кДж/кг | ||
т.1: | tотб=2980C | |
Ротб=1 МПа | ||
hадотб=3047,42 кДж/кг | ||
hотб=3094,06 кДж/кг | ||
т.2: | t2=319,60C | |
P2= 0,98 МПа | ||
h2=3094,06 кДж/кг | ||
т.3: | tк= ts =99,60C | |
Рк = 0,1 МПа | ||
х = 0,939 | ||
hадк= 2537,4 кДж/кг | ||
hк=2637,6 кДж/кг | ||
При построении приняли .
2.3 Расчет теплообменных аппаратов
2.3.1 Расчет расширителя непрерывной продувки Так как турбина работает с барабанными котлами, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной продувки. Представленный на рис 2.2.
Gp, hp``
в Д
Gпр, hпр
Gпр-Gр= G’пр, hp`
Рис. 2.2 Расширитель непрерывной продувки
Давление в расширителе:
По Рр находим: кДж/кг, кДж/кг.
По давлению в барабане котла Рбар=4,07 МПа находим hпр=h`бар=1092,92 кДж/кг. Принимаем КПД расширителя р=0,98.
Тепловой баланс расширителя:
где Gпр :
Тогда:
2.3.2 Расчет сетевого подогревателя Найдем энтальпию пара за турбиной. Для этого примем зoi=0,82, в 0-ой точке h0=3305,07 кДж/кг, s0=6,974 кДж/кг· 0С.
Тогда Хкад = (s0 — sk')/(sk''-sk'),
Xkад = (6,974 — 1,303) / (7,358−1,303) = 0,939;
hkад=hk'+ Xkад· rk=417,436+0,939·2257,51= 2531,57 кДж/кг.
Найдем hk
hk =hотб — зoi· (hотбhkад)= 3094,06−0,82· (3094,06−2537,4)=2637,6 кДж/кг Составив уравнение теплового баланса для сетевого подогревателя ТУ:
Примем температурный напор 50С, тогда tс1=ts-5=950С.
Где Gксп=Gт-Gотб.п.=7,53 кг/c.
Тепловая нагрузка подогревателя:
2.3.3 Расчет деаэратора питательной воды Расчётная схема деаэратора питательной воды:
Рис. 2.3 Деаэратор питательной воды Составим уравнение материального баланса:
где Gхво= Gупл + 0,5Gкп-отб + Gупл + 2· G’пр Уравнение теплового баланса:
Тогда Где h’к=437,44 кДж/кг, при температуре конденсата 1000С;
Решив систему уравнений получаем:
Gспк=7,37 кг/c; Gотб=0,1769 кг/c.
2.3.4 Расчет деаэратора подпитки теплосетей Величина подпитки теплосетей:
Gпод=0,02· (Gcв.сп+2·Gcв.ку)=0,02·(156,4+2·29,32)=4,3 кг/с.
tпод= t0.4ата'=75,80С.
tд=(110+95)/2=102,5 0С;
tв=320С.
Составим уравнения теплового баланса и материального:
Решая систему уравнений получаем:
Уравнение смешения для определения температуры на входе в сетевую установку tос' имеет вид:
2.4 Расчет мощности турбоустановки Мощность турбины котел утилизатор пар вода
3. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ УПГУ.
Определим электрический КПД ПТУ:
Где Qэ — расход теплоты на выработку электроэнергии, МВт;
Q0 — расход теплоты в свежем паре на турбоустановку, МВт;
Qтуп-отб — теплота отпускаемая промышленному потребителю, МВт;
Qспту — теплота отпущенная противодавлением, МВт.
Найдем Qтуп-отб, Qспту:
Тогда Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии паровой турбины КПД нетто УПГУ по отпуску электроэнергии:
Удельные выработки на тепловых потоках от УПГУ:
— удельная выработка на тепловом потреблении от турбины:
— удельная выработка на паре промышленного отбора:
;
— удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении для всей ПГУ в целом:
Расходы топлива для ГТУ принимаем bтэ=170 кг у.т./Гкал. Тогда
;
расход условного топлива ГТУ:
;
расход топлива на выработку электроэнергии можно определить по формуле:
;
Тогда удельный расход топлива на выработку электроэнергии определим по:
;
При ДЭсн=5% NнеттПГУ=52,611 МВт:
;
При Раздельной схеме энергоснабжения принимаем:
bКЭСээ=320 г у.т./ кВт· ч;
bкот =160 кг у.т./Гкал. В этом случае:
затраты топлива на выработку электроэнергии будут равны:
;
затраты топлива на выработку тепловой энергии:
;
общий расход топлива при раздельной выработке энергии:
.
4. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
4.1 Питательные насосы Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды в барабан котла при максимальной мощности установки с запасом 5%:
МПа;
.
Выбираем питательный насос по [3,таблица 5] типа ПЭ-100−53.
4.2 Конденсатные насосы Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:
Выбираем два рабочих насоса 50% производительности и один резервный типа Кс-12−50 по [3, таблица 5,8].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте была рассчитана тепловая схема утилизационной парогазовой установки, включающей котел-утилизатор, газовую турбину STG-600 и паровую турбину типа ПР-6−3,4/1,0/0,1−1 с противодавлением. Основные характеристики турбины представлены в таблице № 2.2.1.
Был произведен укрупненный расчет КУ, расчет параметров пара в процессе расширения пара в турбине в основных точках. Полученные данные сведены в таблицы № 2.1 и № 2.2.2.
В следствии расчетов получили следующие показатели:
— удельный расход топлива на отпуск электроэнергии составил ;
— КПД брутто по выработке электроэнергии: ;
— КПД нетто УПГУ по отпуску электроэнергии: .
· Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок: методическое пособие по дипломному проектированию для студентов специальностей 1 — 43 01 04 «Тепловые электрические станции», 1−53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими процессами"/С. А.Качан. -Мн.:БНТУ, 2007.?130с.
· Таблица «Термодинамические свойства воды и водяного пара».
· Малюшенко В. В., Михайлов А. К. Энергетические насосы: Справочное пособие. — М.: Энергоиздат, 1981. — 200 с., ил.