Расчет тепловой схемы станции с турбинами Т-100-130

εс.п.в – удельная безразмерная тепловая характеристика соответственно нижнего и верхнего сетевых подогревателей; Gс.вср – тепловой эквивалент сетевой воды, равный произведению расхода воды на её теплоемкость; τс.п1, τс.п2 – температура сетевой воды соответственно перед нижним и верхним сетевыми подогревателями; tнс.п.н, tнс.п.в – температура насыщения греющего пара соответственно в нижнем и верхнем сетевых подогревателях; рабсотб6 – абсолютное давление

εс.п.в – удельная безразмерная тепловая характеристика соответственно нижнего и верхнего сетевых подогревателей; Gс.вср – тепловой эквивалент сетевой воды, равный произведению расхода воды на её теплоемкость; τс.п1, τс.п2 – температура сетевой воды соответственно перед нижним и верхним сетевыми подогревателями; tнс.п.н, tнс.п.в – температура насыщения греющего пара соответственно в нижнем и верхнем сетевых подогревателях; рабсотб6 – абсолютное давление

пара в верхнем теплофикационном отборе (отбор 6); Dп.о – расход пара через промежуточный отсек; k2 – пропускная способность промежуточного отсека [k2=194*103 кг/(ч*МПа)]; ротб7 – абсолютное давление в нижнем теплофикационном отборе (отбор 7).

Учитывая, что теплофикационная мощность турбины равна сумме мощностей теплофикационных отборов и встроенного пучка (Qот=Qс.п.в+Qс.п.н+Qв.п), уравнения (а) – (в) можно представить в обобщенном виде

)

 

Предварительно задаваясь давлением пара в нижнем сетевом подогревателе и, таким образом, зная температуру насыщенного пара, можно по уравнению (д) найти температуру насыщения пара в верхнем сетевом подогревателе tнс.п.ви, следовательно, его давление. В процессе решения указанных уравнений давления в камерах отборов подбираются такими, чтобы они одновременно удовлетворяли уравнениям (г) и (д). Наиболее надежным и быстрым способом решения задачи является графоаналитический метод. Ниже излагается последовательность расчета.

На основе заводских данных для условий работы турбоустановки ПТ-100-130 при номинальном режиме построена диаграмма процесса расширения пара в турбине (приложение 2)

 

                     2.2 Расчет сетевой подогревательной установки.

                     Теплофикационная мощность турбины

      (1)

 

Задаемся давлением в нижнем сетевом подогревателе

                      

      (2)

 Температура насыщения  пара в нижнем сетевом подогревателе (по таблицам свойств воды и  водяного пара) tнс.п.н=99,62° С.

 

Тепловая нагрузка встроенного пучка (при отсутствии сброса теплоты в конденсатор из различных источников) Qв.п=Qот-ΣQномотб; ΣQномотб=186 МВт, (по паспортным данным турбины Т-100-130), что эквивалентно суммарному отбору пара 86 кг/с (310 т/ч). Следовательно, Qв.п=194,25-164=30,25 МВт.

 Расход пара в конденсаторе (разность энтальпий пара и  конденсата во встроенном пучке  турбины Т-100-130 можно принимать Δiк=2200 кДж/кг)

     (3)

 

 Температура сетевой воды  перед нижним сетевым подогревателем 

    (4)

0С

 

Удельные безразмерные тепловые характеристики нижнего и верхнего сетевых подогревателей

     (5)

 

    (6)

 

 

 

 

где Фн=3420 (кВт/град)0,5, Фв=3830 (кВт/град)0,5 — параметры соответственно нижнего и верхнего сетевых подогревателей.

 

Тепловые нагрузки сетевых подогревателей

 

;   (7)

.    (8)

 

 Расходы пара в подогревателях

 

     (9)

     (10)

 

Теплоту конденсации пара в подогревателях можно принимать в расчетах равной

 Температура насыщения пара  в верхнем сетевом подогревателе

 

(11)

 

Давление пара в верхнем подогревателе (по таблицам свойств воды и водяного пара)

                     Давления пара в отборах

   (12)

   (13)

 

где bн, bв и cв— постоянные коэффициенты.

По опытным данным bн=0,0765*10-13 МПа*ч/кг2;bв=3,06*10-13 МПа*ч/кг2; св=0,00166 МПа;

 

Мпа

 

 МПа

 

Расход пара через промежуточный отсек

принимаем расход пара в регенеративном ПНД 1 Dп7=0. Тогда

Dп.о=49,5+197=230,45 т/ч.

 

 

 

Абсолютное давление в верхнем отборе

    (14)

где k2 - пропускная способность промежуточного отсека, k2=195*104 кг/(ч*МПа);

 

Таблица 1- Сводная таблица результатов расчета параметров отопительных отборов

рс.п.н, МПа	tнс.п.н, °С	Qв.п, МВт	Qс.п.н, МВт	Qс.п.,в МВтв	tнс.п.в, °С	рс.п.в, МПа	Dс.п.н ,кг/с	Dс.п.в, кг/с	ротб7, МПа	ротб6, МПа	МПа
0,1	99,62	30,25	118,03	67,97	107,81	0,139	54,74	31,53	0,10	0,14	0,16
0,08	93,48	30,25	100,43	85,57	108,59	0,14	46,58	39,69	0,08	0,15	0,14
0,06	85,9	30,25	78,57	107,8	109,62	0,14	36,44	49,83	0,06	0,15	0,11

 

На основании таблицы 1 строим график рабсотб6=f(рс.п.н); ротб6=ψ(рс.п.н); ротб7=φ(рс.п.н) (рис. 4), а также графики Dс.п.н=F(рс.п.н) и Dс.п.в=χ(рс.п.н). Из графиков находим ротб6=0,143 МПа; ротб7=0,085 МПа; Dс.п.в=36 кг/с; Dс.п.н=49 кг/с. . (приложение 1)

Давление в конденсаторе определяется температурой сетевой воды на выходе из встроенного пучка и недогревом её до температуры насыщения пара.

Принимаем θ=5оС. Тогда ;

этой температуре соответствует давление насыщенного пара рк=0,02МПа.

 

По заводским данным значений давлений в нерегулируемых отборах пара при номинальном режиме работы, по найденным ротб6, ротб7 и ркс учетом заданных значений к. п. д. по отсекам турбины строим рабочий процесс турбины в is-диаграмме (рис. 5). (Приложение1)

 

 

Рисунок 5Диаграмма рабочего процесса турбины в is-диаграмме

         При режиме трехступенчатого подогрева ЦНД турбины работает в неблагоприятном режиме: малый расход пара при повышенном

давлении в конденсаторе. При этом потеря на трение и вентиляцию в ЦНД оказывается столь значительной, что ηц.н.дoi может даже оказаться отрицательным (цилиндр низкого давления работает в тормозном режиме). Примем ηц.н.дoi=0.

 

Пользуясь рисунком 5 и принимая недогрев воды в регенеративных подогревателях θ=3-5°С, составляем таблицу параметров пара и воды в характерных точках схемы (приложение 3).

При режиме трехступенчатого подогрева расход пара на турбину однозначно определяется режимом тепловой нагрузки.

 

Расход пара через отсек турбины перед шестым (теплофикационным) отбором Dч.с.д равен расходу пара через переключаемый отсек Dп.о плюс Dс.п.в и плюс расход пара в регенеративный подогреватель низкого давления ПНД2 Dп6: Dч.с.д=Dп.о+Dс.п.в+Dп6

С другой стороны, Dч.с.д=f(Dт, Ротб6).

Таблица 3

Параметры пара, конденсата и воды в характерных точках схемы турбоустановки (Приложение 4)

 

Рисунок6График зависимости Dч.с.д=f(Dт, Ротб6).

 

 

На рис.6 приведена зависимость Dч.с.д=f(Dт, Ротб6).

где Dп.о=68,49кг/с (см. п. 13); Dс.п.в=31,53 кг/с (см. п. 9) и Dп6=1,3 кг/с – по предварительной оценке.

По рис.7 при Dч.с.д=101,32кг/с и ротб6=0,143 МПа находим Dт=130 кг/с.

 

2.3 Расчет подогревателей высокого давления

 

 

Расход пара на ПВД 1

 

     (15)

 

 

Расход пара на ПВД 2

   (16)

 

 

 

Повышение энтальпии воды в питательном насосе

,     (17)

 

где vср – средний удельный объем воды в насосе; Δрп.н – перепад давлений воды в насосе; ηн – к.п.д. насоса;

,

где рб – давление в барабане парогенератора; рд – давление в деаэраторе;

    (при рср=7,204МПа, tср=1580С)

Энтальпия питательной воды за насосом (на входе в ПВД 3)

Расход пара на ПВД 3

   (18)

 

Материальный баланс деаэратора

;     (19)

;

.

 

Тепловой баланс деаэратора

;  (20)

;

;

.

Из совместного решения уравнений материального и теплового баланса деаэратора находим:

;

.

 

2.4Расчет подогревателей низкого давления

 

 

Расход пара на ПНД 4

    (21)

 

 

Расход пара на ПНД 3

.

 

 

Предварительно оцениваем энтальпию смеси конденсата перед ПНД 3 tсм1=421,45кДж/кг. Тогда

Расход пара на ПНД 2

   (22)

Предварительно оцениваем энтальпию смеси конденсата перед ПНД 2 (с последующим уточнением):

 

Этот расход совпадает с ранее принятым.

Расход пара на ПНД 1 был принят равным нулю: Dп7=0.

Уточнение расхода пара в конденсатор

;   (23)

Уточнение ранее принятых значений величин. Тепловая нагрузка встроенного пучка

    (24)

Температура сетевой воды за встроенным пучком

     (25)

 

 

Расхождение с ранее определенной температурой сетевой воды составляет 0,7 оС, что допустимо (см. п. 6).

Энтальпия смеси конденсата перед ПНД 2

 

  (26)

 

Электрическая мощность турбины

     (27)

Пользуясь данными расчета и таблицей 3, находим:

 

 

2.5Определение показателя  тепловой экономичности ТЭЦ.

 

 

Удельный расход пара

 

.   (28)

 

 

Расход тепла на турбогенераторную установку

 

При расчете тепловой схемы принято: откуда

 

 

;  (41)

 

здесь .

 

Расход тепла на отопление

 

    (42)

 

Расход тепла на обоих тепловых потребителей

 

.    (43)

 

Расход тепла на производство электроэнергии

 

.  (44)

 

 

К.П.Д. турбогенераторной установки по производству электроэнергии

 

.    (45)

 

К.П.Д. турбогенераторной установки по отпуску тепла

 

.

 

Полагая ; и , определяем тепловую нагрузку котельной:

 

. (46)

 

К.П.Д. трубопроводов

 

.    (47)

 

Полагая К.П.Д. котельной установки , найдем К.П.Д. ТЭЦ по производству электроэнергии:

 

.              (48)

 

К.П.Д. ТЭЦ по производству и отпуску тепла

 

.                  (49)

 

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

 

.                            (50)

 

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепла

.                             (51)

 

 

h=

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Целью расчета тепловой схемы электростанции с турбинами

ПТ- 100-130 является определение расхода пара при различных режимах работы ТЭЦ с учетом расхода на собственные нужды и различных потерь. По исходным данным, т.е по начальным параметрам пара (давлению и температуре), по заводским характеристикам турбины был найден расход пара на турбину D. – 122 кг/с.

В результате расчета основных параметров тепловой схемы станции с турбиной Т-100-130 и ее экономичности, можно сделать вывод о том. что наша станция достаточно эффективна, так как коэффициент полезного действия равен 90,9 % без регенеративного подогрева сетевой воды.Следовательно, необходимо повысить эффективность турбоустановки. Для этого существует множество альтернатив. Повышение начальных параметров в тепловом цикле как наиболее перспективный путь повышения коэффициента полезного действия встречает значительные трудности, связанные с надежностью работы материала труб при высоких температурах и давлениях.