Методика составления и расчета тепловых схем ТЭЦ. Выбор оборудования промышленных ТЭЦ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Министерство Образования Республики Молдова

Технический Университет Молдовы

Факультет Энергетики

Кафедра Теплотехники и Менеджмента в Энергетике

Курсовая работа

По курсу "Энергетические установки"

Расчет тепловой схемы ТЭЦ

Кишинев 2005 г.

Введение

Задание на проект

1. Выбор основного оборудования и составление тепловой схемы ТЭЦ

1.1 Выбор турбины

1.2 Теплофикационная установка

1.3 Выбор парогенераторов

2. Составление тепловой схемы ТЭЦ

3. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

3.1 Основные положения к расчету тепловой схемы

3.2 Расчет сетевых подогревателей

3.3 Определение расхода пара на турбину и расхода питательной воды

3.4 Расчет расширителя продувки предназначенной для сепарации фаз

3.5 Расчет регенеративных подогревателей высокого давления

3.6 Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды

3.7 Расчет деаэратора питательной воды(ДПВ)

3.8 Расчет подогревателей низкого давления

4. Определение характеристик паровой турбины

4.1 Материальный баланс ПТ

4.2 Энергетический баланс паровой турбины

Введение

Все стороны деятельности человечества, в том числе природоохранная деятельность, неразрывно связаны с производством и потреблением энергии, прежде всего электрической. Однако резкий рост темпов развития энергетики, без которого пока что не мыслим научно-технический прогресс, ставит две важнейшие проблемы, от решения которых во многом зависит будущее человечества. Во-первых, это проблема обеспеченности энергетическими ресурсами, во-вторых, проблема влияния энергетики на состояние окружающей среды. Энергетика является одной из самых загрязняющих отраслей народного хозяйства. При неразумном подходе происходит нарушение нормального функционирования всех компонентов биосферы (воздуха, воды, почвы, животного и растительного мира), а в исключительных случаях, подобных Чернобылю, под угрозой оказывается и сама жизнь. Поэтому главным должен стать подход с экологических позиций, учитывающих интересы не только настоящего, но и будущего. Наиболее распространенной в настоящее время является теплоэнергетика, обеспечивающая нашу страну 3/4 всей вырабатываемой энергии. Теплоэнергетика основывается на сжигании различных видов органического топлива нефти, газа, угля, торфа, сланца.

ТЭЦ являются одним из основных загрязнителей атмосферы твёрдыми частицами золы, окислами серы азота, другими веществами, оказывая вредное воздействие на здоровье людей, а также углекислым газом, способствующим возникновению «парникового эффекта». Процесс накопления углекислого газа в атмосфере будет усиливать нежелательную тенденцию в сторону повышения среднегодовой температуры на планете. Основными источниками искусственных аэрозольных загрязнений воздуха также являются ТЭС и ТЭЦ, которые потребляют уголь высокой зольности. Аэрозольные частицы отличаются большим разнообразием химического состава. Чаще всего в их составе обнаруживаются соединения кремния, кальция и углерода, реже - оксиды металлов: железа, магния, марганца, цинка, меди, никеля, свинца, сурьмы, висмута, селена, мышьяка, бериллия, кадмия, хрома, кобальта, молибдена, а также асбест. Еще большее разнообразие свойственно органической пыли, включающей алифатические и ароматические углеводороды соли кислот. Особо большие скопления вредных газообразных и аэрозольных примесей в приземном слое воздуха являются одной из главных причин образования ранее неизвестного в природе фотохимического тумана. Фотохимический туман (смог) представляет собой многокомпонентную смесь газов и аэрозольных частиц первичного и вторичного происхождения.

В состав основных компонентов смога входят озон, оксиды азота и серы, многочисленные органические соединения называемые в совокупности фотооксидантами. Фотохимический смог возникает в результате фотохимических реакций при определенных условиях: наличии в атмосфере высокой концентрации оксидов азота, углеводородов и других загрязнителей, интенсивной солнечной радиации и безветрия или очень слабого обмена воздуха в приземном слое при мощной и в течение не менее суток повышенной инверсии. Смоги нередкое явление над Лондоном, Парижем, Лос-Анджелесом, Нью-Йорком и другими городами Европы и Америки. По своему физиологическому воздействию на организм человека они крайне опасны для дыхательной и кровеносной системы и часто бывают причиной преждевременной смерти городских жителей с ослабленным здоровьем. Последствиями накопления глобальных загрязнителей ТЭЦ в атмосфере являются:

Парниковый эффект;

Разрушение озонового слоя;

Кислотные осадки.

Тепловое загрязнение поверхности водоемов и прибрежных морских акваторий в результате сброса нагретых сточных вод электростанциями и некоторыми промышленными производствами. Сброс нагретых вод во многих случаях обуславливает повышение температуры воды в водоемах на 6-8 градусов Цельсия. Площадь пятен нагретых вод в прибрежных районах может достигать 30 кв. км. Это препятствует водообмену между поверхностным и донным слоем. Растворимость кислорода уменьшается, а потребление его увеличивается, поскольку с ростом температуры усиливается активность аэробных бактерий, разлагающих органические вещества.

Для производства электрической энергии используются природные энергетические ресурсы. В зависимости от вида энергетических ресурсов различают основные типы электростанций: тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС). Наибольшее распространение в настоящее время имеют ТЭС, на которых в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива- угля, мазута, торфа, газа и др. На ТЭС вырабатывается около 76% всей вырабатываемой электроэнергии. По виду теплового потребителя различают промышленные и отопительные ТЭЦ. Первые сооружаются при промышленных предприятиях и в основном предназначены для снабжения паром и горячей водой технологических процессов. Вторые служат для обеспечения отопительно-вентиляционных и бытовых потребителей. По типу основных агрегатов ТЭЦ подразделяются на П-установки, оборудованные турбинами с противодавлением, и КО-установки, где устанавливаются турбины с регулируемыми отборами пара. Тепловая экономичность ТЭЦ улучшается при повышении начальных параметров пара, снижении давления в отборах турбин, применении многоступенчатого подогрева сетевой воды, увеличении числа часов использования тепловой мощности отборов, ограничении доли конденсационной выработки электрической энергии на ТЭЦ.

Улучшению экономических показателей способствуют укрупнение ТЭЦ и увеличение единичной мощности котельных и турбинных агрегатов, блочная компоновка оборудования, а также применение дешевых водогрейных котлов и паровых котлов низкого давления для покрытия кратковременных пиков сезонной и технологической тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения. Использование для централизованного теплоснабжения водогрейных и паровых котлов большой мощности на первых этапах развития теплофикации дает в ряде случаев выигрыш в очередности капиталовложений, позволяя с минимальными затратами на сооружение источника теплоты централизовать теплоснабжение в трех районах, где ввод в действие ТЭЦ отстает по времени от ввода тепловых потребителей. После ввода в действие ТЭЦ эти котлы используются для покрытия пиковой части тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения. Повышению эффективности теплофикации способствует внедрение прогрессивных проектов ТЭЦ повышенной заводской готовности, предусматривающих осуществление строительства путем набора строительно-технологических секций с различными типами турбин и однотипными котлами, что позволяет существенно(на 5-10%) уменьшить удельные капитальные и трудовые затраты на сооружение ТЭЦ и сократить сроки их строительства.

В настоящее время заводы выпускают серийно большой ассортимент высокоэкономичных теплофикационных турбин крупной мощности на высокие (13 МПа) и закритические начальные параметры пара с отопительными(Т) и производственно-относительными (ПТ) отборами, а также с противодавлением (Р) и мощные энергетические котлы для разных видов топлива. В районах, обеспеченных газом как базовым топливом для энергетики, целесообразно в ряде случаев применение ТЭЦ на базе мощных газовых турбин и парогазовых установок. Первая газотурбинная теплофикационная установка сооружена эксплуатируется на Краснодарской ТЭЦ. Этот опыт будет использован при создании последующих газотурбинных ТЭЦ.

Задание на проект

Спроектировать ТЭЦ с электрической мощностью N Э, теплофикационной нагрузкой Q T , промышленной нагрузкой пара D П, давлением промышленного пара Р П с температурой t П при заданном топливе: количество продувки парогенераторов б ПР при возврате конденсатора (100 - б К).

Р П =1.3 МРа;

топливо- газ;

1 . Выбор основного оборудования и составление тепловой схемы ТЭЦ

1.1 Выбор турбины

Выбор паровой турбины ТЭЦ осуществляется в зависимости от электрической мощности ТЭЦ (N Э) и параметров пара промышленного отбора (Р П).

Выбраны 3 турбины / каждая мощностью 50 MW/ типа ПТ-50-90/13. Данный тип турбин обладает следующими технико-экономическими характеритиками:

Номинальная мощность 50МW;

Давление свежего пара 9 МPа;

Температура свежего пара 535? С;

Число нерегулируемых отборов 4;

Параметры пара нерегулируемых отборов 1) 3.8/425 МPа/?C

2) 2.2/357 МPа/?C

3) 0.65/234 МPа/?C

4) 0.37/185 МPа /?C

Температура питательной воды 222 ?С;

Давление отработавшего пара 0.003 МPа;

Расход охлаждающей воды 2.22 m/s;

Производственный отбор пара:

1. давление1.3 МPа;

2. температура 295?С;

3. величина отбора 38.88 kg/s;

Теплофикационный отбор пара:

1. давление1.2-2.5 атм.;

2. температура 104?С;

3. величина отбора 27.77 kg/s;

Расход свежего пара при номинальной нагрузке 93.75 kg/s.

Для расчета тепловой схемы ТЭЦ по технико-экономическим данным строится h-s диаграмма процессa расширения пара в турбине. График выполняется на кальке, наложенной на стандартную h-s диаграмму. По точкам, определяемым давлением и температурой пара перед турбиной в нерегулируемых и регулируемых отборах и давлением отработанного пара.

Значение энтальпии пара в отборах турбины:

Т.0- соответсвует давлению и температуре свежего пара;

Т.0 9/535 h 0 =3473.55 kJ/kg S 0 =6.76935 кJ/(кg? ?С)

T.1-параметры пара нерегулируемых отборов;

Т.1 3.8/425 h 1 =3276.1 kJ/kg S 1 =6.8836 кJ/(кg? ?С)

Т.2- второй нерегулируемый отбор;

Т.2 2.2/357 h 2 =3148.82 kJ/kg S 2 =6.93352 кJ/(кg? ?С)

Т.3 0.65/234 h 3 =2921.42 kJ/kg S 3 =7.07674 кJ/(кg? ?С)

T.4- производственный отбор пара;

Т.4 1.3/295 h 4 =3032.4 kJ/kg S 4 =6.97305 кJ/(кg? ?С)

Т.5- четвертый нерегулируемый отбор;

Т.5 0.37/185 h 5 =2812 kJ/kg S 5 =7.13 кJ/(кg? ?С)

T.6- теплофикационный отбор пара;

Т.6 0.12/104 h 6 =2694.4 kJ/kg S 6 =7.3275 кJ/(кg? ?С)

Последнюю точку К находим по значению Х=0.95 и давлению отработавшего пара 0.003 МPа: hк=2440 кJ/кg.

Рис.1.1. Процесс расширения пара в турбине.

Р 1 =3.8 МPа t 1 =425 ?C h 1 =3276.1 kJ/kg

P 2 =2.2 МPа t 2 =357?C h 2 =3148.82 kJ/kg

P 3 =0.65 МPа t 3 =234?C h 3 =2921.42 kJ/kg

Pп=1.3 МPа tп=295 ?C hп=3032.4 kJ/kg

P 5 =0.37 МPа t 5 =185 ?C h 5 =2812 kJ/kg

P 6 =0.12 МPа t 6 =104 ?C h 6 =2694.4 kJ/kg

Pк=0.003 МPа h К =2440 kJ/kg

1.2 Теплофикационная установка

Теплофикационная установка состоит из основных сетевых подогревателей, работающих от пара теплофикационных отборов турбин и пиковых водогрейных котлов.

Нагрузка, покрываемая теплофикационными отборами турбин, расчитывается по формуле:

где D Т - суммарный расход пара через соответствующие теплофикационные давления всех устанавливаемых турбин, D Т =3?27.77=83.31 кg/s;

h Т - энтальпия пара теплофикационного отбора;

h Т =2694.4 кJ/кg;

hґ - энтальпия конденсата при давлении отбора;

hґ=Ср? t К = 4.19 ? 104=435.76 кJ/кg;

83.31 (2694.4- 435.76)?= 188.17 МW.

Доля покрытий расчетного максимума тепловых нагрузок ТЭЦ из теплофикационных отборов турбин или расчетный коэффициент теплофикации определяется отношением:

Эта часть теплофикационной нагрузки покрывается паровой турбиной. Водогрейными пиковыми котлами должна покрываться тепловая нагрузка:

Qпвк = Qт - = 240-188.17 = 51.83 МW= 44.68 Gcal.

Выбираем из Леонкова таб.4.4 число и марку водогрейных котлов:

котел ПТВМ- 50

Тепловая нагрузка составляет 50 Gcal, причем Qґпвк > Qпвк.

1.3 Выбор парогенераторов

Марку и колличество парогенераторов следует выбирать из Леонкова из табл.4.1 в зависимости от требуемого расхода пара и его параметров.

Выбран парогенератор типа Е - 420-140:

Паропроизводительность - 420 t/ore

Давление пара - 14 MPa

Температура пара - 545? С

Температура питательной воды - 230? С

2 . Составление тепловой схемы ТЭЦ

Тепловая схема станции устанавливает взаимосвязь основных и вспомогательных агрегатов, которые принимают участие в выработке электроэнергии и тепла, отпускаемого внешним потребителем.

Принципиальная схема включает:

1. Основные агрегаты станции (парогенераторы, турбины, водогрейные котлы) с указанием их типа и основных параметров.

2. Регенеративные подогреватели питательной воды.

3. Основные насосы (кондесатные, питательные, сетевые).

4. Деаэраторы питательной и сетевой воды.

5. Узлы подпиток основного цикла станции и теплосети.

6. Узел отпуска тепла внешним потребителем.

Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная система.Одинаковые оборудования и линии технологической связи одинакового назначения отражается в схеме условно один раз. Указания по составлению и примеры принципиальных тепловых схем ТЭЦ даны в , , . Элементы принципиальной тепловой схемы располагают на чертеже в определенном порядке. В левом верхнем углу чертежа размещают парогенератор, в правом верхнем турбоагрегат. Остальное оборудование располагается по часовой стрелке вниз и влево от турбоагрегата по ходу рабочего тела.

3. Р асчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

3.1 Основные пол ожения к расчету тепловой схемы

Расчет тепловой схемы необходим для выбора оборудования и уточнения основного оборудования ТЭЦ, для характеристик оборудования и показателей станций. Его выполняют при максимальных энергетических нагрузках.

Тепловой расчет выполняется в два этапа:

1. составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расхода пара на основные подогреватели;

2. расчет регенеративных подогревателей низкого давления.

3. 2 Расчет сетевых подогревателей

Рис.3.1. Схема подключения сетевого подогревателя.

По теплофикационной нагрузке и теплофикационному графику теплоносителей (150/70)?С определяется расход сетевой воды, т.е. колличество воды, которое проходит в единицу времени через этот нагреватель:

где Q T ґ=Q T /Z=240/3=80 MW;

C P =4.19- удельная теплоемкость воды.

D C П (h T -hґ)?з= D СВ?C P (t 2 ґ-t 1),

где з=0,960,98- коэффициент сохранения тепла;

hґ=435.76 kJ/kg;

h T =2694.4 kJ/kg.

3.3 Определение расхода пара на турбину и расхода питательной воды

Расход пара на турбину оценивается по диаграммам режимов турбин . Или по формуле:

где k P =1.12- коэффициент регенеративного тепла при давлении свежего пара; определяется по давлению пара, подаваемого на турбину.

Nґ Э =50000 kW;

H i =h 0 -h k =3473.55-2440=1033.55- падение энтальпии в ступенях;

з М =0,98- механический КПД паровой турбины;

з Э =0,995- электрический КПД паровой турбины;

где Jґ П - коэффициент недовыработки электрической мощности из-за произведенного отбора пара;

где Dґп - расход пара, приходящийся на паровую турбину, предназначенную для производства.

где Jґт - коэффициент недовыработки электрической мощности из-за теплофикационного отбора.

Dґт - расход пара в теплофикационном отборе турбин;

Dґт = 27.77 kg/s.

По расходу пара на турбину определяется расход пара котельной (нетто):

где% - коэффициент, учитывающий расход пара на собственные нужды машинного зала;

где= 1% - коэффициент, учитывающий собственные нужды котельной в паре.

Расход питательной воды:

где бпр = 1,5% - коэффициент продувки.

3.4 Расчет расширителя продувки, предназначенной для сепарации фаз

Рис. 3.2. Схема подключения расширителя продувки.

tс - температура при 14 МПа;

hґпр = f(tс=335.1C)=1561.61 (кJ/кg)- энтальпия жидкой фазы;

ts=105?C - температура кипения при 0,12 МPа;

hЅ=f(Р=0,12МPа)= 2683,8 кJ/kg /выбирается из Ривкина/-энтальпия паровой фазы

hґ=f(Р=0,12 МPа) =439,36 кJ/kg - энтальпия жидкой фазы;

DЅпр - расход пара в продувочном устройстве;

Dґпр - расход жидкой фазы;

Dпр - смесь воды и пара из расширителя составим два уравнения:

1. уравнение материального баланса

Dпр= DЅпр + Dґпр;

2. уравнение теплового баланса

Dпр?hґпр? з =DЅпр?hЅ + Dґпр?hґ;

где з= 0,97 ч0,99 - коэффициент сохранения тепла;

DЅпр = Dпр - Dґпр;

1.3?1561.61?0.98=2683.8(1.3- Dґпр)+ Dґпр?439.36

Dґпр = 0.886 кg/s;

DЅпр = 0.414кg/s.

3.5 Расчет регенеративных подогревателей высокого давления

В подогреве высокого давления вода после питательных насосов нагревается до температуры t ПВ, заданной в технико-экономических характеристиках турбины (рис. 3.3)

ts- температура при давлении в ДПВ 0,6 МPа;

hґ 1 , hґ 2 , hґ 3 - энтальпии конденсата из отбора;

hґ 1 = f(P 1 =3.8 МPа)=1072.8 кJ/кg

hґ 2 = f(Р 2 =2.2МPа)=930.9 кJ/кg

hґ 3 = f(Р 3 =0.65МPа)=684.2 кJ/кg.

Dпв- ? ПВД1

D 1 -? h 1 ,P 1 ,t 1

D 1 Й отбор

D 1 +D 2 ЙЙ отбор

ЙЙЙ отбор

D 1 +D 2 +D 3 ДПВ

Рис. 3.3. Схема подключения регенеративных подогревателей высокого давления.

Задачей расчета регенеративных ПВД является определение расходов пара D1,D2,D3, отбираемого из регенеративных отборов пара турбины. Нахождение этих величин осуществляется на основе уравнения теплового баланса каждого подогревателя.

1. Уравнение теплового баланса для ПВД1:

D1(h 1 - hґ 1)? з= Dпв?Cp(tпв-ts)/3

2. Уравнение теплового баланса для ПВД2:

D 2 (h 2 - hґ 2)? з + D 1 (hґ 1 -hґ 2)? з=D ПВ Ср(tпв-ts)/3

D 2 = 3.38 кg/s

3. Уравнение теплового баланса для ПВД3:

D 3 (h3- hґ3)? з+(D 1 +D 2)(hґ2 - hґ3)? з=Dпв?Cp(tпв-ts)/3

3.6 Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды

Обычно конденсат, который возвращается с производства, деаэрируется в одной установке с хим. очищенной водой, подаваемой на подпитку основного цикла (ДОК).

Dґпр=0.886кg/s пар продувки

hґ=439.36кJ/кg ПХОВ DЅпр=0.414 кg/s Dт=? tт=104?С Рт=0.12МPа

hЅ=2683.8кJ/кg tк=70?С hт=2694.4кJ/кg

ХОВ Dдок ts=105?С

Рис. 3.4. Схема подключения деаэратора обратного конденсата.

Задачей расчета деаэратора обратного конденсата(ДОК) является нахождение расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора ДТ, и расхода насыщенной жидкости из ДОК-Ддок. Расход конденсата, который возвращается из производства, определяется как:

Расход хим. очищенной воды для подпитки основного цикла станций равен:

86.79(1.5+1)/100+37?50/100+27.77?1.5/100 = =21.08 кg/s,

б УТ = 1% - коэффициент, учитывающий потери сетевой воды;

Для определения конечной температуры хим. очищенной воды составляется уравнение теплового баланса подогревателя хим. очищенной воды (ПХОВ).

(Dґпр?hґ+Dґпр?Cp?tхов)? з= Dхов?Ср(tЅхов-tґхов);

tхов=tЅхов+2С;

(Dґпр?hґ+Dґпр?Cp?(tЅхов+2))? з= Dхов?Ср(tЅхов-tґхов);

(0.886?439.36+0.886?4,19?(tЅхов+2))?0.98=21.08?4.19?(tЅхов-25);

tЅхов = 30.77 С;

tхов = 30.77+2=32.77С.

Для расчета расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора, и расхода добавочной воды составляется система уравнений, включающая уравнения материального и теплового баланса деаэратора обратного конденсата(ДОК).

1) Dдок = DЅпр+Dхов+Dт+Dк;

2) (Dхов?СрtЅхов+DЅпр?hЅ+Dт?hт+Dk?tk?Cp)? з = Dдок? hґ;

(21.08?4,19?30.77+0.414?2683.8+2694.4?D Т +18.5?70?4.19)?0.98=

=(39.99+D Т)?439;

D Т = 3.85 кg/s;

Dдок = 39.99+3.85 = 43.85 кg/s.

3.7 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ)

Задачей расчета ДПВ является определение расхода пара, отбираемого из отбора и расхода конденсата.

Рис. 3.5. Схема подключения ДПВ.

Для определения выше перечисленных расходов составляется система уравнений, состоящих из уравнений материального и теплового баланса.

1) Dпв=(D1+D2+D3)+Dдок+;

2) (D 1 +D 2 +D 3)? hґ3 ? з+Dдок? hґдок? з+? h4? з+?hґ? з= Dпв?hґ;

Dпв--Dдок - (D1+D2+D3)=89.99-9.82-43.85-;

9.82?684.2?0.98+43.85?439.36?0.98+(89.99-9.82-43.85-

-)?3032.4?0.98+?666.95?0.98=89.99?666.95

88.99-9.82-43.85-31.65=4.67 kg/s.

3.8 Расчет подогревателей низкого давления

Задачей расчета ПНД является определение расходов пара, отбираемых из отборов турбины, а также расхода конденсата, поступающего из конденсатора турбины.

Для определения расходов пара из отбора турбины составляется уравнение теплового баланса для каждого ПНД.

(D 4 ґ?h 4 +Dґk?Cp(ts-(ts-tk)/3)+Dсп?hґсп)? з = ?Cp?ts+D4?hґ4;

D 5 ?h 5 ? з+D 4 ?hґ 4 ? з+Dґk?Cp(tk+(ts-tk/3))? з=Dґk?Cp(ts-(ts-tk/3))+(D 4 +D 5)?hґ 5 ;

D К =Dґk-(D 4 +D 5 +D 6)=17.94-(2.68+1.79+1.26)=12.21 kg/s.

4. Определение характеристик паровой турбины

4.1 Материальный баланс ПТ

Задачей расчета этого параграфа является составление уравнения материального баланса ПТ и определение относительного расхождения в расчете расхода пара на паровую турбину.

Уравнение материального баланса паровой турбины:

DЙ+DЙЙ+DЙЙЙ+DЙV+DV+DVЙ+Dk;

DЙ=D 1 =3.64 kg/s;

DЙЙ=D 2 =3.38 kg/s;

DЙЙЙ=D 3 +Dґп=2.8+37=39.8 кg/s;

DЙV=D 4 +=2.68+4.67=7.35 kg/s;

DV=D 5 =1.79 kg/s;

DVЙ=D 6 +Dсп+Dт=1.26+13.71+3.85=18.82 kg/s;

3.64+3.38+39.8+7.35+1.79+18.82+18.5=83.28kg/s;

Относительное расхождение в расчете расхода пара на паровую турбину:

4.2 Энергетический баланс паровой турбины.

Задачей расчета этого параграфа является составление уравнения энергетического баланса и определение относительной ошибки в расчете электрической мощности турбины.

Рт = Do(ho-h 1)+(Do-D 1)(h 1 -h 2)+(Do-D 1 -D 2)(h 2 -h 3)+

+(Do-D 1 -D 2 -D 3 - Dґп)(h 3 -h 4)+(Do-D 1 -D-D 3 --Dґп-D 4)(h 4 -h 5)+

+(Do-D 1 -D 2 -D 3 --Dґп-D 4 -D 5)(h 5 -h 6)+Dk(h 6 -hк);

Р Т =83.28(3473.55-3276.1)+(83.28-3.64)(3276.1-3148.82)+

+(83.28-3.64-3.38)(3148.82-2921.42)+(83.28-3.64-3.38-39.8-37)(2921.42-

3032.4)+(83.28-3.64-3.38-39.8-4.67-37-2.68)(3032.4-2812)+

+(83.28-3.64-3.38-39.8-4.67- 37-2.68-1.79)(2812-2694.4)+

18.5(2694.4-2440)=50704.4 kW.

Номинальная электрическая мощность паровой турбины:

Р Т = Р Т? зм? зэ =50000?0.98?0.995=48755 кW;

Тогда относительное расхождение в расчете электрической мощности паровой турбины равно:

Подобные документы

Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. Расчет установки сетевых подогревателей. Процесс расширения пара в приводной турбине питательного насоса. Определение расходов пара на турбину. Расчет тепловой экономичности ТЭС и выбор трубопроводов.

курсовая работа , добавлен 10.06.2010

Краткое описание тепловой схемы турбины Т-110/120–130. Типы и схемы включения регенеративных подогревателей. Расчет основных параметров ПВД: греющего пара, питательной воды, расход пара в подогреватель, охладителя пара, а также охладителя конденсата.

курсовая работа , добавлен 02.07.2011

Процесс расширения пара в турбине в h,s-диаграмме. Баланс основных потоков пара и воды. Определение расхода пара на приводную турбину. Расчет сетевой подогревательной установки, деаэратора повышенного давления. Определение тепловой мощности энергоблоков.

курсовая работа , добавлен 09.08.2012

Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.

курсовая работа , добавлен 19.03.2012

Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.

курсовая работа , добавлен 17.09.2012

Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.

курсовая работа , добавлен 05.12.2012

Анализ методов проведения поверочного расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины. Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2. Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа Т-100-130.

дипломная работа , добавлен 02.09.2010

Тепловая схема проектируемой теплофикационной установки. Выбор основного оборудования: подогревателей сетевой воды, насосов, трубопроводов, компоновочных решений. Тепловой, проверочный, гидравлический и прочностной расчет сетевых подогревателей.

курсовая работа , добавлен 15.04.2015

Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.

курсовая работа , добавлен 25.12.2012

Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.

Выбор оборудования и расчёт показателей тепловой эффективности теплоэлектроцентрали

4. Описание принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

Принципиальная тепловая схема является основой проектируемой электростанции. В результате расчётов определяют расход свежего пара на турбину, для контроля правильности выбора исходных данных используют значения энергетических показателей (удельный расход условного топлива на каждый вид вырабатываемой энергии). Тепловая схема станции устанавливает взаимосвязь основных и вспомогательных агрегатов, которые принимают участие в выработке электроэнергии и тепла, отпускаемого внешним потребителям.

Принципиально тепловую схему электростанции (энергоблока) нового типа разрабатывают на основе имеющихся теоретических исследований, опыта эксплуатации действующих электростанций, новых технических предложений и результатов технико-экономических расчётов.

Составление принципиальной тепловой схемы ТЭЦ имеет ряд особенностей. На ТЭЦ с промышленной и отопительной нагрузкой устанавливают теплофикационные турбоагрегаты двух или трёх различных типов (ПТ, Р, Т) технологически связанных между собой. Так, общими являются линии промышленного отбора пара турбин ПТ и Р, линии обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды, подпиточной воды тепловой сети. Однако, сетевые подогревательные установки выполняют обычно индивидуальными у каждого турбоагрегата типа Т или ПТ. На такой сложной ТЭЦ с разнотипными турбоагрегатами принципиально тепловая схема включает по одному турбоагрегату каждого типа. Принципиальная тепловая схема такой ТЭЦ включает схемы отпуска пара и горячей воды, а также регенеративного подогрева воды для каждого турбоагрегата, подготовки подпиточной и добавочной воды.

Для ТЭЦ с промышленной и отопительной нагрузкой и разнотипными теплофикационными турбоагрегатами (ПТ, Р, Т), технологически связанными между собой (линиями промышленного отбора пара, подогрева добавочной и подпиточной воды и обратного конденсата),принципиальная тепловая схема составляется как единая схема, состоящая из связанных схем агрегатов разных типов.

Принципиальная схема теплоснабжения включает:

1 турбина ПТ-60/75-130/13;

1 турбина Т-50/60-130;

3 паровых котла типа Е-320-140;

2 пиковых водогрейных котла КВ-ТК-100;

Регенеративные подогреватели питательной воды;

Основные насосы (конденсатные, питательные, сетевые);

Деаэраторы питательной и сетевой воды;

Узлы подпиток основного цикла станции и теплосети;

Узел отпуска тепла внешним потребителем.

Паровые котлы серии "Е" предназначены для выработки насыщенного пара, потребляемого предприятиями всех отраслей промышленности для технологических, отопительных и бытовых нужд. Котёл Е-320-100 с естественной циркуляцией воды. Естественная циркуляция образуется в замкнутом контуре за счёт разности плотностей смеси в опускных и подъёмных трубах.

Подвод пара осуществляется в среднюю часть турбины через два стопорных и четыре регулирующих клапана. К турбине подключен один подогреватель высокого давления (ПВД), питаемый паром из отборов и выходного патрубка. В турбоустановке также предусмотрен деаэратор.

Турбина Т - 50/60-130.

Т - турбина с теплофикационным отбором;

50 - номинальная мощность турбины, МВт;

60 - максимальная мощность турбины (при отключенных отборах), МВт;

130 - давление пара перед турбиной, атм. (13,0 МПа).

Теплофикационная паровая турбина Т-50/60-130 предназначена для привода электрического генератора и имеет два теплофикационных отбора для отпуска тепла на отопление.

В теплоподготовительной установке турбины типа "Т" предусмотрены три ступени подогрева сетевой воды:

Теплофикационный подогреватель нижнего отбора пара (подогрев до 85 О С);

Теплофикационный подогреватель верхнего отбора пара (до 140 О С);

Пиковый водогрейный котел (до 180 - 200 О С).

Последовательность технологического процесса: пар, сгенерированный в котлах, по паропроводам направляется в цилиндры турбин.

Пар в турбине ПТ - 60/75-130/13 из отборов поступает в подогреватель высокого давления (ПВД) для подогрева питательной воды и основной отработанной, на нужды технологических потребителей.

Пар в турбине Т-50/60-130, отработав на всех ступенях ЦВД, поступает в ЦНД, после чего поступает в конденсатор. В конденсаторе отработавший пар конденсируется за счет тепла отданного охлаждающей воде, которая имеет свой циркуляционный контур, далее, при помощи конденсатных насосов, основной конденсат направляется в систему регенерации. В эту систему входят 2 ПС и деаэратор. Система регенерации предназначена для подогрева питательной воды на входе в котел до определенной температуры. Эта температура имеет фиксированное значение и указывается в паспорте турбины.

Подогреватели представляют собой поверхностные теплообменники, вода в них подогревается за счет тепла пара, отобранного из турбины. Дренажи с подогревателей сбрасываются либо в предыдущий подогреватель, либо с помощью дренажных насосов в точку смешения. После того как основной конденсат прошел 2 ПС, он попадает в деаэратор, основное назначение которого заключается не в том, чтобы подогреть воду, а в том чтобы очистить ее от кислорода, который вызывает коррозию металлов трубопроводов, экранных труб, труб пароперегревателей и другого оборудования. При этом, для того чтобы процесс деаэрации в принципе происходил в деаэраторах, должна поддерживаться температура насыщения.

Основной конденсат, прошедший 2 ПС и процесс очистки от агрессивных газов, направляется на питательные насосы, которые создают необходимое давление, и направляется в группу ПВД, состоящую из двух подогревателей. Вода, имеющая строго определенные параметры и удовлетворяющая нормам химического контроля, называется питательной водой и направляется в котел.

Питательные насосы. Питание котлов водой должно быть надёжным. При снижении уровня воды ниже допустимых пределов кипятильные трубы могут оголиться и перегреться, что в свою очередь может привести к взрыву котла. Котлы с давлением выше 0,07 МПа с паропроизводительностью 2 т/ч и выше должны иметь автоматические регуляторы питания.

Для питания котлов устанавливают не менее двух насосов, из которых один должен быть с электроприводом, а другой - с паровым приводом. Производительность одного насоса с электроприводом должна составлять не менее 110 % номинальной производительности всех рабочих котлов. При установке нескольких насосов с электроприводами их общая производительность должна составлять также не менее 110 %.

Конденсатный насос. Производительность конденсатного насоса равна часовому расходу конденсата от технологического потребителя. К этому расходу следует прибавить расход конденсата от сетевого подогревателя отопления, так как в случаи повышения жёсткости конденсат сбрасывают в конденсатный бак на нужды ГВС.

Сетевой насос системы отопления и вентиляции. Этот насос служит для циркуляции воды в тепловой сети. Его выбирают по расходу сетевой воды из расчёта тепловой схемы. Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловой сети, где температура сетевой воды не превышает 70 0 С.

Напор, развиваемый сетевым насосом, выбирается в зависимости от требуемого напора у потребителя и сопротивлением сети с 10% запасом.

Подпиточный насос. Предназначен для восполнения утечки воды из системы теплоснабжения, количество воды необходимое для покрытия утечек определяется в расчёте тепловой схемы. Производительность подпиточных насосов выбирается равной удвоенной величине полученного количества воды для восполнения возможной аварийной подпитки.

Необходимый напор подпиточных насосов определяется давлением воды в обратной магистрали и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки, число подпиточных насосов должно быть не менее 2, один из которых резервный.

РОУ предназначены для снижения давления и температуры пара с целью:

Обеспечения систем теплоснабжения резервным паром (непосредственно из паровых котлов) в случае остановки теплофикационных паровых турбин или появления пиковых тепловых нагрузок;

Корректировки параметров пара из отборов турбин или турбин противодавления до значений, необходимых потребителю.

Потребителями теплоты в системах теплоснабжения являются системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, системы горячего водоснабжения (ГВС), тепловые и силовые технологические агрегаты.

В системах отопления жилых и общественных зданий в качестве теплоносителя в основном применяется горячая вода при максимальной температуре на входе в отопительный прибор t = 105?95 0 С. Для детских яслей и садов, больниц t = 85 0 С. Для большинства производственных помещений, а также лестничных клеток t = 150 0 С. Ограничение температуры теплоносителя

t = 95?105 0 С для помещений жилых и общественных зданий обусловлено разложением и сухой возгонкой органической пыли (при температуре 65?70 0 С, более интенсивно при t ? 80 0 С). По санитарным нормам температура поверхности отопительного прибора не должна превышать 95 0 С (t о.п? 95 0 С).

Температура воды для горячего водоснабжения должна быть в пределах 60?70 0 С. Расчетную температуру t 1 сетевой воды в подающем трубопроводе принимают равной 130 0 С или 150 0 С. По технико-экономическим условиям допускается принимать t 1 выше (до 200 0 С) или ниже (до 95 0 С).

Для теплоснабжения городов в большинстве случаев применяются двухтрубные водяные системы. Тепловая сеть состоит из двух параллельных трубопроводов: подающего и обратного. По подающему трубопроводу горячая вода подводится от станции к абонентам, по обратному трубопроводу охлажденная вода возвращается на станцию. Преимущественное применение в городах двухтрубных систем объясняется тем, что они пригодны для снабжения теплотой однородных потребителей, то есть систем отопления и вентиляции, работающих по одинаковым режимам. При этом вся подаваемая тепловая энергия имеет один потенциал (вода одинаковой температуры при заданной температуре наружного воздуха).

Водяные системы теплоснабжения по способу присоединения систем горячего водоснабжения разделяются на две группы: закрытые (замкнутые) и открытые (разомкнутые). В закрытых системах вода, циркулирующая в тепловой сети, используется только в качестве греющей среды, то есть как теплоноситель, и из сети не отбирается. В открытых системах вода, циркулирующая по тепловым сетям, частично или полностью разбирается у потребителей горячего водоснабжения. Минимальное число трубопроводов для открытой системы равно единице, для закрытой системы двум.

Схемы присоединения систем отопления и вентиляции к тепловым сетям могут быть зависимые и независимые.

При зависимой схеме вода из тепловых сетей непосредственно поступает в нагревательные приборы систем отопления и вентиляции.

При независимой схеме вода из тепловых сетей доходит только до тепловых пунктов местных систем и не попадает в нагревательные приборы, а в специально предусмотренных подогревателях нагревает воду, циркулирующую в системах отопления и вентиляции, и возвращается по обратному теплопроводу к источнику теплоснабжения.

Оборудование теплового пункта при зависимой схеме значительно проще и дешевле, чем при независимой. Однако существенный недостаток зависимых схем, состоящий в передаче давления из тепловой сети в местные системы и нагревательные приборы, в ряде случаев заставляет применять независимые схемы присоединения. Они применяются в тех случаях, когда уровень давления в обратном теплопроводе тепловой сети превосходит допускаемый для нагревательных приборов местных систем (чугунные радиаторы выдерживают максимальное избыточное давление 0,6 МПа) и в ряде других случаев.

В большинстве случаев отопительные системы жилых и общественных зданий присоединяются к водяным тепловым сетям по зависимой схеме со смесительным устройством. Объясняется это тем, что согласно СНиП 2-04.05-91 для жилых зданий, общежитий, школ, поликлиник, музеев и других зданий предельная (максимальная) температура теплоносителя составляет 95 0 С, в то время как максимальная температура воды в подающей линии принимается в большинстве случаев равной 150 0 С, причем имеется тенденция к дальнейшему повышению температуры воды в сети.

Основные преимущества и недостатки закрытых систем.

Преимущества:

Гидравлическая изолированность водопроводной воды, поступающей в установки горячего водоснабжения, от воды, циркулирующей в тепловой сети. Благодаря этому обеспечивается стабильное качество горячей воды, поступающей в установки горячего водоснабжения, одинаковое с качеством водопроводной воды. Вода, поступающая в установки горячего водоснабжения, не загрязняется шламом, илом, коррозионными отложениями, выпадающими в сети и отопительных приборах;

Чрезвычайно простой санитарный контроль системы горячего водоснабжения благодаря короткому пути прохождения водопроводной воды от ввода в здание до водоразборного крана;

Простой контроль герметичности теплофикационной системы, который осуществляется по расходу подпитки.

Недостатками закрытых систем являются:

Усложнение оборудования и эксплуатации абонентских вводов горячего водоснабжения из-за установок водо-водяных подогревателей;

Коррозия в системах горячего водоснабжения зданий, так как в них поступает водопроводная подогретая вода, содержащая кислород (отсутствие деаэрации);

Выпадение накипи в подогревателях горячего водоснабжения на тепловых вводах при повышенной жесткости водопроводной воды.

Для обеспечения высокого качества теплоснабжения, а также экономичных режимов выработки теплоты на ТЭЦ или в котельных и транспортировки её по тепловым сетям выбирается соответствующий метод регулирования.

В зависимости от пункта осуществления регулирования различают центральное, групповое, местное и индивидуальное регулирование. Центральное регулирование выполняется на ТЭЦ или в котельной; групповое - на групповых тепловых подстанциях (ГТП); местное - на местных тепловых подстанциях (МТП), называемых часто абонентскими вводами; индивидуальное - непосредственно на теплопотребляющих приборах. Для обеспечения высокой экономичности теплоснабжения следует применять комбинированное регулирование, которое должно являться рациональным сочетанием, по крайней мере, трех ступеней регулирования - центрального, группового или местного и индивидуального.

Эффективное регулирование может быть достигнуто только с помощью соответствующих систем автоматического регулирования (САР), а не вручную, как это имело место в начальный период развития централизованного теплоснабжения.

В водяных системах централизованного теплоснабжения (СЦТ) принципиально возможно использовать три метода центрального регулирования:

Качественный, заключающийся в регулировании отпуска теплоты за счет изменения температуры теплоносителя на входе в прибор при сохранении постоянным количество (расхода) теплоносителя, подаваемого в регулируемую установку;

Количественный, заключающийся в регулировании отпуска теплоты путем изменения расхода теплоносителя при постоянной температуре его на входе в регулируемую установку;

Качественно-количественный, заключающийся в регулировании отпуска теплоты посредством одновременного изменения расхода и температуры теплоносителя.

При автоматизации абонентских вводов основное применение в городах получило центральное качественное регулирование, дополняемое на ГТП или МТП количественным регулированием или регулирование пропусками.

Анализ и синтез системы автоматического управления электропривода блюминга

Рисунок 1.1 - Схема САУ подчинённого регулирования Любая электромеханическая система состоит из электрической и механической части. К механической части относится ротор двигателя, приводной вал и рабочий орган (РО)...

Влияние схем включения подогревателей энергоблока на тепловую эффективность подогрева

Таблица 1.1. Исходные данные для расчета тепловой схемы Параметры Обозначения Размерность Величина 1 Мощность турбоустановки МВт 250 2 Начальные параметры МПа/C 24.5/550 3 Параметры промперегрева МПа/C 4...

Модернизация электрооборудования кормораздатчика-смесителя

Модернизация - это внесение в конструкцию действующего электрооборудования изменений, которые повышают его технический уровень и улучшают его экономические характеристики...

Оборудование электростанции

Описание тепловой схемы блока. Паровая турбина ПТ-80100-13013 с промышленным и теплофикационными отборами пара работает в блоке с барабанным котлом производительностью 500 тч...

Проект первой очереди БГРЭС-2 с использованием турбины К-800-240-5 и котлоагрегата Пп-2650-255

Тепловая схема представлена на рис. 2.2 и листе 3 графической части проекта...

Проект строительства ТЭЦ 500 МВт

Принципиальная тепловая схема с турбиной Т-100-130 представлена на рисунок 2.1. Как видно из схемы турбина двухцилиндровая с двухпоточной ЧНД и одним регулируемым отбором. Система регенерации состоит из четырех подогревателей низкого давления...

Проектирование гидроэлектростанции

Принципиальная тепловая схема (ПТС) ТЭС определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает в себя основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование...

Проектирование и анализ работы вентильных преобразователей электрической энергии

ГОН состоит из генератора прямоугольных импульсов, собранных на трёх элементах НЕ (DD1.1-DD1.3) с подключёнными к ним резистором и конденсатором (R1 и C1). Период вырабатываемых импульсов равен, тогда частота импульсов будет равна: Гц...

Проектирование электропривода компрессора бурового станка СБШ–250МН

Основным составляющим элементом привода, обеспечивающим регулирование вращения электропривода компрессора является низковольтное комплектное устройство, включающее в себя тиристорный преобразователь...

Расчет 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...

Расчет упрощенной схемы паротурбинной установки

В расчетную схему (ПТС) включаются все элементы, в которых должны быть рассчитаны параметры и расходы пара и воды, а также трубопроводы (линии), по которым рабочее тело движется от элемента к элементу...

Расчет цикла парогазовой установки

Атмосферный воздух, сжатый в компрессоре, подаётся в высокопарный парогенератор, работающий на жидком или газообразном топливе, сжигаемом под давлением. Продукты сгорания топлива с требуемой температурой (700-1100°С) поступают в газовую турбину...

Система автоматизированного регулирования режима теплового парового котла

Принципиальные электрические схемы автоматизации являются проектными документами, расшифровывающими принцип действия и работы узлов, устройств и систем автоматизации, работающих от источника электрической энергии...

Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства высокого напряжения на газомазутной ГРЭС (8К-300)

Краткая характеристика турбоустановки К-300-240 Конденсационная паровая турбина К-300-240 производственного объединения турбостроения "Ленинградский металлический завод" (ПОТ ЛМЗ), номинальной мощностью 300 МВт, с начальным давлением пара 23...

1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.

Обозначения на схеме ТЭС:

Топливное хозяйство;
подготовка топлива;
промежуточный пароперегреватель;
часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
электрический генератор;
трансформатор собственных нужд;
трансформатор связи;
главное распределительное устройство;
конденсатный насос;
циркуляционный насос;
источник водоснабжения (например, река);
(ПНД);
водоподготовительная установка (ВПУ);
потребитель тепловой энергии;
насос обратного конденсата;
деаэратор;
питательный насос;
(ПВД);
шлакозолоудаление;
золоотвал;
дымосос (ДС);
дымовая труба;
дутьевой вентилятов (ДВ);
золоуловитель.

Описание технологической схемы ТЭС:

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

топливное хозяйство и система подготовки топлива;
котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
установка водоподготовки и конденсатоочистки;
система технического водоснабжения;
система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

Введение 5
1. Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ 6
1.1 Описание тепловой схемы промышленной электростанции 6
1.2 Расчет принципиальной тепловой схемы промышленной электростанции 8
1.2.1 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давления из отборов турбины 8
1.2.2 Определение расхода пара и питательной воды 11
1.2.3 Составление теплового баланса по ПВД и определение расхода пара из отборов турбины 13
1.2.4 Расчет деаэратора 15
1.2.5 Составление теплового баланса по ПНД 17
1.2.6 Определение электрической мощности турбины 21
2. Расчет водяной системы теплоснабжения 23
2.1 Постановка задачи (задание на проектирование) 23
2.2 Определение расчетного расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение 24
2.2.1 Расчет для микрорайона А 24
2.2.2 Расчет потребного количества тепла для абонентов Б, В, Г, Д 26
2.2.3 Построение графика тепловой нагрузки (часовой и годовой) по продолжительности стояния наружной температуры для микрорайона А 29
2.3 Построение температурного графика регулирования от ТЭЦ 30
2.4 Определение расчетного расхода сетевой воды в тепловых сетях 34
2.4.1 Определение расхода сетевой воды для микрорайона А 36
2.5 Построение графика расхода сетевой воды в зависимости от наружной температуры 37
2.6 Гидравлический расчет тепловой сети 39
2.7 Тепловой расчет теплопровода 42
2.7.1 Определение тепловых потерь 42
2.7.2 Определение оптимальной (экономичной) толщины изоляции 45
2.8 Выбор оборудования центрального теплового пункта (ЦТП) для микрорайона А и его компоновка 47
2.8.1 Расчет теплообменника на горячее водоснабжение 49
Список литературы 53

1. Блюденов П. Я. Источники и системы теплоснабжения предприятий / Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2001.
2. Баженов М.И.;Богородский Л.С. Составление и расчет принципиальной тепловой паротурбинной электростанции / МЭИ. М., 1984.
3. Баженов М. И., Богородский А. С. Расчет тепловой схемы паротурбинной электростанции / МЭИ. М., 1963.
4. Блюденов П.Я.,Овсянников В.В. Источники и системы теплоснабжения / Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 1998.
5. Водяные тепловые сети (справочное пособие) / ЗАИ. М., 1988.
6. Вукалович М. П. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Машиностроение, 1967.
7. Елизаров Д. П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: Энергия, 1967.
8. Промышленные тепловые электростанции / Под ред. Е. Я. Соколова. М.: Энергия, 1979.
9. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиз-дат, 1987.
10. Сазанов Б. В. и др. Промышленные тепловые электростанции. М.: Энергия, 1967.
11. Сафонов А.П. .Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям / ЭАИ. М., 1968.
12. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергия, 1982.
13. Теплоснабжение. В.Е.Козин, Т.А.Левина и др. / ЗАИ. М., 1980.

Введение

Курсовой проект состоит из двух частей: расчета принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки (ПТУ) (раздел “Источники теплоснабжения предприятий”) и расчета водяной системы теплоснабжения (раздел “Системы теплоснабжения предприятий”).

Примерно 80 % всей вырабатываемой в мире электроэнергии приходится на ПТУ, в которых в качестве рабочего тела используют водяной пар, совершающий регенеративный цикл, т. е. тепловой цикл с отбором пара на регенеративный подогрев питательной воды в смешивающих или поверхностных подогревателях. Паровая турбина служит для преобразования тепловой энергии пара в механическую (энергию вращения ротора), а затем в электрическую. Экономичность ПТУ зависит от начальных и конечных параметров пара, а также типа применяемых турбин. В соответствии с видом технологической нагрузки на ПТУ используются следующие турбины:

конденсационная без регулируемого отбора пара (К-6-35);

конденсационная с теплофикационным регулируемым отбором пара (Т-6-35);

конденсационная с производственным регулируемым отбором пара (П-6-35/5);

конденсационная с двумя типами регулируемого отбора пара - производственный и теплофикационный (ПТ-50-130/7);

с противодавлением (Р-12-90/13).

Тепловая энергия, выработанная ПТУ, с помощью тепловых сетей передается различным (производственным и непроизводственным) потребителям. Через центральные тепловые пункты (ЦТП) тепло распределяется на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Основная задача отопления заключается в поддержании внутренней температуры помещения на заданном уровне. Для этого необходимо сохранение равновесия между тепловыми потерями и теплопритоками.

Существуют несколько схем подсоединения потребителей горячего водоснабжения к тепловым сетям: зависимая и независимая, параллельная и последовательная, двухступенчатая последовательная и смешанная. Выбор схемы подсоединения зависит от конкретных условий, характерных для данного участка, и определяется некоторыми факторами.

Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ

Описание тепловой схемы промышленной электростанции

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ (приложение А) показывает технологическую связь всех основных элементов станции и их роль в технологическом процессе выработки тепла и электрической энергии, определяет направление основных потоков пара, конденсата, питательной воды, а также их параметры.

Обычно элементы тепловой схемы размещают на чертеже в определенной последовательности. Как правило, в верхнем левом углу находится парогенератор (ПГ), имеющий наибольшие рабочие параметры. Остальные элементы располагают по часовой стрелке в порядке снижения, а затем увеличения параметров основного рабочего потока. Следовательно, по трубопроводу высокого давления пар из ПГ (первая фаза) направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) турбины. Часть пара через первый, второй и третий отборы в цилиндре направляется на регенеративный подогрев в подогреватели высокого давления ПВД1-ПВД3 и деаэратор. Из последнего отбора ЦВД одна часть пара (расчетная) идет на производственные нужды (), вторая - поступает в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины. В нем имеется четыре отбора, через которые меньшая часть пара распределяется на подогреватели низкого давления ПНД4-ПНД7, из шестого и седьмого отборов значительная часть пара поступает в сетевые подогреватели СП1, СП2 для поддержания температурного графика в тепловых сетях. Остаток пара, пройдя последнюю ступень ЦНД, направляется в конденсатор.

Конденсатор представляет собой цилиндрический корпус, внутри которого расположены латунные трубки. По ним протекает охлаждающая вода, поступающая в конденсатор обычно при температуре 10-15С. Пар обтекает эти трубки сверху вниз, охлаждается, конденсируется и собирается в нижней части корпуса.

С помощью конденсатного насоса (КН) конденсат проходит эжектор (ЭЖ), где поддерживается глубокий вакуум, далее через сальниковый подогреватель (СП) направляется в подогреватели ПНД7-ПНД4, в которых происходит повышение температуры и давления рабочего потока.

После многоступенчатого подогрева конденсат поступает в активную часть колонки деаэратора, где смешивается с подпиточной водой. Вода, поступающая на деаэрацию, через патрубки вводится в смесительное устройство, расположенное в верхней части колонки. Стекая вниз, она рассеивается в смесительном устройстве, что облегчает выделение газов при ее вскипании. Снизу, навстречу воде, через патрубки деаэрационной колонки подается пар из отбора цилиндра турбины. Насыщенная газами паровоздушная смесь отсасывается через патрубок в верхней части колонки.

Деаэрированная вода поступает в аккумулятор деаэратора, емкость которого служит резервом, и используется в аварийных случаях. Отсюда приготовленная вода самотеком поступает в питательный насос (ПН), который нагнетает ее в подогреватели ПВД3-ПВД1. После трехступенчатого подогрева рабочий поток направляется в котел ПГ.

В практике известны три метода расчета тепловой схемы:

в долях отборов;

по предварительно заданному расходу пара на турбину с последующим уточнением;

по заданному пропуску пара в конденсатор.

В данных указаниях расчет тепловой схемы производится по предварительно заданному расходу пара на турбину только на один режим, соответствующий наибольшей мощности.