Шелудько Л.П., Абрамова А.Ю., Шамшурина Г.И. Выбор оборудования и расчет тепловой схемы ТЭЦ. Учебное пособие

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 2.11

Отсек

турбины

Расход пара через отсек

Величина

расхода через

отсек, кг/с

Расходы пара

в отборы, кг/с



УПЛ

DD 

177,8

DDD

III



168,73

079

,D 

III

DDD

IIIII



165,15

573

,D 

ДПIIIIV

DDDDD 

101,83

6910

,D 

DDD

IVV



96,6

2355

,D 

DDD

VVI



96,6

D

VII

ВСПVIVII

DDDD 

80,71

3945

,D 

VIII

НСПVIIKVIII

DDDDD 

28,05

3734

,D 

Теперь можно определить электрическую мощность турбины ПТ-135:

     

       

     

   

 

.МВт,,],

),,(),,()(,

),,,(,,[

]iiDiiDiiDii)DD(

)ii(Dii)DDD(iiDiiD[N

МГKKНСПВСП

ПДЭ

441236099850256735110528

264735113734294826813511510395284035112355

30083511855177069103051351158331453511079

070770606

404303202101













Разница между заданной

125

МВт и определенной в

результате расчета тепловой схемы электрической мощностью

турбоагрегата ПТ-135-130 составляет

561390,N



кВт. Так как

разница выше 1%, следует повторить расчет тепловой схемы,

скорректировав расход пара на турбину:

DDD 



где

D

ЭМoii





кг/с (рекомендуется принять

15,1

2.8.1.3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБОАГРЕГАТА ПТ-135-165/130 ПРИ РАБОТЕ

В РЕЖИМЕ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТЕПЛОВОМ ПОТРЕБЛЕНИИ

Результаты расчета тепловой схемы турбоагрегата ПТ-135 для

расчетного максимально-зимнего режима работы ТЭЦ, проведенного

по первому варианту – с заданной электрической мощностью

125

МВт, показали, что из-за принятого расхода острого пара

180

135



ПТ

кг/с, существенно меньшего, чем номинальный

85,51

кг/с (

84

кг/с), турбина имеет значительную конденсационную выработку

электроэнергии.

Если при расчетном максимально-зимнем режиме турбоагрегаты

ПТ-135 вырабатывают электрическую энергию на тепловом

потреблении, то в их конденсаторы пропускается лишь

вентиляционный поток пара.

В этом случае расход тепловой схемы должен вестись по второму

варианту с заданным расходом пара на турбину. В результате расчета

тепловой схемы определится электрическая мощность турбоагрегата

с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.

Ориентируемся на результаты расчета тепловой схемы

турбоагрегата ПТ-135 при расчетном максимально-зимнем режиме,

проведенного по первому варианту – с заданной электрической

мощностью

125

МВт и расходе пара на турбину

180

D

кг/с. При

этом расход пара в конденсатор был равен



28,05 кг/с.

Учитывая, что вентиляционный пропуск пара в конденсатор

должен составлять около 4 кг/с, примем, что при расчете тепловой

схемы по второму варианту заданный расход пара на турбину будет

равен



145 кг/с.

В этом случае расход питательной воды составит

ПВ

B= D

+BD

утB

+BW

прB

=B145B+B2,2B+B0,58B=B147,61Bкг/с.

При построении процесса расширения пара в турбине в i–s–

диаграмме на расчетном режиме считаем, что внутренние

относительные КПД части высокого и среднего давления турбины

ниже, чем на номинальном режиме, и равны

825,0

ЧВД



87,0

ЧСД



Относительный внутренний КПД ЦНД определяем по рис.BП6:

14,0

ЧНД



. При этих значениях КПД строим процесс расширения в

i–s–диаграмме.

Расход пара на регенеративные подогреватели определяем

приближенно по формуле

’

где

– расход пара на турбину в расчетном и номинальном

режимах;

– расход пара в

-тый отбор при номинальном режиме.

Оценим величину расхода пара через передние концевые

уплотнения ЦВД

2,2

УПЛ

кг/с, расход пара на ДВД

5

кг/с.

Давления пара в отборах из ЦВД пропорциональны отношению

расходов пара через отсеки на текущем и номинальном режиме

работы турбины:

PP 

где

– давление в

-том отборе на расчетном и номинальном

режимах;

– расход пара в

-том отсеке турбины на расчетном и

номинальном режимах.

В табл.B2.12 приведены предварительно определенные значения

расходов пара в отборы и в отсеках в ЧВД турбины.

Таблица 2.12

Отсек Расход пара через отсек

Величина

расхода через

отсек, кг/с

Расходы пара

в отборы, кг/с



УПЛ

DD 

142,8

DDD

III



136,14

66,6

D

III

DDD

IIIII



130,29

85,5

D

ДПIIIIV

DDDDD 

66,01

42,7

D

Давление в третьем отборе

5,1

P

МПа, поддерживается на

заданном уровне регулятором давления промышленного отбора.

Давление пара в шестом отборе поддерживается на расчетном

режиме на постоянном уровне регулятором давления верхнего

теплофикационного отбора. Оно было определено ранее (

209,0

P

МПа). Давление в седьмом отборе

147,0

P

МПа. Давление пара в

четвертом и пятом отборах зависят от расхода пара через пятый и

шестой отсеки турбины и в дальнейшем будут уточнены по формуле

Флюгеля.

Параметры пара и конденсата, полученные при построении i–s–

диаграммы, сведены в табл.B2.13. При её составлении принято, что

потери давления в паропроводах отборов равны 7% от давления в

отборе, температурные напоры в ПВД 3С, в ПНД 5С.

Таблица 2.13

Точка процесса

Обозн. на ПТС

Пар в отборах

Конденсат

в подогревателе

Вода за

подогревателе

,М

С

кДж/кг

МПа

С

кДж/кг

Пi

С

Пi

кД

ж/к

0 13,0 565 3511

12,75 562 3511

1 П1 2,4 340 3100 2,22 217,72 933 214,72 925

2 П2 1,51 290 3010 1,41 195,38 832 192,38 826

3 П3 1,5 289 3005 1,4 195 830 192 825

Д 0,6 158,8 670

4 П4 0,42 150 2758 0,39 142,7 601 137,7 581

6 П6 0,209 121 2970 0,194 119,25 501 114,25 481

7 П7 0,147 110 2643 0,137 – 456 – –

К К 0,0034 26,2 2717

Пользуясь табл.B2.13, уточним расход пара на ПВД-I, ПВД-2 и

ПВД-3:

 

99,09333100

82692561,147









ПППВ

ttW

= 6,81 кг/с;

   

 

   

 

25,0

99,08333010

99,083393381,682582661,147

21132

















ssПППВ

ttDttW

кг/с,

т.е. второй отбор оказывается вытеснен. Принимаем D

=B0, а дренаж

из П1 направляем в П3.

   

 

   

 

./ 45,8

99,08303005

99,083093381,669782561,147

3113

скг

ttDttW

SSПНППВ

















Предварительно оценим энтальпию основного конденсата после

точки смешения I. Учитывая, что в точку смешения I подводятся

большие потоки конденсата греющего пара из ПДХОВ с энтальпией

1,671

ПДХОВ

кДж/кг и из ВСП с

499

ВСП

кДж/кг, оценим величину

энтальпии основного конденсата

520

СI

кДж/кг в точке смешения I.

По предварительной оценке, энтальпия основного конденсата после

ПНД-5 должна составлять 547,5BкДж/кг. Таким образом, ПНД-5

фактически вытеснен и не потребляет греющего пара

D

Для нахождения расхода пара на ПНД-6 нужно знать величину

расхода конденсата через ПНД-6 W

П6

и энтальпию в точке смешения

С

. Они еще не известны. Предварительно оценим

вентиляционный расход пара в конденсатор турбины

5,3

кг/с и

расход конденсата, поступающего через ПНД-7 в точку смешения II.

 

DDDDDW

СПCOЭЖKП



= 3,5 + 1,5 = 5 кг/с.

При вентиляционном пропуске пара включается рециркуляция

конденсата по замкнутому контуру: конденсатор, эжектор,

сальниковый охладитель, сальниковый подогреватель, конденсатор.

Избыточное количество тепла, выделяемое в ЭЖ, СО и СП,

сбрасывается в конденсатор и отводится с циркуляционной водой.

Учитывая наличие рециркуляции и подогрева конденсата в ЭЖ,

СО и СП, считаем, что энтальпия конденсата после ПНД-7, который

отключен (

D

), равна

300



кДж/кг.

Расход основного конденсата через ПНД-6 равен сумме потоков

конденсата и химочищенной воды после точки смешения II:

135

276





ПТ

ХОВПСВНСППП

WDDWW

= 5+ 48,29 + 6 + 38,47 = 97,76 кг/с.

Предварительное значение энтальпии в точке смешения 

определится из уравнения теплового баланса точки смешения:



СПП

tW .

ПХОВ

ПТ

ХОВ

ПСВ

SПСВ

НСП

SНСППП

tWtDtDtW

1352

277







;

./ 38,366

76,97

5,28047,3845629,4809,25163005

135

277

кгкДж

tWtDtDtW

SДД

ПТ

ХОВSНСП

ПСВ

SПСВПП

СII















Расход основного конденсата, проходящего после точки

смешения I через ПНД-5, ПНД-4 и поступающего в ДВД

646

DDDDWW

ВСППДХОВПКД



. (2.3)

Предварительно оценив величину расхода основного конденсата

в ДВД

135

КД

кг/с, найдем расход греющего пара на ПНД-4:

 

856,3

99,06012758

520581135













CIПКД

ttW

кг/с. (2.4)

Расход пара на ПНД-6:

./ 04,5

99,0)5012670(

99,0)501601(856,3)38,366481(76,97

)(

)()(

64466

скг

ttDttW

SSСПП



















Решив совместно два уравнения (2.3) и (2.4), определяем расход

основного конденсата в деаэратор:

 

   

 

   

31,145

52058199,06012758

99,06012758)04,55,1086,2776,97(

444

4466















CIПS

SВСППДХОВП

КД

ttti

tiDDDW



кг/с.

Уточним энтальпию основного конденсата после точки смешения

I в системе регенерации турбоагрегата:

./ 14,519

31,145

5015,101,67186,27501)04,5856,3(48176,97

)(

66466

кгкДж

tDtDtDDtW

КД

ВСП

SВСП

ПДХОВ

SПДХОВSПП















Расхождение между предварительно принятой энтальпией

основного конденсата в точке смешения I (520 кДж/кг) и полученной

в результате расчета (519,14кДж/кг) меньше 5%. Поэтому в

дальнейшем не требуется проведения дополнительных итерационных

расчетов по уточнению энтальпий основного конденсата в точках

смешения системы регенерации и расходов пара на регенеративные

подогреватели.

Уточним расход пара на деаэратор высокого давления:

 

./ 75,2

3005

58131,145830)45,881,6(27569,069761,147

скг

tWtDiDDtW

ПКДSПВДДУПЭПВПВ













Уточним величину расхода пара в конденсатор:

)(

643210 НСПВСППДУПЛK

DDDDDDDDDDDD 

;



145 – (2,2+6,81 + 0 + 8,45 + 2,75 + 51,85 + 3,856 + 5,04 +

+ 10,5+ 48,29 ) = 5,248 кг/с.

Расходы пара в отборах и по отсекам турбины ПТ-135 при ее

работе на максимально-зимнем режиме с выработкой электроэнергии

на тепловом потреблении приведены в табл.B2.14.

Таблица 2.14

Отсек Расход пара через отсек

Величина

расхода через

отсек, кг/с

Расходы пара

в отборы, кг/с



УПЛ

DD 

142,8

DDD

III



135,99

81,6

D

III

DDD

IIIII



135,99

D

ДПIIIIV

DDDDD 

72,931

45,8

D

DDD

IVV



69,07

856,3

D

DDD

VVI



69,07

D

VII

ВСПVIVII

DDDD 

53,54

04,5

D

VIII

НСПVIIKVIII

DDDD 

5,248

D

Электрическая мощность турбины ПТ-135 с выработкой

электроэнергии на тепловом потреблении при работе на расчетном

максимально-зимнем режиме:

       

     

 

. 04,95308985,0]27173511248,5

2643351129,4826703511)5,1004,5(27583511856,3

30053511)85,5175,245,8(3010351103100351181,6[

])(

)([

7070606

404303202101

МВт

iiDiiDiiDD

iiDiiDDDiiDiiDN

МГKНСПВСП

ПДЭ













3. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВОК

ПРИ МАКСИМАЛЬНО-ЗИМНЕМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ ТЭЦ

3.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВОК ТЭЦ

ПРИ РАБОТЕ ТУРБИН ПТ-135-130/15 С КОНДЕНСАЦИОННЫМ

ПРОПУСКОМ ПАРА

Полный расход тепла на турбоустановку Р-100/105-130/13:

 





ПВ

РР

ТУ

tiDQ

100

211(3511 – 1007,8) = 528175 кВт.

Полный расход тепла на турбоустановки ПТ-135-130/13:

 





 ПВ

ПТПТ

ТУ

tiDQ

135

2180(3511 - 979,6) = 911304 кВт.

Полный расход тепла на турбоустановки ТЭЦ:

ТУ

100Р

ТУ







135ПТ

ТУ

1439479 кВт.

Расход тепла на производственных потребителей

 



 1ПСВОКПОКОКППП

tDDtDiDQ

2503008-150398-

10026,134=713322кВт,

где

= 250 кг/с – расход пара промышленным потребителям;

ОК

= 150 кг/с – расход обратного конденсата.

Расход тепла турбоустановками на отопление, вентиляцию и

горячее водоснабжение



 ТЭЦТТ



4500000,55 = 247500 кВт.

Общий расход тепла турбоустановками на внешних потребителей



ТПВН

QQQ

713322 + 247500 = 960822 кВт.

Расход тепла турбоустановками ТЭЦ на выработку

электрической энергии



ВНТУ

ТУ

QQQ

1439479 – 960822 = 478657 кВт.

Полный КПД турбоустановок ТЭЦ

.203,0

1439479

44,123609253,101387









ТУ



Коэффициент полезного действия турбоустановок ТЭЦ по

производству электроэнергии









478659

44,123609253,101387

ТУ



0,61.

3.2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОАГРЕГАТОВ ТЭЦ

ПРИ РАБОТЕ ТУРБИН ПТ-135-130/15 С ВЫРАБОТКОЙ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТЕПЛОВОМ ПОТРЕБЛЕНИИ

Полный расход тепла на турбоустановку Р-100/105-130/13

 





ПВ

РР

ТУ

tiDQ

100

211(3511 – 1007,8) = 528175 кВт.

Полный расход тепла на турбоустановки ПТ-135-130/13

 





 ПВ

ПТПТ

ТУ

tiDQ

135

2BB145(3511 - 925) = 749940 кВт.

Полный расход тепла на турбоустановки ТЭЦ

ТУ

100Р

ТУ







135ПТ

ТУ

1278115 кВт.

Расход тепла на производственных потребителей

 



 1ПСВОКПОКОКППП

tDDtDiDQ

= 250BB3005B-B150BB240,43B–B100BB26,134B=B712572BкВт,

где

= 250 кг/с – расход пара промышленным потребителям;

ОК

= 150 кг/с – расход обратного конденсата.

Расход тепла турбоустановками на отопление, вентиляцию и

горячее водоснабжение



 ТЭЦТТ



450000BB0,55 = 247500BкВт.

Общий расход тепла турбоустановками на внешних потребителей



ТПВН

QQQ

712572 + 247500 = 960072 кВт.

Расход тепла турбоустановками ТЭЦ на выработку

электрической энергии



ВНТУ

ТУ

QQQ

1278115 – 960072 = 318043 кВт.

Полный КПД турбоустановок ТЭЦ

.228,0

1278115

95308253,101387









ТУ



Коэффициент полезного действия турбоустановок ТЭЦ по

производству электроэнергии









318043

95308253,101387

ТУ



0,918.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица П1

Климатологические данные некоторых городов Российской Федерации

Продолжительност

ь отопительного

периода, ч/год

Температура воздуха

расчетная средняя

самого

холодног

о месяца

средняя за

отопительны

й период

отоплени

вентиляци

Актюбинск 4870 -31 -21 -15,6 -7,2

Алма-Ата 3980 -25 -10 -7,4 -2,1

Архангельск 6020 -32 -19 -12,5 -4,7

Астрахань 4130 -22 -8 -6,8 -1,6

Барнаул 5260 -39 -23 -17,7 -8,3

Брянск 4940 -24 -13 -8,5 -2,8

Владивосток 4820 -25 -16 -14,4 -4,6

Воронеж 4780 -25 -14 -9,3 -3,4

Волгоград 4370 -22 -13 -9,2 -3,4

Иваново 5210 -28 -16 -11,8 -4,4

Иркутск 5780 -38 -25 -20,9 -8,9

Казань 5230 -30 -18 -13,5 -5,7

Караганда 5090 -32 -20 -15,1 -7,5

Киев 4490 -21 -10 -5,9 -1,1

Красноярск 5640 -40 -22 -17,1 -7,2

Самара 4940 -27 -18 -13,8 -6,1

С.-Петербург 5260 -25 -11 -7,9 -2,2

Москва 4920 -25 -14 -9,4 -3,2

Новосибирск 5450 -39 -24 -19 -9,1

Омск 5280 -37 -23 -19,2 -7,7

Оренбург 4820 -29 -20 -14,8 -8,1

Орск 4900 -29 -21 -16,4 -7,9

Пенза 4940 -27 -17 -12,1 -5,1

Пермь 5420 -34 -20 -15,1 -6,4

Саратов 4750 -25 -16 -11,9 -5,0

Ульяновск 5110 -31 -18 -13,8 -5,7

Таблица П2

Основные энергетические показатели теплофикационных турбин