Определение давления пара в отборах турбины




Обзор научно-технической литературы на тему: паротурбинные, газотурбинные и парогазовые технологии производства электрической и тепловой энергии


1. Описание принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13

 

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

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

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

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



Построение графика тепловых нагрузок, расходного и температурного графиков сетевой воды и свежего пара на турбину с использованием диаграммы режимов турбины (для ТЭЦ).

2.1 Построение графика тепловых нагрузок

По диаграмме режимов определяем номинальную теплофикационную нагрузку (приложение Г, стр???):

. (2,1)

Теплофикационная нагрузка сетевых подогревателей возрастает от до .Что до, что после этого промежутка температур теплофикационная нагрузка постоянна, а отопительная нагрузка растет за счет включения ПВК, так как

, (2,2)

где -теплофикационные нагрузки сетевых подогревателей и пикового водогрейного котла (ПВК) соответственно.

Исходя из вышесказанного, ясно, что для построения графика необходимо две точки. Первая - при , а вторая точка ищется исходя из формулы для определения коэффициента теплофикации

, (2,3)

где - максимальные теплофикационные нагрузки сетевых подогревателей и пикового водогрейного котла (ПВК) соответственно.

Оптимальный коэффициент теплофикации равен , а . Максимальная теплофикационная и отопительная нагрузка достигается при .

; (2,4)

. (2,5)

2.2 Построение зависимости расхода пара на турбоустановку от температуры наружного воздуха .

Из описания турбины знаем, что номинальный расход пара , а максимальный [2]. Максимальный расход пара на турбоустановку достигается при различных режимах работы, в том числе при .Зависимость от носит линейный характер.

2.3 Построение температурных графиков.

Для этого используем температурную карту, принимая температурный график , что отвечает максимальной температуре сетевой воды в магистрали подачи и температуре в обратной магистрали равной . Температура сетевой воды в магистрали подачи возрастает с понижением температуры наружного воздуха. Температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя при номинале , а максимальная температура, до которой он может нагреть . Температура сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя при номинале , а максимальная температура, до которой он нагревает воду, отвечает . При температуре наружного воздуха ниже начинает работать ПВК, поэтому достигается максимальная температура нагрева сетевой воды .

При температуре наружного воздуха, равной температуре помещения 18…20оС, отопление прекращается, вода как в подающей, так и в обратной линии теоретически имеет температуру наружного воздуха, т.е. также 18…20оС. Обычно отопительную нагрузку при =8…10оС отключают; при дальнейшем повышении температуры остается лишь бытовая, условно постоянная нагрузка Q Г.В

Температура воды в обратной линии (из таблицы среднесуточных температур в тепловых сетях и отопительных системах).

 

2.4 Построение графика изменения расхода сетевой воды.

Изменение расхода сетевой воды определяется

, (2,6)

где - энтальпия сетевой воды прямой магистрали подачи,

- энтальпия сетевой воды обратной магистрали подачи.

При температуре окружающей среды выше отключается расход сетевой воды на отопление и остается расход только на горячее водоснабжение. Теплофикационную нагрузку на горячее водоснабжение условно примем равным Q Г.В =20МВт. От переходной диапазон.

Изменение расхода сетевой воды на горячее водоснабжение при температуре окружающей среды выше +8 оС определяется по:

, (2,7)

где - энтальпия сетевой воды прямой магистрали подачи, при температуре 55 оС.

- энтальпия сетевой воды обратной магистрали подачи при температуре 35 оС.

 


Рисунок 2.1 - Графика тепловых нагрузок, расходного и температурного графиков сетевой воды


3 Исходные данные для расчета принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13

Парогенератор Е-500-13,8-560КБФ (БКЗ 500-13,8ЦКС-1).

 

Таблица 3.1 -Параметры парогенератора Е-500-13,8-560КБФ

Параметр Значение Обозначение
Паропроизводительность   т/ч
Давление пара 13,8 МПа
Температура пара   0С
КПД котла (брутто) 91,0 %

 

По заданной температуре окружающей среды по температурному графику сетевой воды определяем:

- отопительная нагрузка ТЭЦ

;

- температура сетевой воды в подающей магистрали (ПМ)

;

- температура воды после нижнего сетевого подогревателя (НСП)

;

- температура воды после верхнего сетевого подогревателя (ВСП)

;

- температура обратной сетевой воды (ОС)

По таблицам [4], используя температуры, находим:

- энтальпия сетевой воды в подающей магистрали

;

- энтальпия воды после ВСП

;

- энтальпия воды после НСП

;

- энтальпия сетевой воды в обратной магистрали

.

Исходные данные, необходимые для расчёта тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13, сведены в таблицу 3.1.

 

Таблица 3.2-Исходные данные для расчёта турбоагрегата ПТ-80\10-130\13

Исходные данные Обозначение Значение
Начальное давление пара, МПа P0 12,75
Начальная температура пара, оС t0  
Расход пара на турбину, кг/с D0 122,2
Давление пара, поступающего в конденсатор, МПа Pk 0,0035
Число регенеративных отборов, шт. z  
Давление пара в деаэраторе питательной воды, МПа PДПВ 0,6
Конечная температура регенеративного подогрева питательной воды, оС tпв  
Температура наружного воздуха, оС tнар -5
Процент утечки пара и конденсата, % 1,5
Коэффициент теплофикации αТ 0,6
Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ, кг/с DУШ. 0,5499
КПД парогенератора ηПГ 0,92
КПД подогревателей ηПО 0,995
КПД питательного насоса ηПН 0,8
Внутренние относительные КПД турбины
часть высокого давления η0iЧВД 0,8
часть среднего давления η0iЧСД 0,84
часть низкого давления η0iЧНД 0,85
Параметры свежего пара в парогенераторе
давление, МПа PПГ 13,8
температура, оС tПГ  
энтальпия, кДж/кг hПГ  
КПД элементов тепловой схемы
КПД расширителя непрерывной продувки ηР 0,98
КПД нижнего сетевого подогревателя (СП1) ηСП1 0,995
КПД верхнего сетевого подогревателя (СП2) ηСП2 0,995
КПД деаэратора питательной воды ηДПВ 0,995
КПД охладителя продувки ηОП 0,995
КПД смесителей ηСМ 0,995
КПД подогревателя уплотнений ηПУ 0,995
КПД эжектора уплотнений ηЭУ 0,995
КПД генератора – механический ηМ 0,99
КПД генератора – электрический ηг 0,98
       

 


4 Расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-80\100-130\13

Определение давления пара в отборах турбины

 

1. Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях:

· нижний сетевой подогреватель: ;

· верхний сетевой подогреватель: ,

2. Определяем из температурного графика сетевой воды температуру воды за сетевыми подогревателями.

· нижний сетевой подогреватель: ;

· верхний сетевой подогреватель: .

3. Рассчитываем температуру насыщения конденсата греющего пара в сетевых подогревателях НСП и НСВ:

· нижний сетевой подогреватель:

.

· верхний сетевой подогреватель:

4. По таблицам насыщения для воды и водяного пара [4] по температуре насыщения находим давление насыщенного пара в НСП и ВСП и его энтальпию:

· нижний сетевой подогреватель:

;

· верхний сетевой подогреватель:

.

5. Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №5, №6 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам:

,

где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины принимаем:

,.

Давление пар после диафрагмы между отборами №6 и №7.

,

где - потери на диафрагме.

6. По значению давления пара (Р5) в теплофикационном отборе №5 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между нерегулируемым отбором №1 (ЧВД) и регулируемым теплофикационным отбором №5 (по уравнению Флюгеля - Стодолы), принимая для упрощения .

, (4,1)

где: D0, D, Р50, Р5 – расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.

,

7. Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными :

, (4,2)

.

,

,

,

8. Определяем энтальпии пара hi в отборах турбины по давлениям пара в этих отборах Pi и значениям энтальпии пара при его адиабатическом расширении в турбине hi a. Значения hi a определяют по схеме процесса работы пара в турбине в h,S –диаграмме.

по и

,

где - из таблицы 3.2.

;

по и

,

где - из таблицы 3.2.

,

по и ,

,

где - из таблицы 3.2.

;

по и ,

,

где = 0,84 - из таблицы 3.2.

;

по и

,

где = 0,84 - из таблицы 3.2.

,

по и ,

,

где = 0,85 - из таблицы 3.2.

;

по и ,

,

где = 0,85 - из таблицы 3.2.

;

по и ,

где =0,0035 - из таблицы 3.2.

,

где принимаем ;

.

Рисунок 4.1 - Схема работы пара в турбине ПТ-80\100-130\13 при температуре наружного воздуха -5 С в h-s диаграмме


 

9. По построенной h-S диаграмме (рис.4.1) определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии:

; ; ; ; .

Давление в конденсаторе определяется из температуры наружного воздуха.

 

Таблица 4.1 - Параметры пара и воды в турбоустановке ПТ-80\100-130\13 при

Точка процесса p, Мпа t, 0С h, кДж/кг p', Мпа t'H, 0С hBH, кДж/кг ΘП, 0C pB, МПа tП, 0С hBП, кДж/кг ƮП, кДж/кг qП, кДж/кг
  12,75     - - - - - - - - -
0' 12,01   3486,7 - - - - - - - - -
  5,099 429,33 3266,22 4,69108 259,99 1134,804   16,5 257,99 1124,151 104,54 2131,416
  3,49 380,43 3177,564 3,21264 237,69 1026,5     235,69 1019,611 75,68 2151,064
  2,594 344,31 3111,833 2,38648 221,02 948,36   17,5 219,02 943,931 253,6935 2163,473
ДПВ 2,594 344,31 3111,833 0,588 158,04 667,06   0,588 158,04   92,871 2444,773
  0,4070 156,67 2767,74 0,3744 141,24 594,53   1,92 136,24 574,129 230,436 2173,21
  0,0754 91,9 2527,298 0,0618 86,7 363,0259   2,08 81,7 343,693 34,239 2164,272
  0,0513   2477,235 0,0446 78,5 328,65   2,22 73,5 309,454 129,396 2148,585
ДКВ 0,0513   2477,235 0,0446 78,5 328,65   - 78,5 328,65 - 2148,585
  0,0118 49,2 2342,46 0,0109 47,5 198,89   2,36 42,5 180,058 40,058 2143,57
К 0,0035 26,7 2322,6 - 26,7 111,95   - 26,7 111,95 - 2210,65

 

В таблице 4.1 приведены параметры пара и воды в турбоустановке при температуре наружного воздуха tНАР= -5оС.

В таблице 4.1 величина используемого теплоперепада пара определяется как разность энтальпий греющего пара из соответствующего отбора турбины и конденсата этого пара. Подогрев питательной воды в ступени регенеративного подогрева определяется как разность энтальпий питательной воды на выходе из соответствующего подогревателя и на входе в него.

 

Расчет выполняется в следующем порядке.

1. Расход пара на турбину задан D 0 ном = 122,2 кг/с (440т/ч).

2.Утечки пара через уплотнения

D ут=(0,015…0,02)× D 0. (4,3)

Принимаем D ут=0,015× D 0, тогда

,

- протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПВД7 в количестве D у1. Принимаем D у1= 0,1 кг/с;

- протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПНД4 в количестве D у4. Принимаем D у4= 0,3 кг/с;

- протечки через уплотнения турбины, которые направляются в ПУ в количестве D пу. Принимаем D пу= 0,75кг/с;

- протечки через уплотнения штоков клапанов D ш. В данной тепловой схеме они направляются в деаэратор. Принимаем

D ш=0,003 , (4,4)

D ш=0,003×122,2 = 0,3666 кг/с.

 

3. Паровая нагрузка парогенератора с учётом 1,5 % утечек из трубопроводов

, (4,5)

.

4. Расход питательной воды на котел (с учетом продувки)

; (4,6)

- количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку

. (4,7)

Принимаем Р пр=0,3 %, тогда

;

5. Выход продувочной воды из расширителя (Р) непрерывной продувки 1ступени [3.стр.212]

, (4,8)

где - доля пара, выделяющегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки

,

где , - энтальпия воды при давлении насыщения в котле = 14,8 МПа,

, -энтальпия пара и воды при давлении насыщения в деаэраторе 0,6МПа,

ηР=0,98 – коэффициент, учитывающий потерю тепла в расширителе;

6. Выход пара из расширителя продувки 1 ступени

,

7. Выход пара из расширителя продувки 2 ступени

,

8. Выход продувочной воды из расширителя (Р) непрерывной продувки 2 ступени

,

9. Расход добавочной воды из цеха химической водоочистки (ХВО)

, (4,9)

где коэффициент возврата конденсата с производства,

.

10.Утечки при собственном потреблении принимаем .

 




Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2019-05-16 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: