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 
.