Последовательность расчета тепловой схемы

Перед началом расчета тепловой схемы станции необходимо построить процесс расширения пара в турбине в iS – диаграмме и определить параметры пара во всех отборах турбины и на выходе из нее. Этот процесс может быть построен по величинам относительных внутренних КПД отдельных групп ступеней или отсеков турбины или по данным испытаний соответствующих турбин, в ходе которых измерялись параметры пара в отборах турбины.

Результаты исследования внутреннего процесса в турбине обобщаются в сводной таблице параметров пара и конденсата в основных точках рабочего процесса паротурбинной установки.

Далее определяют паропроизводительность котельной установки и потоки питательной, продувочной и добавочной воды, для чего предварительно принимаются следующие величины: утечки пара и конденсата ; непрерывная продувка котлов ; расход пара на эжекторы ; пропуск пара через уплотнения турбин .

Все эти величины выражаются в долях от паропроизводительности котельной или от расхода пара на турбины и принимаются на основе Правил технической эксплуатации электрических станции и сетей (ПТЭ). После этого переходят к расчету отдельных элементов и частей тепловой схемы.

Расчет элементов или частей тепловой схемы целесообразно проводить в определенной последовательности. Сначала рассчитываются те узлы схемы, для которых расходы пара и воды могут быть определены непосредственно, а затем уже узлы, при расчете которых потребуются величины, определенные ранее. Если в состав ТЭЦ входят турбины разных типов с одинаковыми начальными параметрами пара, то их тепловые схемы рассчитываются отдельно. При наличии на ТЭЦ турбин с разными начальными параметрами пара сначала рассчитываются схемы турбин с более низкими начальными параметрами пара, затем с более высокими.

Уравнения мощности (энергетические уравнения) составляют в этих случаях на каждую отдельную турбину.

Подогреватели воды рассчитывают, начиная с подогревателей более высокого давления и далее постепенно опускаясь по давлениям.

В соответствии с изложенным выше можно наметить определенную последовательность расчета тепловой схемы ТЭЦ:

- нахождение величин параметров пара в основных точках рабочего процесса котельной и паротурбинной установок;

- расчет элементов схемы, связанных с отпуском пара для промышленных потребителей и горячей воды для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. К таким элементам схемы относятся сетевые подогреватели и редукционно-охладительные установки (РОУ), связанные с отпуском технологического пара и пара для сетевых подогревателей;

- определение приближенного значения расхода пара на турбину (по уравнению Гриневецкого);

- определение паропроизводительности котельной и расходов питательной и продувочной воды;

- расчет установки для использования теплоты непрерывной продувки котлов;

- расчет установки для восполнения потерь рабочего тела (подогреватели химводоподготовки, испарители, атмосферный деаэратор);

- расчет схемы регенерации (регенеративные подогреватели высокого и низкого давления и главный деаэратор питательной воды);

- определение потоков пара, направляемых в отборы турбины и конденсатор;

- составление энергетического уравнения (уравнения мощности) турбогенератора и определение уточненного значения расхода пара на турбину и всех расходов пара и воды;

- определение показателей тепловой экономичности схемы.

Для этого необходимо принять значения КПД котельной и потери в трубопроводах теплоэлектростанции.

В качестве показателей тепловой экономичности электростанции определяют удельные расходы условного топлива на выработку электро- и теплоэнергии, частные КПД электростанции по выработке электроэнергии и отпуску теплоэнергии, а также общий коэффициент использования теплоты топлива.

Расчет тепловой схемы ТЭЦ, имеющей отопительную тепловую нагрузку, производят для нескольких наиболее характерных режимов отопительной нагрузки:

- для режима работы с максимальной отопительной нагрузкой, соответствующей низшей расчетной температуре наружного воздуха;

- режима работы, соответствующего средней за отопительный сезон нагрузке. Этот режим условно называется среднезимним;

- режима работы при отсутствии отопительной нагрузки. Этот режим условно называется среднелетним. Здесь сохраняется нагрузка только в виде горячего водоснабжения.

Исходные данные для курсового проекта

Рассчитать принципиальную тепловую схему паротурбинной ТЭЦ, представленную на рис. 1, по следующим данным:

1) На ТЭЦ установлены два турбогенератора с турбинами типа ПТ-50-130/13.

 

Основные технические характеристики паротурбогенератора ПТ-50-130/13:

Номинальная мощность 50000 кВт

Число оборотов 3000 об./мин

Начальные параметры пара

- давление =12,7 МПа

- температура =565 ˚C

Число оборотов турбины и давление пара в них:

1-й (ПВД-7) =3,77 МПа

2-й (ПВД-6) =2,26 МПа

3-й (ПВД-5) =1,27 МПа и 1,270/0,98 МПа (деаэратор)

4-й (ПНД-4) =0,49 МПа

5-й (ПНД-3) =0,294 МПа

6-й (ПНД-2) =0,118 МПа

7-й – отключен

Давление пара на конденсаторах турбин =0,0035 МПа;

Расчетные промышленный и теплофикационный отборы пара:

=31,94 кг/с; =23,89 кг/с;

Вентиляционный пропуск пара через ЧНД (часть низкого давления) турбины в конденсатор =7,78 кг/с;

Падение давления в регулирующих органах турбины принимаем: Δ =0,05* ;

Падение давления в регуляторах давления для промышленного 3-го отбора и для теплофикационного 6-го отбора принимаем равным Δ =0,1* .

Механический КПД турбины =0,97;

КПД электрического генератора =0,96;

 

Внутренние относительные КПД по отсекам турбины:

=0,69; =0,71; =0,79; =0,73; =0,78; =0,76; =0,75.

2) Расчетная электрическая нагрузка ТЭЦ равна номинальной мощности двух установленным турбогенераторов ;

3) Расчетные тепловые нагрузки ТЭЦ – промышленная в виде пара давлением 0,5 – 1,0 МПа и отопительная в виде горячей воды с температурным графиком =150 ˚C, =70 ˚C.

Для удовлетворения тепловых нужд потребителей используется в первую очередь пар из регулируемых отборов турбин. Конденсат пара, отпускаемого промышленным потребителям, возвращается на ТЭЦ в количестве и при температуре .

=135 МВт – промышленная нагрузка (в виде пара давлением 0,5-1,0 МПа);

=242 МВт – отопительная нагрузка;

=78 % - процентная доля возврата конденсата;

= 80 ˚C – температура возвращаемого конденсата.

4) Процентные доли относительно расхода пара на турбины :

- утечка пара и конденсата =2,5 %

- непрерывная продувка котлов =5 %

- расход пара на эжекторы =0,5 %

- пропуск пара через уплотнения турбин =0,5 % .

Температура добавочной воды принимается 19,5 ˚C.