Войти на сайт

или
Регистрация

Навигация


Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности

43793
знака
4
таблицы
15
изображений

Пояснительная записка к курсовой работе

Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности


Введение

Интенсивное развитие теплоэнергетики, освоение новых типов схем и оборудования для получения и использования электрической и тепловой энергии, внедрение в практику новых методов расчетов и конструирования, обновление нормативных материалов – все это требует углубленных знаний у современных специалистов.

Поэтому целью курсовой работы является расширение, углубление и закрепления знаний по дисциплине и приобретение навыки их практического использования.

Данная курсовая работа по энергетическим установкам ставит следующие задачи:

·  исследовать влияние изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности;

·  научиться разбираться в тепловых схемах современных ТЭС и АЭС;

·  изучить назначение, принцип действия и связи основного и вспомогательного оборудования паротурбинных энергоблоков;

·  научиться составлять и решать уравнения материальных и тепловых балансов элементов тепловых схем;

·  научиться определять показатели тепловой экономичности ТЭС и АЭС;

·  приобрести навыки выбора основного и вспомогательного оборудования


1. Описание тепловой схемы

Электрическая мощность энергоблока по заданию составляет 140 МВт. Прототипом при разработке тепловой схемы является установка ПТ-140–130 (Уральский ТМЗ).

Принципиальная тепловая схема энергетического блока представлена на рисунке 1.

Теплофикационная паровая турбина ПТ-140–130 одновальная, двухцилиндровая. Оба теплофикационных отбора выполнены в средней части ЦНД и разделены промежуточным отсеком. Парораспределение ЦВД и ЦНД сопловое. Регулирование давления отопительных отборов независимое и осуществляется с помощью поворотных диафрагм. Производственный отбор пара осуществляется из выходного патрубка ЦВД.

Регенеративная система турбоустановки включает подогреватели, утилизирующие теплоту пара из уплотнений и эжекторов, четыре ПНД, деаэратор и три ПВД. Подогреватели низкого давления питаются греющим паром из ЦНД турбины, а ПВД и деаэратор – из ЦВД.

Каждый из роторов валопровода лежит в двух опорных подшипниках. Задний подшипник ЦВД – комбинированный: диски первых шести ступеней откованы за одно с валом, остальные диски – насадные. Для уменьшения осевого усилия на валу в области переднего концевого уплотнения ЦНД выполнен ступенчатый разгрузочный диск больших размеров.

Корпус ЦНД имеет два технологических разъема. Передняя и средняя части – литые, задняя – сварная. Все диафрагмы установлены в обоймах, пространство между которыми использовано для размещения патрубков отборов.

С учетом работы в области значительной влажности из-за отсутствия промежуточного перегрева пара лопатки последней ступени выполнены умеренной длины, что обеспечивает её надёжность против эрозийного износа.

Система регулирования турбины выполнена электрогидравлической. Рассматриваемая турбина имеет четыре регулируемых параметра (давление в трех отборах и электрическая мощность).

Система регулирования обеспечивает все режимы, важные для турбины с отборами пара. В частности, турбина может работать как турбина с двумя отборами, если диафрагма верхнего отопительного отбора открыта полностью, а соответствующий регулятор давления отключен. Полное закрытие диафрагмы ЧНД позволяет осуществить режим работы с противодавлением: при этом тепло пара, пропускаемого через ЧНД для вентиляции, используется для подогрева сетевой воды.

Электрическая часть системы регулирования обеспечивает хорошее качество регулирования мощности и давления в отборах и ускоряет срабатывание системы защиты в аварийных ситуациях.

Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема энергоблока ПТ-145–130

 
2. Расчет принципиальной тепловой схемы блока в базовом режиме   2.1 Определение давлений пара в отборах турбины

2.1.1 Подогрев питательной воды в тракте высокого давления (рис. 2.1)

где - температура насыщения при давлении в деаэраторе Рд=0,7 МПа;

- температура питательной воды,;

 (по заданию);

.

Значение подогрева в каждом подогревателе:

, где  – число ПВД в схеме.

.

Подогрев основного конденсата в тракте низкого давления (рис. 2.2).


где - температура основного конденсата на входе в деаэратор;

- температура основного конденсата на входе в группу ПВД.

,

здесь  – недогрев воды до состояния насыщения в деаэраторе, принимаю .

,

где - температура насыщения при давлении в конденсаторе Рк=0,003 МПа;

- подогрев основного конденсата в охладителе эжекторов (ОЭ) , принимаю

- подогрев основного конденсата в охладителе уплотнений (ОУ) , принимаю

Значение подогрева в каждом подогревателе:

, где Z – число ПНД в схеме.

.


Температура питательной воды tпвjза каждым подогревателем

 – температура питательной воды за ПВД1;

- температура пит. воды за ПВД2.

Температура насыщения в подогревателях высокого давления

где  – недогрев воды до состояния насыщения для ПВД , принимаю .

 

Давление в подогревателях высокого давления

 

Давление пара в отборах турбины на ПВД

С учетом потерь давление пара в отборе

Температура основного конденсата (ок) tокjза каждым подогревателем

 – температура ок за ПНД5;

- температура ок за ПНД6;

- температура ок за ПНД7.

Температура насыщения в подогревателях низкого давления

где  – недогрев воды до состояния насыщения для ПВД , принимаю .

Давление в подогревателях высокого давления

 

Давление пара в отборах турбины на ПНД

С учетом потерь давление пара в отборе

Температура сетевой воды за сетевыми подогревателями

, где  – недогрев воды до состояния насыщения в сетевых подогревателях, принимаю .

 

Значения давления пара в отопительных отборах турбины

  2.2 Процесс расширения пара в теплофикационной турбине с промышленным отбором

Таблица 2.1 – Значения КПД hoiцилиндров турбины типа ПТ-140–130

Относительный внутренний КПД hoiцилиндров

ЦВД ЦНД
0,817 0,700

Определяем значение энтальпии пара в точке 0:

Определяем давление пара в точке 0¢ за стопорным и регулирующим клапанами турбины по h-S диаграмме на пересечении энтальпии h0 и давления Р0¢ меньше Р0 на величину потерь от дросселирования в стопорном (СК) и регулирующих (РК) клапанах (3¸5% от Р0):

Р0¢=(0,97¸0,95) ×Р0=0,95 ×13=12,35 МПа.

Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦВД:

 (по Р0 и h0).

(по Р1 и S0).

(по Р2 и S0).

(по Р3 и S0).

Определяем энтальпии пара в отборах ЦВД:


Определяем значение давления пара в точке 3¢ с учетом потерь в производственном отборе 10¸15%:

Р3¢=(0,90¸0,85) ×Р3=0,9 ×1,5208=1,36872 МПа.

Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:

 где .

(по Р4 и Skt).

(по Р5 и Skt).

Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:

Определяем давление пара в точке 5¢ с учетом потерь в отопительном отборе 30¸40%:

Р5¢=(0,60¸0,70) ×Р5=0,7 ×0,226=0,1582 МПа.

Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:

 где .

(по Р6 и Skt).

(по Р7 и Skt).

(по Рк и Skt).

Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:

Определение действительного теплоперепада турбины

Теоретический теплоперепад ЦВД

Действительный теплоперепад ЦВД

Теоретический теплоперепад ЦНД

Действительный теплоперепад ЦНД


Действительный теплоперепад турбины

2.3 Составление сводной таблицы параметров пара и воды

Значения давлений пара в отборах турбины определены в п. 2.1.

Значения энтальпий пара в отборах турбины определены в процессе построения процесса расширения пара в турбине в hs-диаграмме в п. 2.2.

Значения давлений пара в подогревателях определены в п. 2.1.

Значения температуры дренажа греющего пара определены в п. 2.1. как значения температуры насыщения в подогревателях.

Значения энтальпий дренажа греющего пара определяются по программе Н2О

, где  – температура насыщения.

Значения температуры питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определены в п. 2.1.

Давление питательной воды МПа;

Давление основного конденсата МПа, принимаю  МПа.

Давление сетевой воды МПа, принимаю МПа.

Значения энтальпий питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определяются по программе Н2О

.

 

Удельная работа отборов

 

Коэффициент недовыработки мощности паром

.

Таблица 2.2. – Параметры пара, воды и конденсата

Точка процесса в турбине

Элемен-

ты тепловой

схемы

Пар в турбине

(отборе)

Пар в

подог-ревателе

Дренаж

греющего

пара

Питательная, сетевая вода, основной конденсат Удельная работа отбора

Коэф.

недовы-работки

Ротб

hотб

Рп

tн

h'

tпв

Рпв

hпв,ок,св

hj

yj

МПа кДж/кг МПа °С кДж/кг °С МПа кДж/кг кДж/кг -
0 - 13 3471,39
0' - 12,35 3471,39
1 П1 4,1747 3195,83 3,9759 250 1085,69 245 19,5 1063,18 275,56 0,7564
2 П2 2,5937 3094,32 2,4702 223,32 959,03 218,32 19,5 941,5 377,07 0,667
3 П3 1,5208 2992,718 1,4484 196,64 837,28 191,64 19,5 823,51 478,672 0,577
3 Д 1,5208 2992,718 1,4484 164,95 697,13 164,95 0,7 697,13 478,672 0,577
4 П4 0,541 2849,996 0,515 152,95 645,00 149,95 1,1 632,42 621,394 0,451
5 П5 0,226 2738,668 0,215 122,483 514,34 119,483 1,1 502,22 732,722 0,352
6 П6 0,0795 2655,733 0,0757 92,015 385,45 89,015 1,1 373,63 815,657 0,279
7 П7 0,0225 2521,123 0,0214 61,5478 257,63 58,5478 1,1 245,99 950,267 0,1598
к' К 0,0032 2340,327 0,003 24,08 100,99 24,08 0,003 100,99 1131,063 0
5 ПСВ1 0,226 2738,668 0,215 122,483 514,34 112,483 1,5 472,85 732,722 0,352
6 ПСВ2 0,0795 2655,733 0,0757 92,015 385,45 82,015 1,5 344,55 815,657 0,279
2.4 Расчет схем отпуска теплоты

Рисунок 2.4 – Расчетная схема отпуска теплоты с ПВК

Разобьем Qот по ступеням подогрева сетевой воды QСП и QПВК учитывая, что тепловая нагрузка любого подогревателя при постоянной теплоемкости воды Ср пропорциональна нагреву воды в нем. Тогда:

,

где tпс, tос – температуры прямой на входе в теплосеть и обратной на выходе сетевой воды, которые определяются из температурного графика теплосети; tПСВ1, tПСВ2 – температура сетевой воды за ПСВ1 и ПСВ2 соответственно;

Gсв – расход сетевой воды в кг/с;

Ср – средняя изобарная теплоемкость воды.

tпс=150°С;

tос=70°С;

tПСВ1=112,48°С;

tПСВ1=82,015°С;

Ср=4.22¸4.24 кДж/(кг×°С); принимаю: Ср=4,22 кДж/(кг×°С);

Qот=100 МВт – тепловая нагрузка.

Расход сетевой воды

Тепловая нагрузка

ПСВ1: кВт;

ПСВ2: кВт;

ПВК: кВт.

Расход греющего пара из отборов на ПСВ1 и ПСВ2 определяются из уравнений тепловых балансов:

Где GПСВ1, GПСВ2 – расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;

– энтальпии греющего пара из отборов соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;

– энтальпии дренажа греющего пара соответственно из ПСВ1 и ПСВ2;

hп =0,98 – КПД сетевых подогревателей.

2.5 Предварительная оценка расхода пара на турбину

,

где Nэ=140 МВт – заданная электрическая мощность;

Hi – действительный теплоперепад турбины, кДж/кг;

hм, hг – КПД механический и генератора (принимаю hм=0,98, hг =0,98);

kр– коэффициент регенерации, он зависит от многих факторов и находится в пределах от 1,15 до 1,4 (принимаю kр=1,21);

GПСВ1, GПСВ2 – расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;

GП – расход пара из производственного отбора;

Yj – коэффициенты недовыработки мощности отборов.

2.6 Расчет вспомогательных элементов тепловой схемы

В рассматриваемой схеме, вспомогательными элементами являются охладители эжекторов и уплотнений.

Охладители эжекторов (ОЭ) и уплотнений (ОУ)

Служат для конденсации пара из эжекторов и уплотнений турбины, при этом проходящий через них основной конденсат подогревается.

В расчете нужно учесть подогрев основного конденсата. С учетом этого подогрева температура основного конденсата после ОЭ и ОУ запишется следующим образом

где – температура насыщения в конденсаторе (по табл. 2.2);

– подогрев основного конденсата в ОЭ, принимаю ;

– подогрев основного конденсата в ОУ, примем ;

Энтальпия основного конденсата при этой температуре равна

Температура добавочной воды , энтальпия добавочной воды

2.7 Составление общих уравнений материального баланса

Материальные балансы по пару

Относительный расход пара на турбину

,

где т. к. РОУ в схеме отсутствует.

Относительный расход пара из парогенератора

где  – относительный расход утечек, принимается 0,005÷0,012, принимаю ;

 – относительный расход пара из уплотнений турбины, принимается

0,002¸0,003, принимаю .

Материальные балансы по воде

Относительный расход питательной воды

,

где  – относительный расход из парогенератора;

 – относительный расход продувочной воды, принимаю, т. к. котел прямоточный.

Материальный баланс добавочной воды

,

где  – внешние потери. Здесь  – расход пара из производственного отбора, - возврат конденсата (принят 70%);

- внутренние потери;

.


2.8 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей высокого давления регенеративной системы

ПВД 1

Рисунок 2.5. – Расчетная схема ПВД 1

Уравнение теплового баланса для ПВД 1:

,

где - относительный расход пара на ПВД 1;

- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД1;

- энтальпия дренажа греющего пара;

 – относительный расход питательной воды;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД1;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД2;

 – КПД поверхностного подогревателя.

.

ПВД 2

Рисунок 2.6. – Расчетная схема ПВД 2

Уравнение теплового баланса для ПВД 2:

,

где - относительный расход пара на ПВД 2;

- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД 2;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 1;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 2;

 – относительный расход питательной воды;

 – относительный расход дренажа из ПВД 1;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 2;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 3;

 – КПД поверхностного подогревателя.


ПВД 3

Рисунок 2.7. – Расчетная схема ПВД 3

Уравнение теплового баланса для ПВД 3:

,

где - относительный расход пара на ПВД 3;

- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД 3;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 2;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;

 – относительный расход питательной воды;

 – относительный расход дренажа из ПВД 2;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 3;


. Здесь

 – энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении в деаэраторе Рд,

 – подогрев воды в питательном насосе, здесь  – удельный объем воды при давлении Рд.

  2.9 Расчет деаэратора

Рисунок 2.8 – Расчетная схема деаэратора

Составляем систему уравнений материального и теплового балансов


Где  – относительный расход питательной воды;

- относительный расход пара из уплотнений турбины, принимается

0,02¸0,04, принимаю ;

 – относительный расход дренажа из ПВД 3;

- относительный расход пара на деаэратор;

- относительный расход добавочной воды;

- относительный возврат конденсата;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Рд;

 – энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Рд;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;

- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;

 (см. п. 2.6.1).

. Здесь  – температура возвращаемого конденсата, принимаю ;

 – энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;

 – КПД смешивающего подогревателя, принимаю .

Решая систему:

с помощью программы MathCad получаем:

;

2.10 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы

Рисунок 2.9 – Расчетная схема группы ПНД

Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой


Где - энтальпия пара из отбора на ПНД 4;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;

- энтальпия дренажа из ПНД 4;

- энтальпия дренажа из ПНД 5;

- энтальпия дренажа из ПНД 6;

- энтальпия дренажа из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- относительный расход пара на ПСВ1;

- относительный расход пара на ПСВ2.

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;

;

;

;

;

;

2.11 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме

Относительные расходы пара из отборов:

α1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;

α2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;

α3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;

α=0,0575 – относительный расход пара в деаэратор;

 

 – относительный расход пара из производственного отбора;

 

α4=0,0405 – относительный расход пара в ПНД 4;

α5=0,02819 – относительный расход пара в ПНД 5;

αПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;

α6=0,02647 – относительный расход пара в ПНД 6;

αПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;

α7=0,026699 – относительный расход пара в ПНД 7.

Относительный расход пара в конденсатор


С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как

.

Относительная ошибка

. Расчет произведен верно.

2.12 Определение расхода пара на турбину

где Nэ – заданная электрическая мощность;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;


Относительная ошибка

. Расчет произведен верно.

  2.13 Проверка мощности

, МВт,

где G0 – расход пара на турбину;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

 – расход пара в конденсатор;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;

Относительная ошибка

. Расчет произведен верно.


3. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в базовом режиме

 

3.1 Тепловая нагрузка ПГУ

 кВт.

3.2 Полная тепловая нагрузка ТУ

3.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление

кВт.

3.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей

3.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии

кВт.

3.6 КПД ТУ по производству электроэнергии

.


3.7  КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ

.

3.8  КПД блока по отпуску электроэнергии

,

где - КПД ПГУ, принимаю - для ТЭС на твердом топливе;

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн=0,040¸0,090, принимаю kсн=0,05.

3.9  Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии

3.10  КПД блока по отпуску теплоты

.

3.11  Удельный расход условного топлива на выработку теплоты


4. Расчет регенеративной системы второго режима

Во втором расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подается в конденсатор. В этом случае расчет схемы целесообразно начать с расчета деаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. для первого и второго режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока при работе во втором режиме приведена на рисунке 4.2.

  4.1 Расчет деаэратора

Рисунок 4.1. – Расчетная схема деаэратора

Составляем систему уравнений материального и теплового балансов

Где  – относительный расход питательной воды;

- относительный расход пара из уплотнений турбины, принят ;

 – относительный расход дренажа из ПВД 3;

- относительный расход пара на деаэратор;

- относительный возврат конденсата;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Рд;

 – энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Рд;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;

- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;

. Здесь  – температура возвращаемого конденсата, принимаю ;

 – энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;

 – КПД смешивающего подогревателя, принимаю .

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;


Рисунок 4.2 – Принципиальная тепловая схема энергоблока при работе во втором расчетном режиме

  4.2 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы

Рисунок 4.3 – Расчетная схема группы ПНД

Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой


Где - энтальпия пара из отбора на ПНД 4;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;

- энтальпия дренажа из ПНД 4;

- энтальпия дренажа из ПНД 5;

- энтальпия дренажа из ПНД 6;

- энтальпия дренажа из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- относительный расход пара на ПСВ1;

- относительный расход пара на ПСВ2.

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;

;

;

;

;

4.3 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме

Относительные расходы пара из отборов:

α1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;

α2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;

α3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;

α=0,0475678 – относительный расход пара в деаэратор;

 

 –


относительный расход пара из производственного отбора;

α4=0,0438289 – относительный расход пара в ПНД 4;

α5=0,0309285 – относительный расход пара в ПНД 5;

αПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;

α6=0,0291914 – относительный расход пара в ПНД 6;

αПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;

α7=0,02943836 – относительный расход пара в ПНД 7.

Относительный расход пара в конденсатор

С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как

.

Относительная ошибка

. Расчет произведен верно.

4.4 Определение расхода пара на турбину

где Nэ – заданная электрическая мощность;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;

Относительная ошибка

. Расчет произведен верно.

4.5 Проверка мощности

, МВт,

где G0 – расход пара на турбину;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

 – расход пара в конденсатор;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;


Относительная ошибка

. Расчет произведен верно.


5. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе во втором расчетном режиме

 

5.1 Тепловая нагрузка ПГУ

 кВт.

5.2 Полная тепловая нагрузка ТУ

5.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление

кВт.

5.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей

5.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии

кВт.

5.6 КПД ТУ по производству электроэнергии

.


5.7  КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ

.

5.8  КПД блока по отпуску электроэнергии

,

где - КПД ПГУ, принимаю - для ТЭС на твердом топливе;

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн=0,040¸0,090, принимаю kсн=0,05.

5.9  Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии

5.10  КПД блока по отпуску теплоты

.

5.11  Удельный расход условного топлива на выработку теплоты


6. Расчет регенеративной системы третьего режима

В третьем расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подается в конденсатор, возврат конденсата равен 0%. В этом случае необходимо уточнить материальный баланс добавочной воды и начать расчет схемы с расчета деаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. (за исключением п. 2.7.3) для первого и третьего режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока при работе в третьем расчетном режиме соответствует схеме при работе во втором расчетном режиме и приведена на рисунке 4.2.

6.1 Материальный баланс добавочной воды

 

,

где  – внешние потери. Здесь  – расход пара из производственного отбора,

- возврат конденсата (принят 0%);

- внутренние потери;

.

6.2 Расчет деаэратора

Рисунок 6.1. – Расчетная схема деаэратора


Составляем систему уравнений материального и теплового балансов

Где  – относительный расход питательной воды;

- относительный расход пара из уплотнений турбины, принят ;

 – относительный расход дренажа из ПВД 3;

- относительный расход пара на деаэратор;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Рд;

 – энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Рд;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;

- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;

 – энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;

 – КПД смешивающего подогревателя, принимаю .

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;

 
6.3 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы

 

Рисунок 6.2 – Расчетная схема группы ПНД

Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой

Где - энтальпия пара из отбора на ПНД 4;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;

- энтальпия дренажа из ПНД 4;

- энтальпия дренажа из ПНД 5;

- энтальпия дренажа из ПНД 6;

- энтальпия дренажа из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- относительный расход пара на ПСВ1;

- относительный расход пара на ПСВ2.

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;

;

;

;

;

6.4 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме

Относительные расходы пара из отборов:

α1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;

α2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;

α3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;

α=0,035427 – относительный расход пара в деаэратор;

 

 – относительный расход пара из производственного отбора;

 

α4=0,04959 – относительный расход пара в ПНД 4;

α5=0,035647 – относительный расход пара в ПНД 5;

αПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;

α6=0,033866 – относительный расход пара в ПНД 6;

αПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;

α7=0,034153 – относительный расход пара в ПНД 7.

Относительный расход пара в конденсатор

С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как


.

Относительная ошибка

. Расчет произведен верно.

6.5 Определение расхода пара на турбину

,

где Nэ – заданная электрическая мощность;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;

Относительная ошибка

.


Расчет произведен верно.

6.6 Проверка мощности

, МВт,

где G0 – расход пара на турбину;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

 – расход пара в конденсатор;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;

Относительная ошибка

.

Расчет произведен верно.


7. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в третьем расчетном режиме

 

7.1 Тепловая нагрузка ПГУ

 

 кВт.

7.2 Полная тепловая нагрузка ТУ

7.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление

кВт.

7.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей

7.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии

кВт.

7.6 КПД ТУ по производству электроэнергии

.


7.7 КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ

.

7.8  КПД блока по отпуску электроэнергии

,

где - КПД ПГУ, принимаю - для ТЭС на твердом топливе;

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн=0,040¸0,090, принимаю kсн=0,05.

7.9  Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии

7.10  КПД блока по отпуску теплоты

.

7.11  Удельный расход условного топлива на выработку теплоты


8. Анализ результатов, полученных в результате расчета трех режимов работы энергоблока

Сведем данные, полученные ранее в таблицу.

Таблица 8.1 – Показатели тепловой экономичности энергоблока при работе в трех режимах

Наименование показателя Базовый режим Второй режим Третий режим

Расход пара на турбину, G0,

182,117 181,605 181,428

Расчетная электрическая мощность, N'э, МВт

139.997 140,01428 140,01339

Тепловая нагрузка ПГУ, Qпг, кВт

444277,468 443028,436 442596,64

Полная тепловая нагрузка ТУ,

Qту, кВт

439459,73 438224,238 423426,634

Тепловая нагрузка ТУ на отопление, Qт, кВт

54183,67 54183,67 54183,67

Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, Qп, кВт

61105,38 61105,38 63710,874

Тепловая нагрузка ТУ по производству э/э, , кВт

324170,68 322935,188 305532,09

КПД ТУ по производству э/э,

0,43187 0,4335 0,458217

КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с турбиной,

0,989 0,989 0,957

КПД блока по отпуску э/э,

0,353 0,3543 0,37455

Удельный расход условного топлива по отпуску э/э, ,

348,44 347,118 328,394

КПД блока по отпуску теплоты,

0,84322 0,84322 0,816

Удельный расход условного топлива по отпуску теплоты, ,

40,44 40,44 41,792

Для наглядного обоснования выбора более экономичного варианта вычислим полный КПД энергоблока для каждого режима.

Полный КПД энергоблока

где  – электрическая мощность, кВт,

 – тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, кВт (см. таб. 8.1),

 – тепловая нагрузка ТУ теплофикационных отборов ТУ, кВт (см. таб. 8.1),

 – полный расход условного топлива, кг/с, здесь  – расход условного топлива по отпуску теплоты, - расход условного топлива по отпуску электроэнергии, - расход условного топлива на ПВК, где  – тепловая нагрузка на ПВК (см. п. 2.4.3).

- низшая теплота сгорания условного топлива.


Информация о работе «Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности»
Раздел: Физика
Количество знаков с пробелами: 43793
Количество таблиц: 4
Количество изображений: 15

0 комментариев


Наверх