Учебная работа. Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

Расход мощности на собственные нужды в расчетном году:

(1.1)

где — расход электроэнергии на собственные нужды [1].

Утраты мощности в сетях энергосистемы в расчетном году:

(1.2)

где — утраты электроэнергии в сетях энергосистемы [1].

Расход мощности на собственные нужды в начальном году:

(1.3)

Утраты мощности в сетях энергосистемы в начальном году:

(1.4)

Мощность энергосистемы в начальном году:

(1.5)

Максимум перегрузки в начальном году:

(1.6)

Совмещенный максимум перегрузки в расчетном году:

(1.7)

где- средний процент роста совмещенного максимума перегрузки энергосистемы [1];

-расчетный период, число лет от начала строительства до выхода КЭС в режим обычной эксплуатации — 4 года [1].

Нужная установленная мощность энергосистемы в расчетном году:

(1.8)

где с — коэффициент резерва мощности [1].

Нужный ввод мощности в энергосистеме за расчетный период:

(1.9)

где — намеченная к демонтажу за расчетный период мощность устаревших агрегатов и блоков [1].

Нужный отпуск электроэнергии в расчетном году:

(1.10)

где — число часов использования суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы[1].

Выработка электроэнергии на проектируемой КЭС:

(1.11)

где — число часов использования установленной мощности новейшей КЭС, работающей в базе графика перегрузки энергосистемы.

Надобная выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы:

(1.12)

Станция сооружается в равномерно прохладной климатической зоне, в экономическом районе с развитой индустрией.

1.1 Выбор единичной мощности блока

Выбор оборудования является важным шагом в проектировании электростанции, содействующим надежному и экономному энергоснабжению.
Выбор мощности электростанции зависит от совокупы внутренних и наружных причин. К внутренним относятся характеристики ТЭС, ее надежность и экономичность. Наружные причины охарактеризовывают недостаток мощности в энергосистеме, условия водо- и топливоснабжения, режим использования электростанции и ее воздействие на окружающую среду. При укрупнении блоков КЭС и увеличении их единичной мощности понижаются удельные финансовложения в электростанции, Издержки на зарплату и в ряде всевозможных случаев упрощается эксплуатация наименьшего числа агрегатов.
Укрупнение агрегатов просит увеличения резерва в энергосистеме. Принимается, что суммарная мощность запасных агрегатов обязана быть не наименее мощности самого большого рабочего агрегата системы. Обычно запасное оборудование рассредоточено на различных электростанциях, потому что в резерв выводят до этого всего старенькое и наименее экономное оборудование. Резерв мощности разделяется на ремонтный и аварийный.
Принимается резерв мощности 18 % от мощности системы, что равно

(1.13)

где — мощность самого большого рабочего агрегата системы.

Выбирается блок мощностью 300 МВт.

2. Выбор теплоэнергетического оборудования и термический схемы станции

2.1 Выбор и расчет термический схемы блока

2.1.1 Термическая схема блока 300 МВт
Блок 300 МВт с турбиной К-300-240 имеет сверхкритические характеристики пара. Использован газовый одноступенчатый промежный перегрев пара.Предусмотрены девять регенеративных отборов пара: 1-ый — из цилиндра высочайшего давления турбины; 2-ой — из полосы отработавшего пара этого цилиндра до промежного перегрева; 3-ий, 4-ый и 5-ый — из цилиндра среднего давления; 6-ой — из полосы отработавшего пара этого цилиндра; седьмой, восьмой и девятый — из цилиндра низкого давления. Имеются три регенеративных ПВД № 1, 2 и 3, выносной охладитель, включенный по схеме “Виолен”; деаэратор завышенного давления, присоединенный по схеме предвключенного деаэратора к третьему отбору, к которому присоединен также регенеративный ПВД № 3; 6 регенеративных ПНД № 4, 5, 6, 7, 8 и 9.
Перед регенеративными подогревателями низкого давления включены вспомогательные теплообменники: охладители пара из уплотнений турбины, паровоздушной консистенции из конденсатора турбины и газоохладители электронного генератора.
В регенеративных подогревателяхвысокого давления, также в подогревателе низкого давления № 4предусматриваются интегрированные пароохладители. У ПВД и ПНД № 6 имеются также охладители конденсата греющего пара (дренажей).
Дренажи подогревателей высочайшего давления соединяются каскадно в деаэратор. Дренажи ПНД № 4, 5, 6 и 7 соединяются каскадно в расширительный бачок, из него выпар отводится в ПНД№8, а дренажи перекачиваются насосом в смеситель №1 меж подогревателями № 7 и 8.
Предусмотрена установка испарителя, присоединенного к шестому отбору. Дополнительная химически очищенная вода подается в испаритель через охладитель продувки, подогреватель, обогреваемый паром из седьмого отбора, и атмосферный деаэратор, питаемый паром из шестого отбора. Вторичный пар испарителя отводится в подогреватель № 7, применяемый также в качестве конденсатора испарителя. Мелкие камешки из испарителя и подогревателя химически чистой воды соединяется в расширительный бачок.
Подогреватели сетевой воды верхней и нижней ступеней обогреваются паром из 4-ого и шестого отборов. Предусмотрен отвод пара из шестого отбора на воздушные калориферы в котельной для подготовительного обогрева воздуха перед воздухоподогревателем котлоагрегата. Дренажи сетевых подогревателей и воздушных калориферов соединяются также в расширительный бачок.
Рабочий питательный насос рассчитывается на полный расход питательной воды и имеет привод от вспомогательной паровой турбины; резервнопусковой питательный насос с электроприводом рассчитан на половинную производительность установки.
Меж деаэратором и питательными насосами включены бустерные насосы с электроприводом. Схема включения основных питательных насосов одноподъемная; регенеративные подогреватели высочайшего давления рассчитываются на полное давление питательной воды.
Приводная турбина головного питательного насоса работает на “жарком” паре из третьего отбора цилиндра среднего давления опосля промежного перегрева пара.
Отработавший пар приводной турбины питательного насоса употребляется в регенеративном ПНД № 6, в испарителе, его деаэраторе, сетевом подогревателе нижней ступени, в воздушных калориферах котельной.Расчетом термический схемы определяется, довольно ли этого пара для обозначенных целей. Вероятный его излишек сбрасывается в цилиндр низкого давления главной турбины. При недостающем количестве этого пара быть может применен пар из шестого отбора главной турбины.
Из головного деаэратора отводится насыщенный пар на уплотнения главной турбины и на эжекторы пара из уплотнений и паровоздушной консистенции из конденсатора турбины.
Пар из уплотнений главной турбины отводится в линию второго отбора, регенеративные подогреватели № 4 и 8 и в охладитель уплотнений; из уплотнений приводной турбины питательного насоса — в главном в линию отработавшего в ней пара. Пар из уплотнений стопорного и регулирующих клапанов отводится в большей степени в коллекторы уплотнений главной турбины.
2.1.2 характеристики пара и воды
Изначальное давление пара перед турбиной 240 ата, исходная температура 580 С (у первых блоков с турбинами К-300-240 температура пара была принята 560 С). температура промежного перегрева пара565 С. Давление промежного перегрева пара (40 атана выходе из турбины, 35 ата на входе в турбину) близко к хорошей его величине. давление пара опосля цилиндра среднего давления равно 2,28 ата, перед цилиндром низкого давления — 2,23 ата. Конечное давление пара в турбине 0,035 ата.
При построении процесса расширения работы пара в hS-диаграмме (набросок 2.1) приняты последующие значения внутреннего относительного КПД отсеков турбины (без учета выходных утрат) (таблица 2.1).
Выходные утраты (по отдельным цилиндрам турбины) составляют (таблица 2.2).
При построении рабочего процесса учитываются также конфигурации энтальпии при смешении потоков: основного потока с паром из уплотнений (при давлении 89 ата) и основного потока с паром из приводной турбины питательного насоса (при 2,23 ата).

h, Дж/кг

3771

2?

3561,5

0

3

3352

1

4

5

2

3142,5

6

6ТП

7

8

2933

9

К

2723,5

2095

5,5

5,9

6,3 6,7 7,1 7,5 S, кДж/кг град

Набросок 2.1 — процесс работы пара в турбине

Таблица 2.1 — значения внутреннего относительного КПД отсеков турбины

Интервалы давления пара, ата

240-89

89-40

35-2,28

2,230-0,035

Внутренний относительный КПД,

82,5

85,5

90,1

84,6

Таблица 2.2 -Выходные утраты по цилиндрам

Цилиндр

Высочайшего давления

Среднего давления

Низкого давления

Выходная утрата, кДж/кг

0,5

0,9

10

давление пара в регенеративных отборах определяется из критерий распределения обогрева питательной воды по ступеням, значения конечной температуры обогрева питательной воды и конструктивного выполнения турбины (деление турбины на цилиндры и ступени).

Принятые характеристики регенеративных отборов и обогрев воды по ступеням турбоустановки приведены в таблице 2.3.

В таблице приняты последующие обозначения:

P, t, h — давление, температура, энтальпия пара в отборах турбины, ата, С, кДж/кг;

P? — давление пара перед подогревательной установкой, ата;

tн и h? — температура и энтальпия конденсата при насыщении, С и кДж/кг;

tп и hп — температура и энтальпия воды за подогревателем, С и кДж/кг.

Точки 2 и 2? отвечают характеристикам до и опосля промежного перегрева пара.

Точка Д относится к деаэратору.

Точки 6 и 6тп относятся к процессу главной и приводной турбины.

Таблица 2.3-характеристики регенеративных отборов и обогрев воды по ступеням

Точка процесса

характеристики пара и воды

Р, ата

t, С

h, ккал/кг

P?, ата

tн, С

h?, ккал/кг

tп, С

hп, ккал/кг

1

56,25

368

742,3

52,37

265,6

277,7

262,4

273,5

2

40

326

724,7

36,85

244,4

252,8

237,4

246,0

2?

35

540

860,0

—

241,4

249,5

—

—

3

15,6

445

801,3

14,22

194,9

198,2

192,9

199,2

Д

15,6

445

801,3

—

164,2

165,7

164,2

165,7

4

6,7

331

748,0

6,04

158

159,4

153,3

154,7

5

4,04

274

720,2

3,7

140,2

140,9

135,2

136,2

6

2,28

215

693,2

2,26

123,1

123,3

—

—

6тп

2,48

252

710,0

2,26

123,5

123,7

118,5

119,2

7

1,21

158

666,6

1,1

101,8

101,9

99,6

99,7

8

0,583

96

638,7

0,525

82,1

82,1

77,1

77,5

9

0,254

64

612,0

0,229

62,6

62,6

58,6

59,2

К

0,035

26,36

571,2

—

26,36

26,4

26,36

26,4

Расположено на /

Утрата давления в паропроводах отбора пара составляет 5-10 , добавочно учитывается утрата давления в пароохладителях (2 ).

2.1.3 Предварительное определение расхода пара на турбину
Данными являются:электронная мощность турбоагрегата WЭ=300 МВт, термическая перегрузка (отопление жилищного поселка и помещений электростанции) Qот=15 Гкал/ч. Не считая того, из отбора турбины отпускается пар для подготовительного обогрева воздуха в котельной в количестве 26,6 т/ч.
На основании этих данных приблизительно можно найти расход свежайшего пара на турбину по формуле:

(2.1)

где — расход пара без отборов, определяется по формуле:

(2.2)

— доп расход пара, обусловленный отборами на наружные нужды, а конкретно на сетевые подогреватели и обогрев воздуха;

-коэффициент, учитывающий отборы на регенерацию, приводную турбину питательного насоса, протечки через уплотнения. Принимается

Тогда:

Расход пара на сетевые подогреватели за ранее рассчитывается по формуле:

(2.3)

где усредненные величины для 4-ого и шестого отборов приняты:

Тогда:

Для пара, отводимого на обогрев воздуха:

Таковым образомсогласно (2.1) равно:

Предстоящий расчет термический схемы можно вести 2-мя методами: исходя из величины и в конце расчета уточняя электронную мощностьWЭ либо выражая все потоки пара и воды в толиках от, другими словами на единицу расхода свежайшего пара. Во 2-м случае в конце расчета определяется величина по данному значению WЭ.

В данном случае расчет ведем на единицу расхода пара. А именно, величины и также относятся к единице расхода пара:

2.1.4 Определение расхода пара на приводную турбину питательного насоса и обогрев воды в нем
Безупречная работа сжатия воды в насосе определяется:

(2.4)

где удельный объём и разность давлений принимается равными соответственно

Тогда:

С учетом внутренних утрат обогрев воды в насосе определяется по формуле:

(2.5)

где -коэффициент полезного деяния, принимается равным 0,845.

Тогда:

Действительная работа насоса с учетом механических утрат и протечек воды определяется:

(2.6)

где — коэффициент, учитывающий механические утраты и протечки воды. Принимается=0,98.

Тогда:

Обогрев воды в бустерных насосах не учитывается. Толика отбора пара на приводную турбину питательного насоса определяется:

(2.7)

где — количество питательной воды, проходящей через питательный насос, определяется как:

(2.8)

где — потоки воды из уплотнений питательного насоса в деаэратор и в смеситель на полосы конденсата. Принимается

— поток конденсата на уплотнения питательного насоса. Принимается равным 0,0167;

-коэффициент полезного деяния приводной турбины равный 0,975.

Тогда:

Тогда согласно (2.7)равно:

2.1.5 Баланс пара и воды
Баланс пара турбины.
Подвод пара к стопорному клапану турбины равен, утраты от утечек,пароваянагрузкакотлоагрегата.
На основании расчета турбины протечки пара через уплотнения стопорного и регулирующих клапанов составляют и из их соответственно 0,00050 и 0,00038 отводятся в коллектор уплотнений турбины, остальное количество и поступает в цилиндр среднего давления турбины. Протечки через фронтальное и заднее уплотнения ЦВД турбины составляют и через уплотнения клапанов промежного перегрева и ЦСД турбины Подвод пара к уплотнениям ЦНД турбины равен
Не считая того:

Таковым образом, общий паровой баланс турбины имеет вид:

(2.9)

где

(2.10)

(2.11)

— отборы пара из турбины, в том числе вероятный возврат отработавшего пара приводной турбины питательного насоса .

Пропуск пара в конденсатор из (2.8) равен:

Баланс пара уплотнений.

Уравнение баланса пара уплотнений имеет вид:

(2.12)

где — отвод пара из уплотнений приводной турбины;

— отвод пара из уплотнений к регенеративным подогревателям № 4 и 8. Принимается=0,0114, =0,00326;

— отсос пара из концевых уплотнений к охладителю. Принимается .

Подставляя эти величины в (2.11), найдем отвод пара из деаэратора на уплотнения =0,00367.

Баланс пара и воды в деаэраторе.

Уравнение баланса пара и воды деаэратора:

(2.13)

где — обозначают расход греющего пара, подвод дренажей из ПВД № 1, 2 и 3, головного конденсата и воды из уплотнений питательного насоса соответственно;

-расход питательной воды, отвод из деаэратора пара на уплотнения и к эжекторам соответственно.

Подставляя известные величины в (2.12), выходит:

Баланс пара приводной турбины питательного насоса.

Пар, используемый на приводную турбину,

(2.14)

распределяется меж регенеративным подогревателем № 6, испарителем, его деаэратором, нижней ступенью сетевого подогревателя, воздушным калорифером котлоагрегата; часть пара отводится на уплотнения; остаток ворачивается в линию шестого отбора главной турбины.

Баланс конденсата.

В расширительный бачок при подогревателе № 8 соединяются дренажи из подогревателей № 4, 5, 6 и 7, из сетевых подогревателей, испарителя и подогревателя химически чистой воды, из воздушных калориферов. Вкупе с конденсатом греющего пара подогревателя № 8 эти дренажи перекачиваются насосом в смеситель № 1 на полосы головного конденсата.

Баланс конденсата в смесителе № 1 такой:

(2.15)

либо

(2.16)

(2.17)

Обозначаем для сокращения:

(2.18)

(2.19)

(2.20)

где .

Пропуск конденсата через подогреватели № 8 и 9:

(2.21)

Величиныопределенные по условиям баланса пара и конденсата, должны быть тождественно равны. Корректность вещественного баланса следует инспектировать в общем виде и в численной форме опосля проведения расчета.

Дополнительная вода и производительность испарителя.

Расход дополнительной воды определяется выражением:

(2.22)

где — расход пара на деаэратор испарителя;

— расход воды на испаритель;

— производительность испарителя;

— непрерывная продувка испарителя.

Дополнительная вода служит для восполнения утрат и включает также продувку испарителя.

Тогда по (2.22):

2.1.6 Термический баланс регенеративной установки
Расчет начинаем с подогревателей высочайшего давления. Расход воды через группу подогревателей высочайшего давления известен Потом рассчитываем деаэратор, подогреватели низкого давления и остальные теплообменники.
В итоге определяем расход пара на теплообменники, также обогрев воды в охладителях пара и дренажей, вспомогательных теплообменниках. В таблице 2.4 приведены нужные для расчета термических балансов подогревателей значения коэффициентов рассеивания тепла k, также падения давления в паропроводах от отбора турбины до пароохладителей ?ри в пароохладителях ?рпо.
Таблица 2.4 — значения коэффициентов рассеивания тепла, падения давления в паропроводах и пароохладителях

Номер теплообменника

k

р,

рпо,

1

2

3

4

1

1,007

5

2

2

1,006

6

2

3

1,005

7

2

Д

1,005

—

—

4

1,004

8

2

5

1,0035

8,5

—

6

1,003

9

—

7

1,0025

9

—

8

1,002

10

—

9

1,001

10

—

Регенеративные подогреватели высочайшего давления.

Уравнение термического баланса ПВД имеет вид:

(2.23)

где- расход греющей среды;

=1,02- расход питательной воды;

— тепло, отдаваемое греющей средой, ккал/кг;

-подогрев воды в подогревателе либо охладителе пара и дренажа.

Уравнения термического баланса отдельных теплообменников имеют вид:

Пароохладитель № 1:

(2.24)

Подогреватель № 1:

(2.25)

Охладитель дренажа № 1:

(2.26)

Пароохладитель № 2 аналогично (2.24):

Подогреватель № 2 аналогично (2.25):

Охладитель дренажа № 2 аналогично (2.26):

Пароохладитель № 3 аналогично (2.24):

Подогреватель № 3 аналогично (2.25):

Охладитель дренажа № 3:

Выносной пароохладитель рассчитывается на весь поток питательной воды по схеме противотока при температуре питательной воды 262,4 температура пара на выходе из выносного ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) принимается равной 282,4 энтальпия этого пара 711,8 ккал/кг(с учетом парового сопротивления пароохладителя),qпов=89,5 ккал/кг.

Из уравнения термического баланса пароохладителя определяем энтальпию питательной воды опосля него:

В этих 9 уравнениях неопознаны расходы параи, не считая того, девять значений обогрева.

Для определения этих величин употребляют еще три уравнения для сумм величин обогрева:

(2.27)

аналогично

В этих уравнениях правые части известны, потому можно найти все неведомые величины и. Целенаправлено суммировать уравнения последующим образом: (П1)+(ОД1)+(ПО2); (П2)+(ОД2)+(ПО3) и (П3)+(ОД3). Опосля суммирования получим три уравнения в виде:

(П1)+(ОД1)+(ПО2):

(2.28)

(П2)+(ОД2)+(ПО3):

(2.29)

(П3)+(ОД3):

(2.30)

Опосля подстановки в эти три уравнения численных значений находятся толики отборов пара:

Зная эти величины, из начальных уравнений находятся величины обогрева в охладителях пара и дренажа кДж/кг (таблица 2.5 и 2.6),где приняты последующие обозначения:

Р?- давление пара перед пароохладителем, ата;

t?, h?- температура и энтальпия пара опосля пароохладителя,С, ккал/кг;

tпо, hпо- температура и энтальпия воды за пароохладителем, С, ккал/кг;

tод, hод — температура и энтальпия воды за охладителем дренажа, С, ккал/кг;

tдр, hдр- температура и энтальпия охлажденного дренажа, С, ккал/кг;

qпо- тепло, отдаваемое паром в пароохладителе и дренажем в охладителе дренажа;

од- обогрев воды в теплообменнике.

Деаэратор и пароохладитель № 4.

Потому что температура конденсата опосля пароохладителя №4 неведома.

Таблица 2.5- Величина обогрева в охладителях пара

Теплообменник

Р?, ата

t?, С

h?, кДж/кг

tпо, С

hпо, кДж/кг

qп, кДж/кг

фпо, кДж/кг

ПО1

53,44

275,9

675

262,4

277,3

67,3

3,8

ПО2

37,6

257,6

678,9

241,0

249,8

45,9

3,8

ПО3

14,51

202,5

670,8

198,2

204,4

130,5

5,2

ПО4

6,16

168,2

663,8

157,1

158,1

84,2

5,2

ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств)

18,5

282,4

717

265

277,2

17,8

5,5

Таблица 2.6- Величина обогрева в охладителях дренажа

Теплообменник

Р?, ата

t?, С

h?, кДж/кг

tпо, С

hпо, кДж/кг

qп, кДж/кг

фпо, кДж/кг

ПО1

53,44

275,9

675

262,4

251,1

17,2

1,0

ПО2

37,6

257,6

678,9

241,0

212,5

48,1

6,1

ПО3

14,51

202,5

670,8

198,2

181,3

31,4

5,1

ПО6

6,16

168,2

663,8

157,1

109,7

14

4,1

известна температура перед ним за подогревательной частью ПНД № 4, тоцелесообразно сначала составить комбинированное уравнение деаэратора и пароохладителя № 4 в виде, комфортном для теплообменников смешения:

(2.31)

где

(2.32)

(2.33)

(2.34)

(2.35)

(2.36)

(2.37)

(2.38)

Для определения величин необходимо употреблять уравнения подогревателя № 4 и вещественного баланса деаэратора.

Регенеративные подогреватели низкого давления, испарительная установка, сетевые подогреватели и вспомогательные теплообменники.

Подогреватель № 4:

(2.39)

где

Вещественный баланс деаэратора:

(2.40)

Опосля подстановки узнаваемых численных значений характеристик пара и воды получаем:

Из этих уравнений определяются:

Из уравнения термического баланса пароохладителя № 4:

Подогреватель № 5.

Уравнение термического баланса:

(2.41)

где

Подставляя известные величины, находим: =0,0231.

Подогреватель № 6 и охладитель дренажа № 6:

Общее уравнение:

(2.42)

где

Отсюда =0,0237.

Из уравнения охладителя дренажа

(2.43)

находим

Уравнения подогревателей № 7 и 8 и расширительного бачка решаются вместе, потому что температура на входе в подогреватель № 7 неведома из-за включения смесителя № 1 потоков основного конденсата и дренажей меж подогревателями № 7 и 8. Не считая того, подогреватель № 7 является сразу конденсатором испарителя, а мелкие камешки расширительного бачка включает поток из сетевых подогревателей. Потому расчету подогревателей № 7 и 8 должен предшествовать расчет испарительной и сетевой подогревательной установок.

Испарительная установка.

Деаэратор дополнительной воды:

(2.44)

где

Используя эти соотношения и обозначая

Испаритель:

(2.45)

где

Подставляя известные величины, находится:

Охладитель продувки:

(2.46)

Принимается

выходит

В этом случае энтальпия нагретой дополнительной и охлажденной продувочной воды будут соответственно равны:

Подогреватель дополнительной воды:

(2.47)

где

Тогда.

Сетевые подогреватели.

Относительный расход сетевой воды определяется по формуле:

(2.48)

где -производительность сетевой установки в относительных единицах (на 1 кг свежайшего пара).

Сетевой подогреватель верхней ступени:

(2.49)

где

Тогда.

Сетевой подогреватель нижней ступени:

(2.50)

где

Тогда подставляя значения в (2.50), выходит

Означает

Подогреватель № 7:

(2.51)

где

Опосля подстановки в (2.51) узнаваемых величин выходит:

Смеситель СМ1 основного конденсата и дренажей:

(2.52)

где поток дренажей, подводимых к смесителю № 1.

и

Уравнение смесителя напишется в виде.

либо

Расширительный бачок:

(2.53)

Подставляя все данные, выходит:

Подогреватель № 8:

(2.54)

Опосля подстановки узнаваемых величин выходит:

Суммарный обогрев основного конденсата в (П7) и (СМ1) равен:

Опосля совместного решения этих уравнений определяется:

Не считая того, находится:

Подогреватель № 9, охладители уплотнений, газа, эжекторов и смеситель конденсата № 2:

За ранее находим расход конденсата через эти теплообменники:

Отсюда пропуск пара в конденсатор (по балансу конденсата):

(2.55)

Расчет ведем, начиная со смесителя № 2, и дальше по ходу основного конденсата.

Смеситель СМ2:

(2.56)

Подставляя известные значения:

выходит

Охладитель эжекторов конденсатора турбины:

(2.57)

Подставляя известные значения:

находится

Газоохладитель:

(2.58)

Где -величина потока воды через газоохладители, отнесенная на единицу расхода пара.

Подставляя все известные величины:

Находится

Охладитель уплотнений:

(2.59)

Подставляя все известные величины:

находится

Подогреватель № 9:

(2.60)

Подставляя все известные величины:

находится

2.1.7 Определение толикой отборов пара из турбины и контроль баланса пара и конденсата
Величина пропуска пара в конденсатор, исходя из парового баланса турбины:

Из расчета термических балансов:

Отсюда

и

Таковым образом, баланс пара и конденсата сведен.

2.1.8 Энергетический баланс турбоагрегата и определение расходов пара и воды
Ввиду сложной схемы протечек пара через наружные и внутренние уплотнения, наличия отборов и сброса пара в турбину, целенаправлено найти расход пара на нее, исходя из работы 1 кг свежайшего пара в поочередных ее отсеках.
Суммарная работа пара в согласовании с таблицей 2.7 равна:

(2.61)

Отсюда расход пара на турбину равен аналогично (2.2):

другими словами фактически равен за ранее определенной величине.

Таблица 2.7-Изменение толики пропуска пара по отсекам

Интервал давления

Толика пропуска пара

Численная величина

Внутреннее теплопадение, Hi, ккал/кг

Внутренняя работа на 1 кг свежайшего пара, Hi, ккал/кг

228-102,9

0,98184

207

203,2

102,9-89

0,96344

36

34,6

89-56,25

0,98264

110,6

108,5

56,25-40

0,92364

73,7

69,1

35,0-15,6

0,82046

246

202

15,6-6,7

0,66746

223,3

149,04

6,7-4,04

0,64333

116,5

74,95

4,04-2,28

0,620023

113,1

70,1

2,23-1,21

0,6343

112,3

71,23

1,21-0,583

0,62152

116,9

72,7

0,583-0,254

0,6149

111,9

68,8

0,254-0,035

0,5886

171

102,9

Расход пара через промежный перегреватель:

Расход дополнительной воды:

Продувка испарителя:

Расход пара на обогрев воздуха в котельной:

Пропуск основного конденсата через газоохладитель:

Паровая перегрузка котельной установки:

2.1.9 Определение энергетических характеристик
характеристики турбоустановки.
Полный расход тепла на турбоустановку:

(2.62)

Расход тепла на Создание электроэнергии:

(2.63)

где =150 Гкал/ч-тепловая перегрузка сетевых подогревателей;

-тепло, отданное на обогрев воздуха в котельной и определяющееся как:

-тепло, приобретенное от газоохладителяи определяющееся как:

Тогда по (2.63)

Удельный расход тепла на турбинную установку без учета собственного расхода электроэнергии (с учетом расхода тепла на паровой привод питательного насоса) определяется последующим образом:

(2.64)

Коэффициент полезного деяния турбинной установки без учета собственного расхода электроэнергии (с учетом расхода тепла на паровой привод питательного насоса) определяется как:

(2.65)

характеристики блока.

Термическая перегрузка котлоагрегата:

(2.66)

Подставляя значения, выходит:

Коэффициент полезного деяния транспорта тепла:

(2.67)

Расход тепла на электростанцию (блок) при

(2.68)

Удельный расход тепла на электростанцию:

(2.69)

Коэффициент полезного деяния электростанции:

(2.70)

С учетом собственного расхода электроэнергии в размере 3% мощности турбоагрегата КПД электростанции нетто:

Удельный расход условного горючего нетто:

(2.71)

2.2 Описание и определение расхода горючего котлоагрегата

2.2.1 Короткое описание и техно черта парового котла

Котел ТГМП-344А предназначен для сжигания высокосернистого мазута и природного газа. Конструктивно котел выполнен по П-образной компоновке и состоит из топочной камеры и опускного газохода, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом.

Стенки топочной камеры, потолок, горизонтальный и опускной газоходы экранированы цельносварными газоплотными панелями, выполненными из сваренных меж собой плавниковых труб поперечником 32 мм, шириной 6 мм и шагом 46 мм (сталь НСМ-2 либо сталь 12Х1МФ).

Топочная камера открытая, призматическая, с размерами в плане по осям труб 16320×8470 мм. Высота топки от пода до потолочного пароперегревателя 33300 мм. Термическое напряжение топочного размера при сжигании мазута составляет 177,8×103 и 176,3х103ккал/м3ч при сжигании газа.

Экраны топочной камеры по высоте разбиты 2-мя горизонтальными разъемами на три части: нижнюю радиационную часть (НРЧ), среднюю радиационную часть (СРЧ) и верхнюю радиационную часть (ВРЧ) с промежным перемешиванием среды.

НРЧ содержит в себе панели пода топки и панели вертикальных (фронтовой, задней и боковых) стенок до первого разъема. СРЧ содержит в себе панели фронтовой, задней и боковых стенок топочной камеры меж I и II разъемами. ВРЧ состоит из блоков панелей топки, расположенных выше второго разъема. Оси первого и второго разъемов размещены на отметках 14800 и 22600 мм соответственно.

Для улучшения аэродинамики верхней части топочной камеры трубы заднего экрана ВРЧ образуют выступ в топку на глубину 2400мм.

Топочная камера оборудована 16 газомазутными горелками вихревого типа, установленными встречно в два яруса на фронтовой и задней стенах по четыре горелки в любом ярусе. Горелки нижнего яруса установлены на отметке 8450 мм, верхнего — 11700 мм. Расстояние по горизонтали меж центральными горелками — 3128 мм, меж центральными и последними горелками -3082 мм. Расстояние от последних горелок до боковых стенок топочной камеры -3514 мм. Амбразуры горелок выполнены охлаждаемыми из труб экранов НРЧ, которые с огневой стороны ошипованы и покрыты карборундной массой.

Горелки укомплектованы паромеханическими форсунками «Титан-М» производительностью 4,4 т/ч при давлении 35 кгс/см2. Номинальная производительность горелки по газу составляет 4640 нм3/ч при давлении 0,4 кгс/см2.

Для понижения уровня термических потоков в зоне наибольшего тепловыделения, понижения угрозы высокотемпературной коррозии, также уменьшения вредных выбросов NOx в атмосферу в нижнюю часть топки через горелки подаются газы рециркуляции, забираемые из газохода опосля водяного экономайзера (20 % при номинальной перегрузке и сжигании мазута и 18,5 % — при сжигании газа).

На выходе из топки в поворотном горизонтальном газоходе размещены ширмовый пароперегреватель, 1-ый фестон, входной и выходной пакеты конвективного пароперегревателя высочайшего давления и выходной пакет конвективного пароперегревателя низкого давления и фестон конвективной шахты.

В опускном газоходе поочередно по ходу газов расположены входная ступень конвективного пароперегревателя низкого давления и водяной экономайзер.

Предусмотрена возможность установки на котле насосов рециркуляции среды ГТН-1000-150 для обеспечения надежной работы экранных поверхностей нагрева котла при пуске, останове и работе его на пониженных отягощениях.

Технические данные котла.

Номинальная производительность котла, т/ч

1000

давление пара, кгс/см2

255

Температура пара, °С

545

температура питательной воды, °С

270

Расход пара промежного перегрева, т/ч

800

температура пара промперегрева на входе в котел, °С

300

температура пара промперегрева, °С

542

Давление пара промперегрева на входе в котел, кгс/см2

41

давление пара промперегрева, кгс/см2

38,5

Температура жаркого воздуха, °С

334/300

температура уходящих газов, °С

138/110

Коэффициент излишка воздуха на выходе из топки

1,03/1,1

Утраты тепла, %

-с уходящими газами

5,10/4,29

-с хим неполнотой сгорания

0,9/0,9

-с механической неполнотой сгорания

0/0

-в окружающую среду

0,2/0,2

КПД(брутто)котла,%

93,79/94,61

Расчетный расход горючего, т/ч/нм3/ч

70,7/78,1103

В числителе представлены расчетные свойства котла при его работе на мазуте, в знаменателе — при работе на газе.

Котел ТГМП-344А обустроен последующим вспомогательным оборудованием:

-двумя осевыми дымососами типа ДОД-31,5 ФГМ;

-двумя дымососами рециркуляции дымовых газов типа ГД-31;

-двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН-25х2-1;

-двумя регенеративными вращающимися воздухоподогревателями типа РВП-98Г;

-калориферами типа КВБ-12П.

Короткое описание конструкции поверхностей нагрева котла.

Водяной экономайзер (ВЭ)размещен в нижней части конвективной шахты и является первой по ходу среды и крайней по ходу газов поверхностью нагрева котла.

Водяной экономайзер противоточный по высоте состоит из 2-ух частей с разъемом меж ними 2040 мм.

Нижняя часть экономайзера состоит из 6 блоков и 4 входных коллекторов поперечником 273×40 мм (12ХМФ), расположенных на отметке 16320 мм параллельно фронту котла снутри конвективной шахты.

Верхняя часть состоит из 6 блоков и 12-ти выходных коллекторов поперечником 273×40 мм (12Х1МФ), расположенных снутри конвективной шахты на отметке 23020 мм. Выходные коллекторы водяного экономайзера являются сразу входными навесной системы конвективной шахты.

Два средних блока каждой части состоят из 33 4 заходных пятиходовых пакетов змеевиков, состоящих из труб поперечником 32×6 мм (сталь 20).

Другие четыре блока состоят из 34 таковых же пакетов змеевиков. Всего водяной экономайзер состоит из 808 змеевиков. Шаг меж пакетами змеевиков 80 мм. Шаг меж трубами в пакете 60 мм.

Нижняя радиационная часть (НРЧ) выполнена цельносварной из плавниковых труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2). НРЧ состоит из фронтового, заднего и баковых экранов. Фронтовой и задний экраны НРЧ состоят из 6 панелей, боковые — из 4 панелей. Трубы панелей фронтового и заднего экранов НРЧ стыкуются на монтаже с трубами панелей пода, образуя единую панель.

Любая панель фронтового и заднего экранов НРЧ состоит из входного коллектора поперечником 219×36 мм (12Х1МФ), выходного коллектора поперечником 219×40 мм (12Х1МФ) и 59 плавниковых труб поперечником 32×6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Любая панель боковых экранов НРЧ состоит из входного коллектора поперечником 219×36 мм (12Х1МФ), выходного коллектора поперечником219×40 мм (12Х1МФ) и 46 плавниковых труб поперечником 32×6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Средняя радиационная часть. Панели средней радиационной части (СРЧ) экранируют топку на отметках от 14600 до 22600 мм.

СРЧ выполнена цельносварной из плавниковых труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2). СРЧ состоит из фронтового, заднего и боковых экранов. Фронтовой и задний экраны СРЧ состоят из 6 панелей, боковые — из 4.

Любая панель фронтового и заднего экранов СРЧ состоит из входного коллектора поперечником 219×36 мм (12Х1МФ), входного коллектора поперечником 219×40 мм (12Х1МФ) и 59 плавниковых труб поперечником 32×6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Любая панель боковых экранов СРЧ состоит из входного коллектора поперечником 219×36 мм (12Х1МФ), выходного поперечником 219×40 мм (12Х1МФ) и 46 плавниковых труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2), установленных с шагом 46 мм.

Верхняя радиационная часть (ВРЧ) содержит в себе панели фронтового, заднего и 2-ух боковых экранов. Панели фронтового и боковых экранов ВРЧ экранируют топку от отметки 22600 мм до потолочного пароперегревателя (отметка 36300 мм). Панели заднего экрана ВРЧ экранируют заднюю стенку топки от отметки 22600 до 31900 мм и состоят из 3-х участков: вертикального, наклонного (под углом 30° к вертикали), образующего аэродинамический выступ, и горизонтального, являющегося подовым экраном горизонтального газохода. На этом участке имеется монтажный стык.

ВРЧ выполнена цельносварной из плавниковых труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2). Фронтовой и задний экраны ВРЧ состоят из 6 панелей, боковые — из 4.

Любая панель фронтового и заднего экранов состоит из 59 труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2) и 2-ух коллекторов: входного поперечником 219×36 мм (12Х1МФ) и выходного поперечником 219×40 мм (12Х1МФ). Шаг труб в панелях — 46 мм. Любая панель боковых экранов ВРЧ состоит из 46 плавниковых труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2) с шагом по плавникам 46 мм и 2-ух коллекторов: 1-го входного поперечником 219×36 мм (12Х1МФ) и 1-го выходного поперечником 219×40 мм (12Х1МФ).

Экраны конвективной шахты (ЭКШ) содержат в себе панели фронтовой, боковых и задней стенок конвективной шахты.

Панели фронтовой стенки ЭКШ экранируют фронтовую стенку опускного газохода котла от отметки 24000 до 31900 мм и участок пода горизонтального газохода на расстоянии 2000 мм в сторону фронта котла.

Фронтовая стенка конвективной шахты состоит по ширине из 6 панелей. Любая панель выполнена из 59 плавниковых труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2), сваренных меж собой с шагом 46 мм и 2-ух коллекторов (входного и выходного) поперечником 219×40 мм (12Х1МФ). Любая панель состоит из вертикального и горизонтального участков. Горизонтальный участок фронтового экрана конвективной шахты вместе с горизонтальным участком заднего экрана ВРЧ образуют нижнюю (подовую) часть переходного газохода.

Панели боковых стенок ЭКШ экранируют боковые стенки опускного газоходаототметки24000 мм до пода горизонтального газохода (отметка36300 мм).

Любая из боковых стенок конвективной шахты (левая и правая) состоит из 3-х сваренных меж собой панелей. Левый боковой экран является зеркальным отображением правого. Любая панель боковых экранов состоит из 55 плавниковых труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2), сваренных меж собой по ребрам с шагом 46 мм и 2-ух коллекторов: входного поперечником 219×36 мм (12Х1МФ) и выходного поперечником 219×40 мм (12Х1МФ).

Задний экран конвективной шахты состоит из 6 сваренных меж собой панелей. Панели задней стенки КШ экранируют заднюю стенку от отметки 24600 мм до отметки 38300 мм и выполнены заодно с потолочным пароперегревателем.

Любая панель заднего экрана выполнена из 59 плавниковых труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2), сваренных меж собой по плавникам с шагом 46 мм, и входной камеры поперечником 219×40 мм (12Х1МФ).

Потолочный пароперегреватель выполнен заодно с задним экраном конвективной шахты и состоит из 6 горизонтальных панелей, экранирующих потолок котла на длине 20440 мм. Любая панель состоит из 59 сваренных меж собой по плавникам труб поперечником 32×6 мм (НСМ-2) с шагом 46 мм и 1-го выходного коллектора поперечником 219×40 мм (12Х1МФ).

На расстоянии 3000 мм от фронтовой стенки топки на каждой панели потолка предусмотрены балки, за которые осуществляется подвеска панелей к металлоконструкциям потолочного перекрытия. Это крепление принимает нагрузку от массы панелей и вероятных хлопков в топке. Масса остальной части потолочного экрана умеренно распределяется на подвески и крепления поверхностей нагрева, трубы которых проходят через потолок. У задней стенки конвективной шахты подвеска осуществлена конструктивно так же, как подвеска фронтовой стенки топочной камеры, но лишь загиб панели.

пространство сопряжения потолочного пароперегревателя и фронтовой стенки топки уплотняется при помощи уплотнительных коробов. Не считая уплотнений мест прохода поверхностей нагрева через потолочный пароперегреватель, район потолка добавочно запирается «теплым ящиком» («шатром»), который изолируется снаружи. «Шатер» соединен с вертикальными экранами по периметру потолка с помощью особых листов, представляющих из себя большие компенсаторы.

Любая из стенок бокового экрана переходного газохода состоит из 3-х вертикальных панелей, размещенных меж боковыми панелями ВРЧ и КШ. Любая панель состоит из 46 плавниковых труб поперечником 32×6 мм (12Х1МФ), сваренных по плавникам, и 2-ух коллекторов (входного поперечником 219×40 мм и выходного поперечником 219×36 мм (12Х1МФ).

Ширмовый пароперегреватель размещается в верхней части топочной камеры и состоит из 1-го ряда вертикальных ширм. В ряду установлено 26 ширм с шагом 598 мм. Высота ширм 9950 мм.

Любая ширма состоит из 2-ух коллекторов (входного и выходного) поперечником 159×28 мм (12Х1МФ) и 37 параллельно включенных V-образных змеевиков из труб поперечником 32×6 мм (12Х1МФ). Шаг труб в ширме 35 мм.

Крепление труб в плоскости ширмы осуществляется методом вывода 2-ух пар труб из плоскости ширмы и обвязки ими других змеевиков. Любая пара обвязочных змеевиков скрепляется средством упоров, сделанных из полос шириной 6 мм.

В верхней части ширм, в месте прохода змеевиков ширм через потолок, трубы установлены в шахматном порядке в два ряда с шагом 70 мм.

Конвективный пароперегреватель высочайшего давления(КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) ВД) размещен в горизонтальном газоходе и состоит из 2-ух ступеней: входной и выходной. Конструктивно входная и выходная ступени КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) ВД выполнены идиентично. Первой по ходу газов установлена входная ступень. Любая ступень состоит из 6 блоков. Любой блок состоит из 2-ух коллекторов: 1-го входного и 1-го выходного, также 19 трехзаходных, двухпетлевых пакетов змеевиков. Входные коллекторы первой ступени КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) ВД выполнены из труб поперечником 273×36 мм (12Х1МФ), выходные коллекторы из труб поперечником 273×63 мм (12Х1ВМФ). Входные и выходные коллекторы 2-ой ступени КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) ВД выполнены из труб поперечником 273×50 мм и поперечником 273×63 мм (12Х1МФ) соответственно.

Змеевики первой и 2-ой ступеней КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) ВД выполнены комбинированными: необогреваемая часть на входе в ступень из труб поперечником 42×7 мм (12Х1МФ) и на выходе из ступени из труб поперечником 50×11 мм (12Х1МФ).

Обогреваемая часть первой ступени КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) ВД состоит из 2-ух петель: одна (1-ая по ходу среды) из труб поперечником 42×7 мм (12Х1МФ), а иная (выходная) из труб 42×7 мм (12Х18Н12Т).

Обогреваемая часть 2-ой ступени выполнена из труб поперечником 42×7 мм (12X18HI2T). Сварка труб поперечником 42 мм с трубами поперечником 50 мм осуществлена через переходник. Шаг меж змеевиками 65 мм. Шаг меж пакетами змеевиков 138 мм.

К любому (входному и выходному) коллектору блока приварено по три штуцера поперечником 159×22 мм для присоединения подводящих и отводящих трубопроводов.

Конвективный пароперегреватель низкого давления(КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) НД) состоит из 2-ух ступеней: входной и выходной.

Входная ступень размещена в конвективной шахте и в этом газоходе является первой поверхностью нагрева по ходу газов. Выходная ступень размещена в горизонтальном (переходном) газоходе и является крайней поверхностью нагрева (по ходу газов) в этом газоходе.

Входная ступень КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) НД всякого потока состоит из 1-го входного и 2-ух выходных коллекторов поперечником 465×30 мм и 176четырехзаходных змеевиков из труб поперечником 50×4 мм (12Х1МФ).

Выходная ступень КПП (Контрольно-пропускной пункт — пункт, предназначенный для контроля за проходом (посещением) и пропуска на территорию какого-либо объекта) НД выполнена двухпоточной. Любой поток состоит из 2-ух подпотоков. Конструктивно любой подпоток состоит из 1-го входного и 1-го выходного коллекторов поперечником 465×30 мм (12Х1МФ) и 29 трехзаходных, трехпетлевых пакетов труб поперечником 60×5 мм. Крайняя петля змеевиков в обогреваемой зоне выполнена из стали 12Х18Н12Т, а другие петли — из стали 12Х1МФ.

Горелочноеустройство.

Горелки (16 штук на котел) предусмотрены для раздельного сжигания газа и мазута.

Проточный канал горелки выполнен трехпоточным и состоит из внешнего (периферийного), внутреннего ицентрального каналов. В внешнем и внутреннем каналах установлены недвижные направляющие аппараты, служащие для закрутки потоков, установленные под углом 60° к сгустку.

Через внутренний и центральный каналы подается воздух, а через периферийный подается смесь воздуха и газов рециркуляции. Подвод воздуха и газов рециркуляции к горелкам осуществлен групповыми коробами (один короб на две горелки). Возможность перераспределения воздуха по каналам горелок обеспечивается клапанами, установленными на подводах к групповым коробам на входе в периферийный и внутренний каналы горелок.

]]>